Save us from the perils of maximum prices for energy! (in English)

For the Dutch version, please click here.

The Belgian ministers Vandelanotte en Wathelet, responsible for economy and energy, want to investigate the high prices of energy in Belgium. Apparently, they consider the introduction of maximum prices. This obviously sounds logical to citizens. If the prices that those vilified energy suppliers charge for their gas and power are too high, than impose a maximum on them. Well, my dear ministers, can I please beg you to abandon this idea? And if you start ordering studies, you might analyze the consequences of curbing energy prices for final consumers in California and Spain.

In California, maximum prices contributed substantially to the energy crisis of 2000 – 2001. The curb by the Californian government of prices that suppliers could charge to end consumers induced an investment stop for power production capacity and a continuous growth of consumption. The consequence was a massive, disastrous shortage of power. In Spain, the government also decided many years ago to use the weapon of maximum prices, looking for electoral success. Today, the power producers that were affected claim the losses they suffered then. As a consequence, the already beleaguered Spanish budget minister is to search for an extra 20 billion euro for paying back power companies.

The ministers want to compare our energy prices with the surrounding countries. Of course, they will point out the much lower power price in France. However, the comparison doesn’t stand. The French power market, especially in the residential segment, still largely is a regulated market and not an open market such as ours. And indeed, in such a market, the authorities can simply decide to have the lower production costs of nuclear power reflected in lower costs for the end consumer. But that is a totally different story than a Belgian government that promotes an open market but intervenes in the pricing by imposing maximums.

Of course, the fact that prices in the regulated French market are lower than in our open market gives rise to the question whether deregulating the power market was a good idea after all. What do we get in the open market? Higher prices, more risk since the volatility is higher and about the service level I here a lot of complaints. In open markets, marginal cost pricing determines the price of the power, in regulated markets, the price is determined by average production costs. In countries with a lot of nuclear power like Belgium and France, the result is that with a gas price of 20 euro per MWh, the open market results in higher power prices than the regulated market. If the gas price would drop to 10 euro, the prices in the open market would be lower. Is that unthinkable? No, in the US prices have been below 10 euro per MWh for many months now. However, even if as an energy procurement consultant, liberalized energy markets are my ‘raison d’être’, intellectual honesty obliges me to admit that the deregulation of the power market hasn’t brought us much good. The question is whether a return is possible? Would that be intelligent if during the liberalization you have allowed all your national energy champions to be sold to foreign outfits?

Moreover, as far as the gas market is concerned, we can claim without a doubt: fortunately that that market was an open market and not regulated in the past years. Without liberalization we would have had a variable gas price that went up without limitations with the oil price. Thanks to deregulation, gas clients had the possibility to fix their oil-indexed prices and to switch their contracts to the cheaper Hub markets. Again the example of France is telling. The regulated gas prices in France are much higher than the prices you can close in the liberalized part of the market.

I am curious whether another (expensive) study of the price level in Belgium compared to the surrounding countries will result in the same conclusions. I can already save some costs of study for the ministers. A simple look at the price evolution on the power and gas exchanges (www.apxendex.com, www.eex.de) will teach them that wholesale prices for power and gas in Belgium are not higher than those in the surrounding countries, rather to the contrary. To our own surprise, we observe in the past months that the forward power price in Belgium is the lowest in the Belgian-Dutch-French-German market. Bad luck of course for populist politicians (a plague of which I wouldn’t want to accuse the gentlemen Vandelanotte and Wathelet). Drawing the evident conclusion, namely that Electrabel abuses its dominant position in the production market to push up prices, becomes impossible.

Due to my job, I have a good view on prices paid by industrial consumers of power in Belgium and the surrounding countries. Well, as far as the commodity part of the bill is concerned, that part for which suppliers are responsible, I can say: they are not higher in Belgium than in the Netherlands or Germany. Again: comparing with France is meaningless, as that market is regulated and if you want to compare with it, you have to run the debate on whether to liberalize or not. I’m not familiar with the power market for residential consumers, but I read in the papers that the prices are effectively higher than e.g. in the Netherlands. Of course, a study is to show whether this isn’t mostly due to higher grid costs and taxes, which is the non-deregulated part of the bill. However, if the commodity price for the residential consumer is higher, I see only one possible cause: a malfunctioning retail market. If the wholesale price (the one on apxendex and eex) is lower, and the price for the end consumer is higher, this means that there is a lack of competition in the retail market.

Precisely for this reason maximum prices are such an idiotic idea. The incumbent and still dominant player (Electrabel) would suffer least from this. He would be able to compensate the losses he suffers by the maximum price with the profits that he makes by selling his nuclear power in the wholesale market. For a newcomer without its own power production, it would mean a disaster. If the ministers put the price at the level of the French price, it would mean that a newcomer would have to supply an end consumer at a price that is cheaper than the price at which he can buy in the wholesale market. The introduction of a maximum price would simply destroy the small amount of competition that we currently have in the power market.

What we need to bring Belgian power prices in line with the surrounding countries is more liberalization and not less. Belgium is for example, the most limited market in Europe as far as available products on the wholesale exchange are concerned. Just compare market results for Belgium and The Netherlands on www.apxendex.com. In Belgium, a supplier has just ten products to hedge the power prices he is offering to a client. In the Netherlands, a supplier has 51 products. Especially the lack of peakload products for Belgium is a real shame. Due to this, alternative suppliers have to charge additional risk premiums, of which I could imagine that for residential consumers this results in higher prices in Belgium than in the surrounding countries.

And while I’m giving ideas of how to complete our liberalization. When will regulator Creg get a strong mandate to face grid operators when they are negotiating grid fees? For the residential consumer, this regulated part of the power bill is at least as big as the liberalized commodity part. Why does a new supplier have to go through three different authorization processes (Flanders, Brussels and the Walloon Region) to develop its business in this tiny country? Why do we use the nuclear rent to fill the holes in the government’s budget instead of using it to reduce the cost of greening the power production for the end consumer?

But OK, we will probably get another study that doesn’t reveal much. So, that it allows policymakers to take the measures that are politically right, not those that offer fundamental technical-economical solutions. But please, save us from the perils of maximum prices. Don’t destroy the small amount of competition that we currently have.

Filed under: Belgium, Energy policy

Bespaar ons de gesel van maximumprijzen voor energie! (in Dutch)

De Belgische ministers Vandelanotte en Wathelet, bevoegd voor economie en energie, willen de hoge energieprijzen in België laten onderzoeken. Daarbij zouden ze overwegen om maximumprijzen in te voeren. Klinkt natuurlijk logisch in de oren van de burger. Als de prijzen die de vermaledijde energieleveranciers aanrekenen voor hun gas en stroom te hoog zijn, leg ze dan een maximum op. Welnu, heren Vandelanotte en Wathelet, mag ik u met aandrang vragen om dit idee op te bergen? Als u toch aan het studeren gaat, bekijk dan misschien eens wat de gevolgen waren van het begrenzen van de prijs aan de eindklant in Californië en Spanje.

In Californië hadden maximumprijzen een belangrijke bijdrage aan de energiecrisis van 2000 – 2001. De beperking door de Californische overheid van de prijzen die leveranciers konden aanrekenen aan eindklanten zorgde ervoor dat producenten stopten met investeren in productiecapaciteit en consumenten steeds meer bleven verbruiken. Het gevolg was een massaal, desastreus tekort aan stroom. Ook in Spanje greep de regering vele jaren geleden naar het wapen van de maximumprijzen, op zoek naar electoraal succes. De getroffen stroomproducenten claimen nu de verliezen die ze daardoor hebben geleden terug. Het gevolg is dat de al fel belaagde Spaanse begrotingsminister ook nog eens op zoek moet naar 20 miljard euro voor het terugbetalen van stroombedrijven.

De ministers willen onze energieprijzen vergelijken met de omliggende landen. Daarbij zal allicht sterk verwezen worden naar de veel lagere stroomprijs in Frankrijk. Maar die vergelijking gaat absoluut niet op. De Franse stroommarkt, zeker voor particulieren, is nog grotendeels een gereguleerde markt en geen vrije markt zoals de onze. En inderdaad, in zo’n markt kan de overheid eenvoudigweg beslissen om de lagere productiekosten van nucleaire stroom ook te vertalen in lagere kosten voor de eindverbruiker. Dat is een totaal ander verhaal dan een Belgische overheid die wel een vrije markt propageert maar dan vervolgens gaat ingrijpen in de prijszetting door maxima op te leggen.

Dat de stroomprijs in de gereguleerde Franse markt lager is dan in onze vrije markt roept uiteraard de vraag op of de vrijmaking van de stroommarkt wel een goed idee was. Wat krijgen we in die vrije markt? Hogere prijzen, meer risico, want meer volatiliteit en over service hoor ik toch ook wel flink klagen. In vrije markten bepaalt de marginale kostenberekening de prijs van de stroom, in gereguleerde markten is de prijs bepaald door gemiddelde productiekosten. In landen met veel kernenergie zoals België en Frankrijk, is het resultaat bij een gasprijs van 20 euro per MWh dat je een hogere prijs hebt in de vrije markt dan in een gereguleerde. Als die gasprijs naar 10 euro zou zakken, dan zouden de vrije marktprijzen lager zijn dan de gereguleerde. Is dat ondenkbaar? Nee, in de VS is de gasprijs al vele maanden lang lager dan 10 euro per MWh. Maar goed, alhoewel ik als energie inkoop consultant leef van vrijgemaakte energiemarkten, gebiedt de intellectuele eerlijkheid mij om toe te geven dat de vrijmaking van de stroommarkt weinig goeds heeft gebracht. De vraag is evenwel of we nog kunnen terugkeren? Zou dat overigens verstandig zijn wanneer je tijdens de liberalisering alle eigen energiebedrijven aan buitenlandse groepen hebt laten verkopen?

