Langere contracten voor vraagsturing kunnen capaciteitsmarkt goedkoper maken
Bedrijven die hun energieverbruik flexibel kunnen aanpassen (zogenaamde vraagsturing of demand response) krijgen in de Belgische capaciteitsmarkt vaak geen toegang tot langlopende contracten, in tegenstelling tot gascentrales en batterijopslag. De masterthesis The impact of contract duration in capacity markets on the long-term capacity mix onderzoekt wat de gevolgen zijn van deze ongelijke behandeling. De conclusie: wie vraagsturing dezelfde contractduur geeft als andere technologieën, ziet hun aandeel in de capaciteitsmarkt met ongeveer 34% stijgen, terwijl de geveilde capaciteitsprijs met 6,7% daalt.
Een groeiend beleidsvraagstuk
Capaciteitsmarkten zijn de voorbije jaren sterk in opmars in Europa. Hun doel is te garanderen dat er op elk moment voldoende elektriciteitsproductie en opslagcapaciteit beschikbaar is, ook wanneer de energy-only market daar op zich niet genoeg investeringsprikkels voor biedt. Veel van deze markten combineren kortlopende jaarcontracten met langere contracten voor nieuwe investeringen. Vraagsturing, waarbij industriële spelers hun verbruik tijdelijk verminderen of verschuiven, wordt daarbij echter vaak uitgesloten van die langetermijncontracten.
Die asymmetrie kreeg tot nu toe weinig aandacht in de academische literatuur, ondanks de mogelijke impact op de concurrentie tussen technologieën en op investeringsbeslissingen. Nochtans is de vraag actueel: in het Belgische beleidsdebat wordt er steeds vaker op gewezen dat vraagsturing mogelijk benadeeld wordt doordat ze niet in aanmerking komt voor langetermijncontracten. De thesis werd geschreven door Arent De Wit onder begeleiding van prof. Erik Delarue, met Jelle Meus en Elise Chambard als dagelijkse begeleiders.
Hoe de thesis te werk gaat
Voor de thesis werd een evenwichtsmodel van de capaciteitsmarktveiling ontwikkeld, waarin risico-averse investeerders bieden op basis van onzekere toekomstige inkomsten. Die onzekerheidsscenario's komen uit een apart model van de energy-only market. Het geheel werd toegepast op een vereenvoudigde, op België geïnspireerde case study.
De thesis vergelijkt drie scenario's voor contractduur: een situatie waarin alle technologieën enkel eenjarige contracten krijgen (case 0), de huidige, gedeeltelijk gedifferentieerde structuur waarin gascentrales en batterijopslag wél vijftienjarige contracten krijgen maar vraagsturing niet (case 1), en een volledig gelijkgestelde structuur met vijftienjarige contracten voor alle technologieën (case 15). Vraagsturing wordt in het model gerepresenteerd als een virtuele batterij (specifiek zoals gerealiseerd kan worden met een zinc-electrolyse proces). Daarnaast onderzoekt de thesis ook een reeks tussenliggende scenario's, waarin vraagsturing contracten krijgt van tussen één en vijftien jaar.
Gelijke contracten, meer vraagsturing, lagere prijzen
De resultaten tonen aan dat de contractduur een aanzienlijke invloed heeft op zowel de samenstelling van het capaciteitspark als op de geveilde capaciteitsprijs. Wanneer vraagsturing toegang krijgt tot dezelfde contractduur als de andere technologieën, stijgt haar deelname aan de capaciteitsmarkt met ongeveer 34%, terwijl de capaciteitsprijs met 6,7% daalt.
Zowel het scenario zonder langetermijncontracten als het scenario met vijftienjarige contracten leidt tot een sterke relatieve toename van investeringen in vraagsturing, echter was de geveilde capaciteitsprijs het laagste in case 15. Dat onderstreept de economische waarde die langetermijncontracten bieden aan nieuwe investeringen. De thesis wijst echter ook op een belangrijk verschil: wanneer helemaal geen langetermijncontracten worden aangeboden, ontstaat er extra inkomstenonzekerheid voor alle technologieën, wat leidt tot hogere risicopremies en dus hogere capaciteitsprijzen. Al worden de besparingen op de capaciteitsmarktkosten in de analyse deels tenietgedaan door hogere kosten op de energy-only market, toch bevestigen de resultaten het klassieke argument van regelgevers vóór langetermijncontracten: ze houden de capaciteitsprijzen laag.
Een compromis dat al veel oplevert
Omdat een volledige gelijkschakeling van contractduur beleidsmatig niet vanzelfsprekend is, onderzoekt de thesis ook een tussenweg: vraagsturing contracten geven die langer zijn dan één jaar, maar korter dan de volle vijftien jaar. Daaruit blijkt dat al met vijfjarige contracten, amper een derde van de volledige duur, bijna 70% van de extra investeringen in vraagsturing en van de prijsdaling wordt gerealiseerd die met volledige gelijkschakeling zou worden behaald.