Bovendien, wat de gasmarkt betreft, daar kunnen we zonder twijfel zeggen: gelukkig was die markt de afgelopen jaren een vrije en geen gereguleerde markt. Zonder liberalisering zouden we een variabele gasprijs hebben gekregen die onbeperkt omhoog ging met de olieprijzen. Dankzij de liberalisering kregen gasklanten de mogelijkheid om hun olie-geïndexeerde prijzen te fixeren en om over te schakelen naar de goedkopere Hubmarkt. Opnieuw is het voorbeeld van Frankrijk hier veelzeggend. De gereguleerde gasprijzen die Frankrijk kent zijn flink hoger dan de prijzen die je er kan afsluiten in het geliberaliseerde deel van de markt.

Ik ben zeer benieuwd of nog maar eens een (dure?) studie over het prijsniveau in België in vergelijking met de omliggende landen deze conclusies naar voor zal brengen. Ik kan de heren ministers alvast wat studiekosten besparen. Een eenvoudige blik op de evolutie van de prijzen op de stroom- en gasbeurzen (www.apxendex.com, www.eex.de) zal hen leren dat de groothandelsprijzen voor stroom en gas in België niet hoger zijn dan die in de omliggende landen, wel integendeel. Tot onze eigen verbazing moeten wij al maanden aan een stuk vaststellen dat de forward stroomprijs voor België de laagste is in de Belgisch-Nederlands-Frans-Duitse markt. Pech uiteraard voor de populistische politicus (een kwaal waar ik de heren Vandelanotte en Wathelet niet van wens te beschuldigen). De evidente conclusie kan u namelijk al niet meer trekken, namelijk dat Electrabel zijn dominante positie in de productiemarkt misbruikt om de prijzen de hoogte in te jagen.

Vanuit mijn beroep heb ik een goed zicht op prijzen die industriële verbruikers in België en de omliggende landen betalen voor stroom. Welnu, over de commodity, het deel van de rekening waarvoor de leveranciers verantwoordelijk zijn, kan ik zeggen: dit is niet hoger in België dan in Nederland of Duitsland. Opnieuw, vergelijken met Frankrijk is zinloos, die markt is gereguleerd en als je daarmee wil vergelijken dan moet je het debat over liberaliseren of niet voeren. Ik ben niet thuis in de stroommarkt voor particulieren, maar daarover lees ik in de kranten dat de prijs wel degelijk hoger is dan bv. de Nederlandse. Uiteraard moet een studie uitwijzen of dit niet vooral te wijten is aan hogere prijzen voor netkosten en taksen, het niet-geliberaliseerde deel van de rekening. Maar als de commodityprijs voor de particuliere eindklant hoger is, dan zie ik daarvoor maar één mogelijke oorzaak: gebrekkige marktwerking. Als de groothandelsprijs (die van apxendex en eex) lager is, en de prijs voor de eindklant is hoger, dan betekent dit dat er een gebrek is aan concurrentie in de retailmarkt.

Net daarom zijn maximumprijzen zo’n idioot idee. De dominante historische leverancier (Electrabel) zou daar namelijk het minste last van hebben. Hij kan de verliezen die hij leidt door die maximumfactuur compenseren met zijn winsten die hij maakt door zijn nucleaire stroom te verkopen in de groothandelsmarkt. Voor een nieuwkomer die geen eigen stroomproductie heeft, zal dit evenwel een regelrechte ramp betekenen. Als de ministers de maximumprijzen op het niveau van de Franse prijs zouden leggen, dan betekent dit dat zo’n nieuwkomer goedkoper aan de eindklant moet leveren dan de prijs waaraan hij in de groothandelsmarkt kan kopen. De invoering van een maximumprijs zou dan ook simpelweg betekenen dat we het beetje concurrentie dat we nu kennen in de stroommarkt van de kaart vegen.

Wat we nodig hebben om de Belgische stroomprijzen in lijn te brengen met de omliggende landen is meer liberalisering en niet minder. Zo is België op vandaag de meest beperkte markt van Europa wat betreft de beschikbare producten op de groothandelsbeurs. Op www.apxendex.com moet je maar eens de marktresultaten voor België en Nederland vergelijken. In België heeft een leverancier ocharme tien producten ter beschikking om de stroomprijs voor een klant in te dekken. In Nederland heeft een leverancier er 51. Vooral het ontbreken van peakloadproducten voor België is een regelrechte schande. Een alternatieve leverancier moet hierdoor extra risicopremies invoeren in zijn prijszetting, waarvan ik mij inderdaad kan voorstellen dat dit in de residentiële markt tot een hogere prijs in België dan in de omliggende landen leidt.

En terwijl ik toch ideeën weggeef om onze liberalisering te voltooien. Wanneer zal de regulator Creg eindelijk eens een krachtig mandaat krijgen zodat ze steviger weerwerk kan geven tegen distributienetbedrijven wanneer deze hun distributietarieven onderhandelen? Voor de particuliere klant is dit gereguleerde deel van de stroomrekening minstens even groot als het geliberaliseerde commodity deel. Waarom moet een nieuwe leverancier drie vergunningsprocedures (Vlaanderen, Brussel & Wallonië) voeren om zijn business in dit kleine landje te ontwikkelen? Waarom wordt de nucleaire rente gebruikt om gaten in begrotingen te dichten en niet om de kost voor de eindverbruiker van de vergroening van de stroomproductie te laten dalen?

Maar goed, we zullen wel weer een nietszeggende studie krijgen. Zodat de beleidsvoerders de maatregelen kunnen nemen die politiek juist zijn, en niet de maatregelen die fundamentele technisch-economische oplossingen aanreiken. Maar alsjeblieft, spaar ons de waanzin van maximumprijzen. Vernietig niet het beetje marktwerking dat we kennen.

Filed under: Belgium, Energy policy

Our colleague Felipe Gracia in La Vanguardia

Felipe Gracia, who is responsible for E&C’s recent rapid growth in the Iberian market, was interviewed by Spanish daily La Vanguardia last week. Below you can find the text of the interview (in English translation, original Spanish version below).

“The traditional way of buying energy is no longer appropriate”

 

The consultant analyses the evolution of the sector in the past year with events such as Fukushima.

 

Economy / 09/01/2012 / 00:10h

 

Judith Martinez

Barcelona

 

Felipe Gracia is an energy consultant and co-owner of the European group E&C consultants, with operations in 17 European countries and offices in Belgium, the Netherlands, Spain, Germany and the UK. Specialized in financial markets, Gracia analysis how their variations affect the costs of these companies for buying energy, gas as well as electricity. He says that due to the volatility, their price suffers significant variations at different moments in the year and that the choice of the moment at which you buy is crucial.

 

Where is the energy that we consume coming from?

 

Some two thirds of the gas that is consumed in Spain comes from external producing countries and arrives in our country by LNG-ship. This gas is regasified in terminals in the ports and can be injected into the system or loaded on trucks so that it arrives at clients that don’t have access to gas pipelines (this is what we know as liquid gas). The rest arrives by pipeline, principally from Algeria. By contrast, (almost all) electricity is generated locally by different technologies: wind, hydro, solar, nuclear, gas-fired, coal-fired, oil-fired or other renewable sources.

 

How is its production regulated?

 

In the case of electricity, through the system operator REE. It has to manage it by complying with the law of demand and offer that settles its price. However, this is not easy, as you have technologies that cannot be controlled 100%. We do not now when the wind will blow, when it will rain, when the sun shines …

 

And who is commercializing it?

 

At the moment we have enough companies that offer gas and power, since production, distribution and commercialization are separated. In liberalized and mature markets, you have a lot of companies that commercialize energy according to the following flow: go to the market, pay the wholesale price, put on a small premium and sell it to the final clients. Energy is a commodity.

 

Which companies consume large quantities of energy?

 

The majority is to be found in the industrial sector, occassonally also in the services sector: a chain of hotels or shops, for example, has an aggregated consumption that can be larger than that of an industrial plant. We consider a company to be a large consumer of energy, when its expenses are superior to 500k EUR per year, in gas as well as electricity.

 

How do they approach this type of purchase?

 

In Spain, the large companies are comparable to the rest of Europe, as the purchasing of energy is not only a technical theme, of installation and consumption. They have understood that the factor that most affects their cost has to do with the financial aspects, especially the moment of buying.

 

Don’t say that it depends on exchanges …

 

The Spanish exchange for power derivatives is OMIP while for gas at this moment it is the Brent and the euro/dollar exchange rate. However, this is changing, as you have inititatives, promoted by the Basque and Catalan governments to set up a Spanish gas Hub.

 

What do you mean by hub?

 

It’s a market where this commodity is sold and bought and where its price is ruled by the law of offer and demand and not by speculative movements around the Brent – at the moment 85% of the Brent purchases are speculative, have no physical delivery.

 

Does buying energy demand a level of sophistication?

 

Yes it does. It’s good to mention the change that we have seen this year in the sort of contracts that the commercializers are offering to their clients, with the possibility of managing the risk associated with the volatility of the financial markets.

 

Is the price usually fluctuating a lot?

 

As markets are global, the economic and political impact of the different countries affects the energy price. Even if the Iberian market isn’t totally liberalized yet, what happens in the rest of Europe and the world affects the prices that our clients pay, for gas as well as for electricity.