Dat toont volgens de thesis aan dat zelfs gedeeltelijke zekerheid over toekomstige capaciteitsbetalingen al veel waarde oplevert, zowel voor investeerders als voor de regelgever. Beleidsmakers zouden dus een groot deel van de voordelen van langetermijncontracten kunnen binnenhalen zonder vraagsturing exact dezelfde contractduur te geven als gascentrales en batterijopslag.
Vervolgonderzoek
De thesis wijst op enkele richtingen voor verder onderzoek. Ze pleit voor onderzoek naar de risicokost van langetermijncontracten vanuit het perspectief van de regelgever, aangezien zulke contracten het risico in feite verschuiven van de producent naar de regelgever en, onrechtstreeks, naar de consument. Ten slotte zouden ook de kosten voor monitoring en controle van vraagsturingsaanbieders afgewogen moeten worden tegen de maatschappelijke voordelen die de thesis vaststelt.
De thesis geeft alvast een duidelijk signaal aan beleidsmakers: bredere toegang tot langetermijncontracten voor vraagsturing kan de capaciteitsmarkt zowel efficiënter als goedkoper maken.
Bibliografie
Bibliography [1] F. Avalos, W. Huang, and K. Tracol. Margins and liquidity in european energy markets in 2022. Technical Report 77, Bank for International Settlements, Sept. 2023. [2] A. Barillas, R. Cohen, and N. Sukthaworn. Lessons from the first capacity market auction in great britain. In 2015 IEEE Power & Energy Society General Meeting, pages 1–6. IEEE, 2015. [3] S. Bialek and B. Unel. Will you be there for me the whole time? on the importance of obligation periods in design of capacity markets. The Electricity Journal, 32:21–26, 2019. [4] H. Chen, J. Li, N. O’Leary, and J. Shao. Examining the drivers of the imbalance price: Insights from the balancing mechanism in the united kingdom. Journal of Environmental Management, 371:123239, 2024. [5] Commission for Electricity and Gas Regulation (CREG). Investment Thresholds and Eligibility Criteria, TF CRM. Technical report, CREG, Brussels, Belgium, Sept. 2019. Presentation related to the Belgian Capacity Remuneration Mechanism (CRM). [6] Consentec GmbH and Öko-Institut e.V. Overview of the design of a combined capacity market. Briefing paper, German Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Action (BMWK), Berlin, September 2024. [7] P. Cramton. Electricity market design: The good, the bad, and the ugly. In Proceedings of the Hawaii International Conference on System Sciences, Hawaii, United States, Jan. 2003. [8] P. Cramton and A. Ockenfels. Economics and design of capacity markets for the power sector. Technical report, University of Maryland and University of Cologne, May 2011. [9] CREG. Studie over de manier waarop investeringen in industriële flexibiliteit meer kunnen bijdragen aan het capaciteitsvergoedingsmechanisme (crm). Technical Report (F)3185, Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG), Brussel, België, 2026. [10] EirGrid and SONI. I-SEM Capacity Market Code, Version 14.0, February 2026. Capacity Market Code governing the Single Electricity Market (SEM). [11] Electricity Maps. Electricity maps platform. https://app.electricitymaps. com, 2026. [12] Elia. Crm auction report: Y-4 auction for the 2027–2028 delivery period, 2023. Belgian Capacity Remuneration Mechanism. [13] Elia. Crm auction report: Y-1 auction for the 2026–2027 delivery period, 2025. Belgian Capacity Remuneration Mechanism. [14] Elia. Crm auction report: Y-2 auction for the 2027–2028 delivery period, 2025. Belgian Capacity Remuneration Mechanism. [15] Elia Transmission Belgium. Capacity remuneration mechanism – functioning rules. Official rules document, Elia Transmission Belgium, 2023. [16] Elia Transmission Belgium. Crm3 quick reference card: The derating factors. Quick reference card, Elia Transmission Belgium, Apr. 2023. Version 05/04/2023. [17] Elia Transmission Belgium. Adequacy and flexibility study for belgium 2026– 2036. Technical report, Elia, June 2025. Presentation to Elia stakeholders, June 27, 2025. [18] Elia Transmission Belgium. Measured and forecasted total load on the belgian grid (historical data). https://opendata.elia.be, 2025. Data covering period November 1, 2024 to October 31, 2025. [19] Elia Transmission Belgium. Actual installed power – by unit and by fuel type – data up to 22/05/2024. https://opendata.elia.be, 2026. [20] Elia Transmission Belgium. Photovoltaic power production estimation and forecast on belgian grid (historical). https://opendata.elia.be, 2026. Data covering period November 1, 2024 to October 31, 2025. [21] Elia Transmission Belgium. Wind power production estimation and forecast on belgian grid (historical). https://opendata.elia.be, 2026. Data covering period November 1, 2024 to October 31, 2025. [22] Engie. Coo pumped storage power station. https://corporate.engie.be/en/ energy/water/coo-pumped-storage-power-station, 2025. Accessed: 2026- 04-30. [23] European Commission. Commission decision (eu) 2022/639 of 27 august 2021 on the aid scheme sa.54915 – 2020/c (ex 2019/n) belgium – capacity remuneration