 

On the other hand, the more markets are liberalized and mature, the larger the fluctuations they suffer and as such the cost that companies have to pay for the energy that they consume.

 

So buying energy should be approached on a strategic level?

 

This is our big challenge: explain our clients that the traditional way of buying energy is no longer valid and that they have to think about diversifying the risk. It is key to elaborate a buying strategy that is adapted to the business of every client. It’s the same concept that applies to other raw materials.

 

In what measure can a good energy buying strategy affect these costs for a company?

 

In 2011 the power market had a variation of some 10 EUR per MWh. That means that on a consumption of 1.000.000 kWh, the price difference is 10.000 EUR. Realizing a cost reduction of 10 EUR per MWh by consumption planning is very, very difficult. Therefore, it is important to take into account the effect of volatility and propose strategies that permit to control the budget in advance.

 

If we look at the daily market OMEL, fluctuations have been much larger, so you have to think carefully about your purchasing model.

 

Could you be more explicit?

 

If we think about the traditional model for buying at many companies that negotiated once a year, mostly at the end of the running year, we see that in December, many of them have faced this 10 euro per MWh increase in their power cost. If we think about a client consuming 100 GWh that normally pays 80 EUR per MWh, passing on to 90 EUR per MWh means a total impact of a 1 million euro increase, or 12,5%. For us, this is the risk of not managing the markets.

 

And what variations have gas prices displayed?

 

The price differential in 2011 compared to 2010 is some 8 EUR per MWh, a vital variation for companies that have important gas expenses. For some companies we are talking about a rising cost that is heading the most important costs in the balance sheet.  For these, it is very important to be well advised.

 

Due to Fukushima?

 

It is one of the many causes that have affedted the energy price in 2011. The nuclear disaster in Japan provoked a 3 EUR per MWh increase of the gas price in less than 2 weeks (+12%). Moreover, the decision by Germany to stop eight nuclear power stations (equivalent to the total amount in our territory) has provoked much tension in the gas market.

 

You really have to be an expert.

 

The users and those responsible for the purchasing in the companies still lack a lot of training and information regarding the different components and prices of energy. Even though we meet with highly professionalized purchasing departments, they normally don’t dispose of experts in the different commodities that they buy, and energy is certainly one of them.

 

Who should manage the procurement of energy in a company?

 

Historically, it was done by technicians from maintenance or engineering, but when the companies understand that their price depends on financial factors, it becomes the responsibility of the purchasing or financial managers, who take the buying decisions together with the general manager in relation to the strategy that the company has defined.

 

Any advice to take into account when making decisions?

 

The future of the energy price cannot be predicted (like we experienced before and after the 11^th of March, with Fukushima). Which doesn’t mean that a company shouldn’t define its energy buying plan in a form that is adapted to its business (this is what we call strategy), and apply it by monitoring the markets. This second step is where consultants deliver a major help to companies. We help them to buy in the best circumstances possible.

 

As far as private or residential consumption is concerned. What should we take into account regarding this matter?

 

On a private level, contracts are still largely regulated and there is little we can do to obtain a better price, as all the options are very similar.

 

When will we approach the rest of Europe in terms of buying energy?

 

It is certain that the European markets are more mature and have sufficient liquidity to be able to buy energy far in advance of consumption.  Nevertheless, we have to admit that the large national companies have made a great effort this year, they have rethought their models and invented and brought to the market products (contracts) that approach those of the neighboring countries.

 

On the other hand, as consumers, we need to get used to control the risk and as such, our energy budget, so that it is adapted to our business.

 

We need to diversify the risk.

 

Occassionally, national consumers think that buying equal quantities in the energy market so that the risk is distributed is speculative, whereas in reality, the opposite happens. Waiting until the end of the year to negotiate a contract, thinking that prices will get better, that is speculative. Moreover, as has been demonstrated this year, nothing is certain.

 

What is the lookout for the energy markets?

 

It is very probable that in the coming year we will see large volatility in the markets and that the risk for the companies will rise ever more.  The more notable is the fact that, in line with the rest of Europe, buying energy will be very difficult and will demand great specialization.

 

 

“La forma tradicional de comprar energía ya no es válida” El consultor analiza la evolución que ha sufrido el sector en el último año con sucesos como el de Fukushima Economía | 09/01/2012 – 00:10h Judith Martínez

Barcelona Felipe Gracia es consultor energético y socio del grupo europeo E&C Consultants, con operaciones en 17 países europeos y oficinas en Bélgica, Holanda, España, Alemania y Reino Unido. Especializado en los mercados financieros, Gracia analiza cómo las variaciones de estos afectan al coste que supone para las empresas la compra de energía, tanto de gas como de electricidad. Dicha volatilidad hace que su precio sufra variaciones significativas en diferentes momentos del año, y que la elección del momento de la compra sea crucial. ¿De dónde proviene la energía que consumimos? Unas dos terceras partes del gas que se consume en España provienen de países productores extranjeros y llega a nuestro país mediante barcos metaneros. Este se regasifica en las terminales de los puertos y puede inyectarse en el sistema o cargarse en camiones para que les llegue a los clientes que no tienen acceso a la tubería de gas (es lo que conocemos como gas natural licuado). El resto, nos llega en tubería, principalmente desde Argelia. Por el contrario, la electricidad se genera (en casi su totalidad) de forma local mediante diferentes tecnologías: eólica, hidráulica, solar, nuclear, ciclos de gas, carbón, combustible fósil y otros tipos de renovables. ¿Cómo se regula su producción? En el caso de la electricidad, a través del gestor del sistema REE. Este debe regularla para cumplir con la ley de demanda y oferta, que arrojará el precio de la misma. Pero no es fácil, ya que hay tecnologías que no se pueden controlar al 100%. No sabemos cuándo soplará el viento, lloverá, hará sol… ¿Y quién la comercializa? Actualmente hay bastantes compañías que ofertan gas y electricidad, ya que los negocios de generación, distribución y comercialización están separados. En mercados liberalizados y maduros, hay muchas empresas que comercializan las componentes energéticas y el mecanismo de

adquisición es el corriente: ir al mercado, pagar el precio mayorista, colocar una pequeña prima y venderla a los clientes finales. La energía es una commodity. ¿Qué empresas consumen grandes cantidades de energía? La mayoría son del sector Industrial, pero en ocasiones también las de servicios; una cadena de hoteles o de tiendas, por ejemplo, tienen un consumo agregado que puede ser mayor que el de una planta industrial. Consideramos que una empresa es gran consumidora de energía cuando su gasto es superior a 500K€ anuales, tanto en gas como en electricidad.

¿Cómo abordan este tipo de compra? En España, las grandes empresas están equiparándose al resto de Europa, donde la compra de energía no es solo un tema técnico, tanto de instalación como de consumo. Están entendiendo que el factor que más afecta al coste de la misma tiene que ver con los aspectos financieros, en especial el momento de la compra. Habrá que estar pendiente de la bolsa… La bolsa ibérica para los derivados de la electricidad es el OMIP, mientras que para el gas hasta ahora era el Brent y el cambio €/$. Pero esto está cambiando, y ya hay iniciativas, promovidas por el gobierno vasco y catalán, de configurar un hub de gas español. ¿En qué consiste un hub? Es un mercado donde se compra y se vende esta commodity y cuyo precio se rige por la ley de

oferta y demanda y no por movimientos especulativos en torno al Brent – actualmente el 85% de la compra de Brent es especulativa, es decir no tiene entrega física. ¿La compra de energía se está sofisticando? Así es. Es digno de mencionar el cambio que hemos visto este año en la tipología de contratos que las comercializadoras están ofertando a sus clientes, con la posibilidad de gestionar el riesgo asociado a la volatilidad de los mercados financieros. ¿Suele fluctuar mucho el precio? En la medida en que los mercados son globales, el impacto económico y político de los distintos países afecta al precio de la energía. Por eso, a pesar de que el mercado Ibérico todavía no está plenamente liberalizado, lo que sucede en el resto de Europa y del mundo afecta a los precios que nuestros clientes pagan tanto por gas como por electricidad. Por otro lado, a medida en que los mercados se encuentran más liberalizados y maduros, mayores son las fluctuaciones y por tanto el coste que las empresas deben pagar por la energía que consumen. Entonces ¿la compra de energía debe estar sujeta a una estrategia? Este es nuestro gran reto: explicar a los clientes que la forma tradicional de comprar energía ya no es válida y que deben pensar en diversificar el riesgo. Elaborar una estrategia de compra, que se adapte al negocio de cada cliente, es clave. Es el mismo concepto que se aplica a otras materias primas. ¿En qué medida puede afectar una buena estrategia de compra de energía en los costes de una empresa?

En 2011 el mercado eléctrico ha tenido una variación de casi 10€/Mwh. Es decir que sobre un consumo de 1.000.000 Kwh, la diferencia en precio es de 10.000€. Conseguir bajar el coste en 10€/MWh mediante la planificación del consumo es muy, pero que muy difícil. Por eso es importante tener en cuenta el efecto de la volatilidad y plantear estrategias que permitan controlar el presupuesto con antelación. Si miramos al mercado diario OMEL, estas fluctuaciones han sido mucho mayores, por lo que hay que pensar muy bien a la hora de decidir el modelo de compra.

¿Podría ser más explícito? Si pensamos en el modelo tradicional de compra de muchas empresas donde se negocia una vez al año, y habitualmente al final de este, vemos que en diciembre muchas de ellas se están enfrentando a este incremento del 10€/Mhh en el coste de su electricidad. Si pensamos en un cliente con 100GWh que normalmente paga unos 80€/MWh, pasará a pagar 90€/Mwh, con un impacto total de un incremento de 1M€, o un 12,5%. Para nosotros este es el riesgo de no gestionar los mercados. ¿Y cómo ha variado el precio del gas? La diferencia de precio en 2011 respecto al 2010 es de unos 8€/Mwh, una variación vital para las empresas cuyo gasto en gas es importante. Según la empresa, estamos hablando de importes muy elevados, encabezando los mayores importes en su cuenta de resultados. Por esto es tan importante estar bien asesorados

¿Debido a Fukushima? Es una de las muchas causas que en 2011 ha afectado el precio de la energía. El desastre nuclear ocurrido en Japón provocó un incremento del precio del gas de 3 €/MWh en menos de 2 semanas (+12%). Además, la decisión de Alemania de parar ocho centrales (equivalente al total de las que disponemos en nuestro territorio) provocó más tensión en el mercado de gas. Realmente hay que ser un experto. A los usuarios y responsables de compras de las empresas todavía les falta mucha formación e información acerca de los diferentes componentes y precios energéticos. Aunque nos encontramos con departamentos de compras muy profesionalizados, normalmente no disponen de expertos en las diferentes commodities que adquieren, y la energía es sin duda una de ellas. ¿Quién debería gestionar la compra energética en una empresa? Históricamente lo hacían responsables técnicos de mantenimiento o ingeniería, pero cuando las empresas comprenden que su precio depende de factores financieros, pasa a ser responsabilidad de los directores de compras y financieros, que junto con el director general toman las decisiones de compra en relación a la definición de la estrategia de la compañía. ¿Algún consejo a tener en cuenta en la toma de decisiones? El futuro del precio de la energía no se puede predecir (ya lo vimos antes y después del 11 de marzo, con Fukushima). Eso no significa que cada empresa debe definir su plan de compra de energía de forma que se adapte a su negocio (es lo que nosotros llamamos estrategia) y aplicarla de acuerdo a la monitorización de los mercados. En este segundo paso, es donde los consultores prestamos una mayor ayuda a las empresas. Les ayudamos a que compren en las mejores condiciones posibles. A nivel de consumo privado o familiar, ¿qué deberíamos tener en cuenta sobre esta materia?

A nivel particular, la contratación se encuentra bastante regulada y poco podemos hacer para obtener un precio mejor, pues casi todas las opciones son muy parecidas. ¿Cuándo nos acercaremos al resto de Europa en la forma de comprar energía? Es cierto que los mercados europeos son más maduros y hay liquidez suficiente para poder comprar energía con mucha antelación. Sin embargo, hay que reconocer el gran esfuerzo realizado en este año por la mayoría de empresas nacionales, que a base de romper moldes están innovando y sacando al mercado productos (contratos) que se acercan a los de sus vecinos.

Por otro lado, como consumidores debemos acostumbrarnos a controlar el riesgo y por tanto nuestro presupuesto energético, de forma que este se adapte a nuestro negocio.

Debemos diversificar el riesgo.

En ocasiones, los consumidores nacionales piensan que hacer compras parciales en el mercado energético de forma que se distribuya el riesgo es especular, cuando en realidad sucede lo contrario. Dejar la negociación de un contrato a final de año, pensando que los precios serán mejores, eso sí es especular. Además, que como se ha demostrado estos años, no es cierto.

¿Cómo ve el futuro del mercado de las energéticas?

Es muy probable que en los próximos años veamos gran volatilidad en los mercados y que el riesgo para las compañías se incremente todavía más. Lo más destacable es el hecho de que, en la línea del resto de Europa, comprar energía será más dificil y requerirá gran especialización.

Filed under: Spain

The dogma of rising energy prices

This week, I was speaking at a conference for Flemish procurement professionals on energy markets. I was a bit of an exception there, as I was the only person in the room that was not convinced that energy prices can only rise. In fact, this was another event at which buyers of energy were indoctrinated with the dogma of rising energy prices. And oh yes, there was even a forecast, and oh miracle, all the sophisticated econometrics applied in making it, resulted in a remarkably round figure. Power would cost 100 euro per MWh in the future! I am not saying that this is impossible, I am just saying that it is not sure. And buying energy (or any other commodity) out of a conviction that it can only get more expensive, will inevitably make you buy energy at prices that are too high. You just don’t take into account that it could fall.

The problem is not just that people – educated or not – so easily jump to the conclusion that energy prices can only rise. It is also that they do this regardless of what the price level is at that moment. Let’s return to the first six months of 2008. Oil prices were near 150 dollar per barrel, gas prices rose over 40 euro per MWh and power prices in North-West-Europe hovered near 100 euro per MWh. Every day, news articles were published that repeated the dogma: the price of energy could only get even higher. Oil prices would rise to 300 dollar, said a Goldman Sachs analyst. Buyers fixed prices. And saw themselves extremely on the wrong side of the market when six months and a financial-economic cataclysm later, prices were more than halved.

To the huge crowd of energy market bulls, I want to say the following. Your theories look very plausible, just like they did three or five years ago. BUT: there is no empirical evidence for your theories, rather to the contrary. A few demystifying remarks:

1. All graphs shown by these speakers claimed that in the coming decades energy demand in general and Belgian power demand specifically would continue to rise. Well have a good look at the graph below. Yes, power demand has started to rise again after the crisis of 2008 – 2009. But it didn’t come back to previous levels. The highest monthly power consumption in Belgium dates back to January 2006. 2006 was also the year of highest consumption. 2007, 2010, first half of 2011, these were not years of deep economic recession, were they? Remarkably, September 2011 was a month of historically low power consumption. Since 2005, only June and July 2009 had lower consumption. Of course, this was a September month with extremely mild temperatures. And yes, this decline in power consumption could be a signal of looming recession. But, if you take all of this together, you can see that power consumption has stopped to rise. This is good news, it means that all our purchasing of high-efficiency lighting bulbs, freezers, dishwashers, laptops, etc. is having an effect. It shows that Belgium’s industry’s efforts in the framework of energy efficiency covenants are having effect. Strangely enough, most analysts assume that power consumption trends for the next years will just continue to rise, as if there is no such thing as a Kyoto policy that stimulates increasing energy efficiency. Of course, if we all start driving electrical cars, power demand will increase. But again, taking that potential switch for a fact, is speculative.

 

2. All speakers assumed that by producing more electricity from renewable sources (wind and solar), power prices would become more ‘peaky’. Well, my dear analysts, anyone keeping track of the energy markets will tell you that peakload power prices are historically low compared to baseload prices. Since 2005, the amount of power from windmills and solar panels on the North-West European has risen sharply. However, as you can see on the graph below, peakload, baseload spread on the Dutch spot market has fallen, not risen. Belgian and German markets show similar patterns. I always find it stupefying to find speakers using the results of a single day in the spot market to prove, for example, that more extreme peaks occur. This week again, one day on which prices peaked in the spot market was used to demonstrate the more peaky character of power prices. If you look at the table below, you will actually see that spot markets have recently shown a lot less extreme spikes. In this table, we calculate the number of hours during which the price was more than four times higher than the average hourly spot price for that year. You will see that in 2010 and 2011 no such days have occurred. And this is data for the German market, where the proportion of wind and solar power on the grid has rapidly risen in the past five years. So, the theory that more renewable energy on the grid causes more price spikes just isn’t true. That is, if you are willing to look beyond the results for one particular windless day.

 

 

year	Number of hours for which the EEX price was more than 4 x average price
2001	48
2002	26
2003	39
2004	0
2005	55
2006	72
2007	70
2008	2
2009	2
2010	0
2011 ytd	0

 

There are solid reasons why electricity markets are becoming less peaky. The flattening of power markets is a result of two evolutions:

-          The increasing degree of physical and financial interconnection of the markets. Decreasing wind power output in Germany can be compensated by increasing gas-fired power input in the Netherlands.

-          The evolution towards more gas-fired power production, increasing the flexibility of the market to react to price increases.

3. It was also claimed that the intermittent character of renewable energy would create a scarcity of gas-fired power production. Scarcity, that should normally mean that the price of gas-fired electricity increases, I would say. So, spark spread should go up. If there is a scarcity of gas-fired power production, the marginal MWh’s should be produced by less efficient gas-fired power production units, raising the spark spread level. Well, again, the opposite is happening. Spark spreads are historically low. And again, there is a reason for that. We think that low spark spreads are due to the sharply increasing quantity of electricity produced in CHP units. Putting electricity on the grid with your CHP remains profitable even in cases of negative spark spreads. I agree that there is a problem looming with investment in CCGT, high-efficient gas-fired power stations.  The low spark spreads are discouraging and we do see power producers that cancel their CCGT investment projects. But this has nothing to do with the growth of renewable energy production, it’s the CHP’s that create this situation.

I am not claiming that energy prices are sure to fall in the next decades, I just want to point out that this is not unthinkable. We even think that if we are to start large-scale production of shale gas in Europe, a low power price scenario becomes quite realistic. I just want to make clear that prophecies that energy prices are sure to rise are based on: a negation of current trends and a biased selection of future scenario’s. Doomsday prophets sell better. That is why it so much easier to hear the ‘increasing energy prices’ dogma in the press than a more balanced view. And that is why so many buyers of energy take wrong decisions because they get convinced of that dogma.

Filed under: Belgium, Forecasting, Risk management

Heading for the second leg of the double dip?

The IMF has lowered its forecast for global economic growth in 2012 to 4%, down from 5% growth in 2010. Even if this seems limited, it would mean standstill and even recession in many economies of the Western world. The IMF cites two main worries:

 

1. The EU debt crisis seems to be running out of control. The policy of helping the Greeks only if they adopt ever more severe savings programs is clearly counter-productive. It pushes the Greek economy into a deeper and deeper crisis. With an imploding economy, it will become impossible for the Greeks to pay back their debts.
2. The US economy is growing, but at a very slow rate. It proves very hard for the US to find new sources of economic growth. The old recipe of stimulating consumption in the US doesn’t work, as the American citizens are still trying to reduce the high debt levels they built up by over-consumption in the two previous decades.

 

The IMF points out that there is a broader issue at hand, a reshaping of globalization. In the period 1990 – 2008, globalization was based on the following trade pattern. US policymakers stimulated their economy by lowering interest rates. American citizens borrowed increasing amounts of money to be able to spend much more than they could afford. A lot of that money was spent on consumer goods produced in emerging economies such as China, causing double digit growth in these countries. This strong economic growth caused commodity prices in general and energy prices in particular to spike sharply. Debt accumulated in the US, capital accumulated in emerging economies and commodity producers such as Saudi-Arabia. This balance got a perverse streak when the accumulated capital in emerging and commodity countries became the source of borrowing to the US. This mechanism resembles a drug dealer that borrows drug money to his junkie clients so that they can buy more drugs. Ever more sophisticated leverage instruments, like Credit Default Swaps (CDS) stimulated the excessive borrowing.

 

The spike in commodity prices was one of the main causes for the balance to derail. By 2008, Americans had to pay 4 times more for heating their homes and – most importantly – driving their gas-guzzling cars. Due to this increasing cost of life, more and more Americans could no longer pay back their mortgages on their houses. Due to the extreme level of leverage, this caused a broad systemic crisis of the financial sector and a subsequent deep economic recession as consumers worldwide stopped consuming.

 

To rebalance the world’s economy, the IMF points out that we need to make a double movement. The established economies of the US and to a lesser degree Western-Europe need to become less dependent on imports, the emerging economies need to become less dependent on exports. In the West-, we need to focus on the development of innovative, high-value industries that we can export to countries like China. The emerging economies have to bolster the development of a middle class that engages in the mass consumption necessary to stimulate home-grown demand. The economic developments of the past two years have shown that we are engaging in this rebalancing act. The Chinese economy returned to double-digit growth remarkably rapidly after the catastrophe of 2008. This was due to stimulus programs that lured the growing Chinese middle class into consuming more. Brazil is another good example of a growing emerging economy thanks to growing middle class consumption. Germany, and in its slipstream Belgium, have been good examples of how Western economies focused on export of high value goods and services can benefit from the economic growth in the emerging economies.

 

The rebalancing act is being played out, but it remains a very delicate one. Two events seem to be undermining it at this moment. The first one is the continuing systemic weakness of the banking sector. It is unbelievable that a middle-sized bank such as Belgian-French Dexia, has built up a position in Greek debt paper that becomes unsustainable. Where are the risk management practices of these institutions? The events with Dexia show that it is not unthinkable that we might see a bank toppling like Lehman Brothers did in 2008, causing a chain reaction that brings the financial functioning of this world to a standstill. The second event that is troublesome is the slow pace of growth in the US, which is having a very hard time to re-invent itself as an export-oriented economy.

 

The solutions will have to come from politicians. European politicians will need to find a workable solution for Greece. US politicians need to find solutions so that they become exporters to emerging economies. Politicians worldwide have to take measures to curb the risk-taking, downward-spiral causing behavior of the financial sector. There is an urgent need for bold economic policies. The good news is that economists seem to agree more and more on what policies are needed. The bad news is that politicians seem to lack the guts to enforce those policies. A world leader like Angela Merkel, seems to be so scared of the public opinion in her country, that her treatment of the Greek debt crisis becomes self-destructive. Barak Obama, is blocked by the extreme bi-partizanship of American politics, with a republican majority in Congress which is increasingly inspired by 18^th century economics (Tea Party) and that blocks every attempt to deal with the economic situation with ideological arguments.

 

Sometimes, the economy doesn’t need political intervention to find a new balance. However, if we look at the current figures, it doesn’t seem to be doing that. The chances that we are heading for the second leg of the double dip, increase with every day that the world’s political leaders wait to attack issues like the Greek debt crisis head-on. So far, the energy prices remain at a relatively high level. We are not in the phase of economic decline yet. However, we do see energy demand levels that start to drop, although some of that might be explained by higher than average temperatures in September. Anyway, we recommend everyone to keep in mind the possibility of an economic recession leading to a downtrend of energy prices in the next months. And we hope that this will not happen.

 

Filed under: Market analysis, The economy

New E&C head office

If all goes well, we will move into our new head office in September. Look at the presentation for some pictures. Gen_110809_newheadoffice

Filed under: Uncategorized

ETS is really becoming absurd

I was shocked these past days by two pieces of really jaw-dropping news about emissions trading in Europe:

1. A Dutch client told me that as paper manufacturers, they fear that the new phase allocation rules will oblige them to shut down their cogeneration unit.
2. Peter Vis, an official of the EU Commission expressed his worries that a directive that would oblige ETS companies to improve energy efficiency would undermine ETS prices.

This news confirms my worst fears about ETS. It has become a goal in itself and the people involved in it seem to have completely forgotten that ETS is only a means to reach a more important goal: reducing carbon emissions. As I have said before in this blog, carbon emission trading is largely a failure. The main flaw is the fact that the two trading phases that we have had so far were over-allocated. This led to very low carbon prices. This means that the price of carbon is not stimulating carbon reduction measures. The EU Commission understands this and is anxious about not having over-allocation for the next trading phase, and we can understand this. However, if this means that they become scared that energy efficiency improvements reduce carbon emissions, this is absolutely absurd.

Ad 1: If you reduce the allocation of emission rights to a company that runs a cogen unit, it becomes economically sensible for this company to shut down the cogen unit. By doing so, the company will reduce its gas consumption and hence its carbon emissions, which reduces the cost for buying extra rights. It will then buy its electricity from a power company. Anybody with some basic understanding of energy efficiency will understand that the end result is an increase in overall carbon emissions.  Having an on-site cogeneration unit is the more energy efficient way of producing paper. If ETS causes paper manufacturers to fall back on less energy efficient production methods, it completely misses its goals.

I know that supporters of ETS will argue that the increased demand of grid electricity will cause carbon and electricity prices to go up, so that ultimately the paper manufacturer might be forced to start up the cogen again. In theory this is true, but this argument misses two points: 1. The adaptation of carbon and electricity prices will not be one-on-one, as the paper manufacturer is just one of the many emitters of carbon dioxide and just one of the many clients of the power producers, 2. There will be serious time lags between the decisions to shut down or start up the cogen and the price reactions.

This argument is actually a good illustration of why ETS is going wrong. It is a good policy in theory, but when you practically apply it, you run into a multitude of difficulties. ETS is a good example of a too optimistic application of the efficient markets hypothesis. This hypothesis assumes that all market participants have real-time access to all supply and demand information. Hence, the price is always a correct representation of supply and demand balance at that moment. In reality, there are serious time lags in the access to information. The owner of the paper company will decide to shut down his cogen based on carbon prices and electricity prices at that moment. Prices will adapt over a few months. It will take the paper manufacturer another few months to realize this and to take the decision to start up the cogen again. Supply and demand data of carbon dioxide emissions are simply too chaotic for anyone to have an accurate and timely view on them. Therefore, prices are based on assumptions about supply and demand, not the real data. That is the reason why ETS has failed, and will continue to fail, to give a consistent and reliable price signal.

Ad 2: I was not present at the conference where Mr. Vis made his comments and I hope that his words were misrepresented in the press. However, Euractiv quotes him as saying: “We’re big supporters of energy efficiency,” he said, “but we have to be careful not to undermine a system that is in place now – the ETS – which is a global leader”. So if I understand Mr. Vis correctly, he would be unhappy if companies cut their carbon emissions so much that emissions drop below allocations, causing prices to fall. He is chief of staff of the EU’s Climate Commissioner!

I understand part of Mr. Vis’ argument. It is indeed confusing to have two policies in place that have the same goal of reducing carbon emissions by industrial companies. The one, ETS, wants a market based approach to stimulate reduced emissions. The other, an energy efficiency directive, is a command and control approach to oblige companies to reduce. Mr. Vis is right about the fact that the EU needs to choose which approach. However, is he right in assuming that the market-based approach is so much better?

If he fears that the command and control approach will lead to emissions dropping below ETS allocations, he admits that obliging efficiency improvements is the more effective policy. If we adopt that approach, carbon emissions will drop more than with ETS, that is what Mr. Vis is saying. Well, Mr. Vis, isn’t that a good thing for the climate? Isn’t your boss supposed to protect the climate rather than the ETS? Shouldn’t you promote the more effective policies?

Mr. Vis will probably argue that ETS is more cost-effective.  I am not so sure about that. ETS has been around now for the past six years, and it has been nothing more than an operation that transferred money from the electricity consumers to the electricity producers, without any real contribution to reducing carbon emissions.  I wouldn’t exactly call that cost-effective.  Billions of euros have already been spent on emissions trading. By electricity consumers that saw their power price rise due to emission rights prices. By investors that took wrong bets. By participants in the ETS to deal with the administrative burden that it imposes on them. A massive waste of money.

Of course, this waste has been due to the over-allocation. But will ETS be cost-effective in case of a shortage of emission rights? The ETS theorists assume – once again, based on the efficient market hypothesis – that in the end total emissions will completely match the allocation. This supposes a degree of rationality and access to information that is simply not there. Who will decide, on the 31^st of December of the last year of the trading phase, how much all the participants in ETS should consume, so that the emissions match the allocation? Theorists even assume that this will lead to some sort of equilibrium price, something that I don’t even understand from a theoretical point of view. What many theorists fail to understand, is that in ETS the supply side of the equation is static. The overall amount of emission rights that are available is fixed in the initial allocation. This is very different from other markets. It means that there is no cap on how high prices can rise. And this is a potentially very dangerous situation. In case of a real shortage of allocations, I think that there are two probable scenarios:

1. Everybody realizes very soon in the trading phase that there is a shortage and starts to buy emission rights. We get a massive price spike, which leads to increases in electricity prices that cripple the EU economy. The resulting economic crisis causes emissions to drop below allocations, causing a price crash by the end of the trading period.
2. The large majority of ETS participants that have less than 100.000 tons of emissions, continue to be very passive about emissions trading. They realize only very late in the trading phase that they have shortages of emission rights. By 2012 there is a massive scramble for rights that are not there.

I sincerely hope that I am wrong, but I am very scared that if the EU indeed manages to impose a short allocation on the market, we will see an extreme price spike. This will cause an economic crisis in Europe. Is that what you call cost-effective, Mr. Vis?

There are many reasons why Brussels can be dubbed ‘The capital of absurdity’. The commission’s fundamentalist approach to ETS is one of them. Another one is the absurdist character of Belgian surreal painting, of which René Magritte is the best example. Writing this blog made me think of Magritte’s painting “Golconda”. We can only hope that the authors of EU climate policy come back down to earth before they unleash ineffective, economy-wrecking policy on us.

Filed under: Climate change, emission trading, Energy policy

Endex: een simpele berekening van de nucleaire rente

De afgelopen week zagen we in ons Belgisch parlement een heel droevig schouwspel. De Nationale Bank en de energieregulator Creg vielen elkaar aan over de studies die beiden hadden gemaakt om de nucleaire rente te berekenen. Die rente is de winst die Electrabel (en EdF-SPE) maakt bij het verkopen van stroom die geproduceerd is in een kerncentrale. De kost voor die productie is namelijk heel laag, iets meer dan 20 euro, zo hebben de studies van beide instituten ons geleerd. Dit komt omdat de kerncentrales in België afgeschreven zijn. Dit betekent dat bij de kostenberekening geen investeringskosten meer in aanmerking komen. Een MWh elektriciteit produceren in een kerncentrale, daarvoor moet je in België alleen nog uranium en werkingskosten financieren. Dat de winst bijgevolg groot is, daar is iedereen het over eens. Alleen raken de “experts” er niet over uit tegen welke prijs die stroom verkocht raakt. Gisteren is nu besloten om een derde expert aan te stellen om het geschil te beslissen.

Als energieverbruiker moeten we tot onze ontzetting vaststellen dat onze eigen regering met het aanstellen van maar liefst twee andere experts de geloofwaardigheid van zijn eigen regulator Creg volledig ondermijnt. De Creg heeft een zeer lovenswaardige poging ondernomen om forse stappen te zetten tegen de dominante partij in onze elektriciteitsmarkt, Electrabel. Hoe moeten we het rapport van de Nationale Bank en het aanstellen van nog een andere expert anders begrijpen dan een terugfluiten door de eigen regering? Het rapport van de Nationale Bank bevat een paar kapitale misvattingen over de werking van de energiemarkt. De Creg heeft deze haarfijn blootgelegd en vele onafhankelijke experts hebben dit bevestigd. Toch blijven onder andere de minister van Financiën  Reynders en de minister van energie Magnette de visie van de Nationale Bank op de opbrengsten van Electrabel’s nucleaire stroom onderschrijven. Daardoor duurt de kakafonie over de prijs waaraan nucleaire stroom verkocht is voort. En dat is bijzonder spijtig, te meer omdat het eigenlijk helemaal niet zo moeilijk is om die te berekenen. Een klein beetje fundamenteel begrip van hoe de energiemarkt werkt, kan al veel oplossen.

De kapitale fout die de Nationale Bank maakt, is dat zij de opbrengst van de nucleaire stroom wil berekenen door te kijken naar de prijzen waaraan Electrabel stroom verkoopt aan de eindverbruiker. Deze prijzen bepalen is uitermate moeilijk (politici noemen dat dan “technisch”) omwille van drie redenen:

1. Niemand in dit land heeft een volledig zicht op alle door eindverbruikers betaalde prijzen. De studie van de Nationale Bank is gebaseerd op gegevens van een beperkt aantal verbruikers.
2. Elektriciteit is fysisch bekeken een eigenaardig product. Het is niet zo dat Electrabel in zijn kerncentrale elektronen maakt en die dan labelt ‘deze gaat naar verbruiker A, deze gaat naar verbruiker B, verbruiker C, enz.’. Wij nemen spanning af, de productie zorgt ervoor dat de spanning op het net bewaard blijft. Maar het is fysisch onmogelijk om te bepalen of de stroom die verbruiker A, B of C gebruikt nu uit de kerncentrale in Doel, de zonnepanelen op het eigen dak of de gascentrale om de hoek komt. Zeggen, zoals de Nationale Bank, “stroom uit kerncentrales gaat naar grootverbruikers”, is dan ook fysisch onzinnig.
3. Stroom komt uit de kerncentrale als een ongestructureerd product, een blok stroom. Om dit tot bij de eindklant te brengen moet de leverancier het structureren door er stroom vanuit andere centrales aan toe te voegen of delen toch ergens elders te verkopen omdat de eindklant op dat moment even niet verbruikt. De leverancier zal hiervoor een toeslag aanrekenen. Vervolgens gaan de transport- en distributienetbeheerder het over het net transporteren, waarbij een deel van de energie verloren gaat. Onderweg komen er ook nog eens allerlei heffingen en taksen bovenop. Als gevolg is er een groot verschil tussen de eindprijs op de factuur van een verbruiker en de opbrengst voor de kerncentrale. Dit verschil is bij niet alle contracten zomaar eenvoudig te berekenen en lezing van het rapport van de Nationale Bank maakt duidelijk dat zij zich hier volledig in vergaloppeerd hebben.

Rekeninghoudende met deze complexiteit, is het niet verwonderlijk dat er een oeverloze discussie ontstaat over de opbrengst van nucleaire stroom wanneer je naar de prijs in de eindmarkt kijkt. Iedereen die echter in de afgelopen vijf jaar ooit een elektriciteitscontract heeft onderhandeld met Electrabel, zal kunnen getuigen dat dit compleet overbodig is. Elke verkoper van Electrabel heeft namelijk steevast beweerd dat zij als verkoopsorganisatie geen rechtstreekse toegang hebben tot de stroom die de productietak van Electrabel produceert. Zij moeten de stroom die zij aan de eindklant doorverkopen intern of extern aankopen tegen de groothandelsprijs, en de referentie voor die groothandelsprijs is de prijs op de Endexbeurs wanneer je een prijs voor verbruik in de toekomst vastlegt. Dit is niet alleen een commerciële realiteit, het is ook volstrekt logisch als je de werking van een vrije energiemarkt begrijpt.

In elke vrije stroommarkt, waar ook ter wereld, ontstaat een groothandels- en een retailmarkt. De producenten zetten de stroom in ongestructureerde blokken af in de groothandelsmarkt. Daar kopen de energieleveranciers ze op om ze te structureren en zo door te verkopen als een voor de eindklant bruikbaar product. Om zijn winst te maximaliseren, zal een leverancier nooit ofte nooit stroom verkopen aan een prijs die lager is dan de op dat moment geldende groothandelsprijzen. Ook als hij in zijn bedrijf een productietak heeft, dan zou hij goed gek zijn om de stroom die hij daar produceert onder de groothandelsprijs te verkopen. Op vandaag kan hij voor een blok stroom voor verbruik in 2012 in de groothandelsmarkt  zo’n 58 euro per MWh krijgen. Als hij die stroom aan een eindklant doorverkoopt voor 50 euro dan laat hij 8 euro per MWh liggen. Wat dit al helemaal gek zou maken, is dat hij in de markt voor eindklanten belangrijke extra risico’s neemt zowel wat betreft de zekerheid dat hij het volume effectief kan afzetten als op het vlak van betaling. Het is dus volstrekt logisch dat een producent van elektriciteit zijn stroom afzet in de groothandelsmarkt, dat leveranciers ze daar opkopen en dan doorverkopen aan eindklanten. Als zo’n leverancier vandaag aan 58 euro per MWh koopt, dan moet hij minstens evenveel vragen om niet zonder verlies te kopen. Het gevolg is dat de prijzen die de eindklant betaalt altijd hoger zijn dan de prijzen in de groothandelsmarkt. Dit verschil is de opslag voor de leverancier.

In alle vrije stroommarkten ter wereld hebben energiebedrijven hun organisatie op deze marktrealiteit ingesteld. Ze brengen hun productietak en hun leverancierstak onder in aparte onderdelen van het bedrijf. Tussen beide komt vaak een trading tak terecht. Die moet er dan voor zorgen dat de resultaten van de verkoopactiviteiten van de productietak en van de doorverkoopactiviteiten van de leverancierstak verder gemaximaliseerd worden. Ook Electrabel heeft een dergelijke structuur geïmplementeerd, kijk maar naar hun ondernemingsmodel op hun website: http://www.electrabel.com/whoarewe/strategy/businessmodel.aspx. Wie dit ziet, begrijpt hoe onzinnig het is om voor het bepalen van de winst op nucleaire stroom te kijken naar een contract tussen Electrabel de leverancier met een eindklant. Dit vertelt ons namelijk niets over de prijs waaraan Electrabel de producent verkocht heeft in de groothandelsmarkt en het vertelt ons nog minder over de extra winst die Electrabel de trader heeft gemaakt door de ingenomen positie succesvol verder te verhandelen.

Electrabel de producent van kernenergie verkoopt die stroom in de Belgische groothandelsmarkt voor stroom. Aangezien het hier om kernenergie gaat, is de baseloadprijs die we via de Endexbeurs een uitstekende indicatie van de prijs die voor die kernenergie is betaald (www.apxendex.com, kijk bij market results en dan Endex power BE). Heel die ingewikkelde discussie over waar de stroom uiteindelijk terechtkomt en hoe je die uit facturen van eindklanten kan afleiden is nergens, maar dan ook nergens voor nodig. Kijk naar Endex en je weet perfect tegen welke prijs Electrabel vandaag zijn nucleaire stroom aan het verkopen is voor de volgende maanden, kwartalen en jaren. Als Electrabel nu zou beweren dat deze Endexprijs geen correcte indicatie zou zijn voor de prijs waaraan zij stroom verkopen in de groothandelsmarkt, dan beschuldigt het zichzelf van drie ernstige feiten:

1. Zij zijn op de Endexbeurs een dominante speler, het overgrote deel van wat daar verkocht wordt, komt van bij hen. Als nu zou blijken dat die Endexprijs hoger is dan wat Electrabel via andere kanalen in de groothandelsmarkt verkoopt, dan betekent dit dat zij de prijzen op de Endexbeurs kunstmatig de hoogte insturen.
2. Electrabel heeft in de afgelopen jaren honderden contracten met klanten afgesloten waarin de prijs voor de eindklant via een formule vastgekoppeld is aan de prijs op de Endexbeurs. Hun argumentatie daarvoor was dat die Endexprijs de indicatie was van de prijzen in de groothandelsmarkt. Als dit nu niet zo zou zijn, dan heeft Electrabel al die klanten verkeerdelijk voorgelicht en hen zo stroom laten kopen gebaseerd op een te dure indicator.
3. Ook alle alternatieve leveranciers in België bieden prijzen en contracten aan die vertrekken vanaf dat Endex-niveau. Hun argumentatie daarvoor is dat zijzelf in de groothandelsmarkt niet goedkoper dan dit Endex-niveau kunnen aankopen. Als het zou kloppen wat de Nationale Bank beweert, namelijk dat Electrabel stroom aan eindklanten verkoopt aan prijzen die lager liggen dan Endex zou dat betekenen dat zij zwaar misbruik maken van hun monopoliepositie.

Laat mij hierover één zaak heel duidelijk stellen. Ik ben in de afgelopen zes jaar betrokken geweest bij de onderhandelingen van honderden stroomcontracten in België en ik heb niet één keer kunnen vaststellen dat Electrabel zich aan één van de bovenstaande feiten heeft bezondigd. Electrabel heeft altijd stroom verkocht aan eindklanten tegen prijzen die hoger lagen dan de Endexprijzen op dat moment.

Kijk naar Endex en je kent de prijs waartegen Electrabel zijn nucleaire stroom verkoopt. Alleen, zoals ook onze eerste minister nu blijkbaar heeft ontdekt, die prijs verandert elke dag. Welke prijs moet je dan nemen? Premier Leterme doet wat dit betreft nog niet eens zo’n gek voorstel, namelijk het gemiddelde over de afgelopen drie jaren nemen. Zoals gezegd, Electrabel heeft een trading afdeling om de verkoop van stroom in de groothandelsmarkt zo rendabel mogelijk te maken. Volgens het rapport van de Nationale Bank is de nucleaire stroom in 2007 verkocht geweest voor de prijs van 44,8 euro per MWh. Welnu, als dit zou kloppen dan zouden ze meer dan 10% onder het driejarig gemiddelde voor 2007 verkocht hebben. Bovendien zou dit betekenen dat ze alle stroom voor 2007 meer dan anderhalf jaar op voorhand hebben verkocht want na juni 2005 is de prijs voor stroom nooit meer onder 45 euro per MWh gezakt. Als dit allemaal klopt, dan moet Electrabel dringend zijn trading team naar huis sturen, want dan doen die mensen een toch wel heel slechte job. En dan is hun reputatie als zijnde één van de beste trading teams in Europa volledig onterecht !

U begrijpt de ironie in de laatste twee zinnen van vorige paragraaf. We mogen er van uit gaan dat een goed presterend bedrijf zoals Electrabel in staat is om een trading activiteit uit te bouwen die beter dan gemiddeld scoort. In die zin is het berekenen van een nucleaire taks op basis van een driejarig gemiddelde van Endexprijzen een heel simpele en logische manier om de nucleaire rente te berekenen. Laat de trading mensen van Electrabel dan maar hun best doen om extra rente binnen te halen door beter dan gemiddeld te scoren. Laat ons hopen dat de nieuwe mensen die aangesteld zijn om duidelijkheid te brengen in dit dossier een beetje beter begrijpen hoe de vrije energiemarkt werkt en zich niet langer vermoeien (en een beetje belachelijk maken) met nodeloze, ingewikkelde berekeningen van opbrengsten.

Filed under: Belgium, Energy policy

De schande van het NBB-rapport over Electrabel’s nucleaire rente (in Dutch)

Wat overheerst bij u na de berichtgeving over het rapport dat onze Nationale Bank van België schreef over de nucleaire rente die Electrabel vangt op zijn Belgische kerncentrales? Een verslag in drie emoties:

Emotie 1: De bulderlach. Electrabel verkoopt volgens de Nationale Bank stroom aan zijn klanten voor 44,8 euro per MWh. Van 29/12/2005 tot 27/12/2006 is er in de Belgische forward markt stroom verhandeld voor verbruik in het referentiejaar 2007. De gemiddelde prijs op deze Endexbeurs bedroeg 59,52 euro per MWh. De Nationale Bank wijst op het lage volume van de stroom die via de beurs wordt verhandeld. Dat klopt, maar wat zij blijkbaar niet weten is dat zowat elke industriële klant een contract heeft waarin zijn prijs rechtstreeks gekoppeld is aan de prijzen op die Endexbeurs. Er is simpelweg geen betere referentie voor de prijs die een grootverbruiker betaalt dan die Endexprijs. Elke aankoper weet dat elke verkoper van Electrabel altijd zal zeggen dat je van hen onmogelijk stroom kan kopen tegen een prijs die lager ligt dan die Endexprijs. Als het rapport van de Nationale Bank klopt, dan zijn er blijkbaar toch heel veel contracten in dit land waarvan de prijs wel lager ligt dan de Endex. Bijzonder vreemd.

Bovendien, de Nationale Bank had zich de moeite kunnen getroosten om naar prijzen van eindafnemers te kijken om te weten wat de opbrengsten zijn van nucleaire stroom. Een bedrijf zoals Electrabel verkoopt zijn stroom niet rechtstreeks van de centrale aan de eindklant. De stroom wordt in de groothandelsmarkt verkocht, zo hebben ze ons toch altijd verteld. Ze hebben hun productiebedrijf netjes van hun leveranciersbedrijf afgesplitst, voor de kleinere klanten zitten die zelfs bij een aparte vennootschap, Electrabel Customer Solutions. Om de winst te maximaliseren is het dan de bedoeling dat de productietak zo duur mogelijk verkoopt in de groothandelsmarkt. Kijk naar de prijzen in de groothandelsmarkt, waarvan de Endexbeurs een objectieve weergave is, en je weet perfect wat Electrabel als grootste speler aan zijn stroom verdient, stroom die ze in die markt verkopen. Ze zijn daar trouwens niet uniek in, zo doet elk stroombedrijf dat in een vrijgemaakte markt. Als het inderdaad zo is dat Electrabel zijn nucleaire stroom verkoopt aan prijzen die ver onder de groothandelsprijzen liggen, dan kunnen wij hen alleen maar aanraden om dringend hun hele tradingfloor te ontslaan. Als zij lager dan de gemiddelde forwardprijs uitkomen, dan doen zij hun job echt weel heel erg slecht.

En de onwetendheid van deze “experts” gaat blijkbaar nog verder. Zo berekenen zij hun prijs door van de verkoopprijs de kosten voor groene stroom en WKK-certificaten en netverliezen af te trekken. Terwijl iedereen die ooit een stroomcontract van een grootverbruiker heeft gezien toch weet dat dit posten zijn die apart, bovenop de stroomprijs, worden doorgerekend? Bovendien beperkt de NBB zich (in tegenstelling tot de Creg) tot de grootverbruikers om de opbrengsten van de nucleaire stroom te berekenen. De redenering is dus dat nucleaire stroom enkel en alleen naar grootverbruikers zou gaan. En dit terwijl 60% van alle stroom in België door kerncentrales wordt opgewekt. De grootverbruikers in dit land verbruiken toch geen 60% van alle stroom?

Iedereen die ook maar iets van energieverkoop in dit land afweet, die lacht zich te pletter met deze analyse, die duidelijk opgesteld is door mensen die de markt van heel, heel, heel ver kennen.

Emotie 2: De verbazing. Ik had van Electrabel altijd verwacht dat zij in deze discussie vooral de kostprijs van nucleaire energie zouden overdrijven, 30 tot 35 euro per MWh zoals zij heel lang hebben beweerd. Maar in het rapport van de nationale bank staat nu zwart op wit geschreven dat die maar 21,7 tot 22,4 euro per MWh bedraagt. Met andere woorden: elke gebruiker in dit land kan nu perfect tot op de laatste euro berekenen hoeveel nucleaire rente hij heeft betaald in de afgelopen jaren. De verkoopprijzen proberen te minimaliseren, daarvan moet Electrabel toch zelf weten dat dit niet werkt? Iedereen kan toch zelf in zijn facturen zien dat de cijfers gewoonweg niet kloppen.

Emotie 3: De woede. Als de kippen waren ze erbij, de leden van onze niet-verkozen regering om de studie van de Nationale Bank tot grote waarheid te verkondigen. En, oh wonder, nauwelijks een dag na het verschijnen van de studie hadden ze al berekend hoeveel ze nu extra uit de zak van Electrabel zullen kloppen om het gat in de begroting te dichten, en kijk eens wat een mooi rond bedrag: 500 miljoen euro. Een slimme jongen had zelfs berekend dat dit ongeveer overeenkwam met de vennootschapsbelasting, wat deze taks “rechtvaardig” zou maken. De vennootschapsbelasting bedraagt in ons land zo’n 30%. Wat is er in godsnaam rechtvaardig aan dat een bedrijf 70% nucleaire rente in zijn zakken mag steken? Vooral wanneer de grootste aandeelhouder van dit bedrijf de regering van het naburig land is? Want de grootste aandeelhouder in Electrabel en in onze kerncentrales is via GdF de Franse staat.

Moeten wij dit als bevolking zomaar pikken? Dit is toch een overduidelijke politieke deal? “Wij zorgen ervoor dat de nucleaire rente niet te veel transparant wordt gemaakt, maar stop ons wel 250 miljoen euro toe”, is dat de afspraak geweest? En oh ja, en passant zullen we eventjes onze regulator de Creg vakkundig dood maken. Want wat doe je anders, wanneer je dit rapport ondersteunt, terwijl de Creg op een cijfer uitkwam dat twee keer zo hoog was? Hoe moet de Creg nog ooit met een energiebedrijf (producent, leverancier of vooral ook netbeheerder) discussiëren over te hoge tarieven? Even langs de “experts” van de nationale bank passeren en het probleem met de Creg is zo opgelost. En de burger? Die is de bescherming kwijt die een regulator hem moet bieden in de energiemarkt.

Er is hier een unieke kans gemist om de lasten van de energiekosten voor onze bevolking en onze economie te verlagen. Men zou de nucleaire rente kunnen gebruiken om de kostprijs van de vergroening van onze stroomproductie te verlagen. Men zou een systeem zoals Frankrijk kunnen ontwikkelen: een doorrekening van de nucleaire rente als kostenverlaging aan de eindklanten. Maar nee, deze regering doet wat Belgische regeringen altijd al doen in het energiedossier. Met de bedelhand naar Electrabel stappen. Na de zonnepanelen-vaudeville maakt dit nog maar eens duidelijk dat de cocktail van politiek en energiebedrijven in Belgenland heel erg vies smaakt.

Filed under: Belgium, Energy policy

Can the world be powered without nuclear?

The nuclear disaster in Fukushima is still far from over. I am not a nuclear scientist or a radiation specialist, so it’s as hard for me to judge how much harm has been done exactly to the environment and human health. As an energy market specialist however, I am pretty sure that this event will influence energy and environmental commodity markets in the coming years. I was surprised to find this report by the WHO, the UN outfit for worldwide healthcare. It states that the deaths caused by the Tsjernobyl disaster are actually much lower that often presumed. Again, I am not scientist enough to judge the truth of this statement or the solidity of the analysis that led to it. But it could be that nuclear disasters are a little bit less apocalyptic then we mostly presume.

However, such scientific evidence will never win from the popular perception. As of now, the world’s population has these images in their memory of men in radiation suits and with masks on scanning little babies with spooky devices to check whether they are contaminated. This has already become an important political reality. Last Sunday the German Green party made a historic victory in elections for the regional parliament of Baden-Würtemberg. The region is home to six of Germany’s seventeen nuclear power plants. The Greens have pledged to shut them down. Italy has delayed its plans to build its first nuclear power station by two years.

 

Politicians across Europe that have previously decided to turn back nuclear phase-out schemes try to save their skins by promising their voters a thorough stress-test of the nuclear power plants. I am afraid that these tests might lead to further shut-downs. The stress tests will undoubtedly unveil security failures. A few years ago, a Belgian activist managed to get on the premises of the Doel nuclear power station. According to her, it was very easy to get in. Electrabel, the operator of the Doel plant claimed that she never made it to the nuclear part of the plant. However, the Fukushima disaster has shown us that the non-nuclear part is vulnerable as well. If somebody gets in and seriously damages the pumps that are to supply the cooling water, what happens? Are nuclear facilities really capable of surviving a plane crashing on top of them? And again, as Fukushima has shown us, will the non-nuclear facilities on the sites pass the stress-tests?

If security issues arise in the stress tests, I believe that politicians will most likely copy Angela Merkel and shut down plants. In the post-Fukushima era, no politician will want to take the risk of keeping open a power plant that is not declared 200% safe. Any small issue with safety will lead to temporary or even definitive closures. Therefore, these stress-test swill also be a period of stress for the energy markets.

In the past weeks we have clearly seen how the markets react to the shutting down of nuclear power plants:

1. Power prices obviously rise as less supply of electricity is available and extra, gas-fired power plants with higher marginal costs need to be fired up.
2. This causes increases in gas prices as well, as gas demand goes up.
3. Less nuclear and more gas-fired power means that more carbon dioxide is emitted, which results in rising emission rights prices.
4. The higher prices for gas and emission rights feed back into the power price.

So far, these effects have mostly been observed in the forward markets. In Germany, the Netherlands, Belgium and France, Cal 12 electricity now trades at almost 60 euro per MWh. The spot price has continued at a reasonable level. This clearly signifies that the forward price increases signal a fear of supply shortage, but in the real world, no shortages have occurred yet, even if 7% of Germany’s power capacity is down. Spare capacity and cross-border trading explain why no supply crunch has occurred yet. However, we should watch very carefully at what happens in Q2. This is traditionally maintenance season and a lot of nuclear power stations across Europe are up for planned maintenance. If some unexpected shutdowns due to stress-test issues would be added to that, we could see a supply crunch materializing.

For the longer term, it is highly probable that in many countries the plans for building new nuclear power plants or for keeping existing plants open for a longer period will be ditched. This obviously raises the question whether the world is capable of powering itself without using the nuclear option. According to this article in the Economist we can. They point out that nuclear power plants produce only 14% of the world’s energy. In recent years we have seen several countries grow to 20% shares of power production for wind and solar, countries such as Germany, Denmark or Spain. If the whole world would follow that lead, we could replace nuclear power plants by renewable power plants, without pumping extra CO2 in the air. (Pro-nuclear proponents often make the argument that without nuclear power plants we cannot reach the Kyoto targets). Of course, if our electricity consumption continues to grow, or starts to grow even more rapidly, e.g. because we all start driving electrical cars, the 14% target will become ever more challenging.

Buyers of energy need to be aware that this transition will come with a high bill. German power consumers currently pay 35 euro per MWh for green energy, money that goes to the producers of green energy in the shape of a feed-in tariff. This makes Germany one of the most expensive countries in Europe for industrial power consumption.

Even if we can transfer to a non-nuclear power production in the world as a whole, in Europe, this will be significantly more difficult. The proportion of electricity produced in nuclear facilities in Europe is twice as high as in the rest of the world, almost 28%. Face it as it is, Europe is the must nuclearized zone of the world. France for example, produces as good as all its electricity with its 58 nuclear plants. This can’t simply be replaced by renewable energy, which due to its intermittent character cannot provide all the energy. When the sun doesn’t shine and the wind doesn’t blow, you need another technology to make the power. That technology is likely going to be natural gas-fired power plants due to a variety of reasons:

• Gas-fired power plants have a lot of flexibility for firing up and scaling down the production. This makes them very suitable as stand-in power stations.
• The economics of gas-fired power plants also fit perfectly well with the economics of renewable power stations. With their low investment costs and high fuel costs, they are the marginal power stations of choice.
• Recent developments in the gas markets, such as the development of Qatari LNG business or the shale gas development have inspired optimism that we might have a lot of the stuff left.
• Natural gas burns cleaner than coal, which emits roughly twice as much CO2.

A combination of renewable and gas-fired power plants seems to be the most likely option for a non-nuclear power market. Switching over to this market will demand huge investments. Part of those investments will be passed through to the end consumer in the form of feed-in tariff financing or green certificates to support the construction of windmills and solar panels. The gas transport infrastructure in a country like France will need to be expanded. And the increased demand for gas will put pressure on the gas markets. The volatility that we have recently witnessed in power and gas markets is therefore likely to continue.

Nuclear power enthusiast minted the term nuclear renaissance a few years ago to describe the trend that they saw of a return to more nuclear power production. However, if you look at the graph below, you will notice that in Europe the share of electricity produced in nuclear power stations has systematically decreased in the past ten years. The situation in Fukushima could speed up this decline.

Filed under: Climate change, Energy history, Energy policy, Energy technology, The market today