mechanism. Official Journal of the European Union, L 117/40, Apr. 2022. Notified under document C(2021) 6431. [24] European Commission. Report from the commission to the european parliament and the council on the assessment of possibilities of streamlining and simplifying the process of applying a capacity mechanism under chapter iv of regulation (eu) 2019/943. Technical Report COM(2025) 65 final, European Commission, Brussels, March 2025. [25] R. Gerlach, M. Liski, and I. Vehviläinen. Stabilizing the eu electricity market: Mandatory demand reduction and a lower price cap. EconPol Forum, 23(6):8– 12, 2022. [26] S. Gonzato, K. Bruninx, and E. Delarue. The effect of short term storage operation on resource adequacy. Sustainable Energy, Grids and Networks, 34:101005, 2023. [27] Government of Spain. Implementation plan of spain in accordance with article 20(3) of regulation (eu) 2019/943 on the internal market for electricity. Technical report, Ministry for the Ecological Transition and the Demographic Challenge, 2023. Prepared in compliance with Regulation (EU) 2019/943. [28] S. M. Harvey, W. W. Hogan, and S. L. Pope. Evaluation of the new york capacity market. Technical report, New York Independent System Operator, Mar. 2013. [29] H. Höschle. Capacity Mechanisms in Future Electricity Markets. PhD thesis, KU Leuven, March 2018. [30] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2006 ipcc guidelines for national greenhouse gas inventories, volume 2: Energy, chapter 2: Stationary combustion. Technical report, IPCC, 2006. [31] International Energy Agency. Levelised cost of electricity calculator. https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/ levelised-cost-of-electricity-calculator, 2020. Based on: Projected Costs of Generating Electricity 2020. Accessed: 2026-04-30. [32] International Energy Agency. World energy outlook 2025. Technical report, IEA, 2025. [33] International Energy Agency and Nuclear Energy Agency. Projected costs of generating electricity – 2020 edition. Technical report, IEA and NEA, 2020. [34] ISO New England Inc. ISO New England Inc. Transmission, Markets and Services Tariff, Section III: Market Rule 1, 2025. Effective 2/28/2025. [35] P. L. Joskow. Competitive electricity markets and investment in new generating capacity. Technical report, Massachusetts Institute of Technology (MIT), June 2006. [36] S. Kaminski, K. Bruninx, and E. Delarue. A comparative study of capacity market demand curve designs considering risk-averse market participants. Working Paper ESIM2022-05, Energy Systems Integration & Modeling (ESIM), KU Leuven, 2022. Last updated March 2, 2023. [37] S. Kaminski, K. Bruninx, and E. Delarue. A comparative study of capacity market demand curve designs considering risk-averse market participants. IEEE Transactions on Energy Markets, Policy, and Regulation, 1(4):286–295, 2023. [38] P. Kaszyński, A. Komorowska, K. Zamasz, G. Kinelski, and J. Kamiński. Capacity market and (the lack of) new investments: Evidence from poland. Energies, 14(23):7843, 2021. [39] M. H. Khalfallah. Long-term capacity adequacy in electricity markets: Reliability contracts vs capacity obligations. Energy Studies Review, 16(2), 2009. [40] A. Komorowska. The impact of long-term contracts of the capacity market on the consumption of steam coal in the power system. Mineral Resources Management, 39(2):165–176, 2023. [41] H. Kortes and T. van Dril. Decarbonisation options for the dutch zinc industry, May 2019. MIDEN – Manufacturing Industry Decarbonisation Data Exchange Network. [42] Lazard. Levelized cost of energy+, June 2025. LCOE+ edition. [43] J. Lim, J. Ha, G. Han, and E. Cheong. Fossil fuel subsidy: Korea’s excessive capacity payment scheme fuels gas power expansion. Report, Solutions for Our Climate (SFOC), Dec. 2024. [44] J. Meus. Renewable Electricity Support Instruments: On the Efficiency of Various National and Cross-Border Designs. PhD thesis, KU Leuven, January 2025. [45] L. Monjoie and F. Roques. Designing efficient capacity mechanisms: Bidding behavior and product definition. Technical Report Working Paper No. 54, Chaire European Electricity Markets, Université Paris-Dauphine (PSL), October 2021. [46] National Grid ESO. Capacity Market Rules, 2024. Text with amendments arising from Update Sheet No. RRM/Z/2/2020 (2020-11-19). [47] K. Neuhoff. The role of contracting in european electricity markets. Report, future power market workshop, DIW Berlin, Berlin, May 2013. [48] D. Newbery. Missing money and missing markets: Reliability, capacity auctions and interconnectors. EPRG Working Paper 1508, Energy Policy Research Group, University of Cambridge, 2015. [49] Nyrstar. Virtual battery. https://www.nyrstar.com/en/responsibility/ virtual-battery, 2025. [50] M. Pahle, J. Sitarz, S. Osorio, and B. Goerlach. The eu-ets price through 2030 and beyond: A closer look at drivers, models and assumptions, December 2022. Input material and takeaways from a workshop in Brussels, 30 November 2022. [51] E. Parliament and C. of the European Union. Regulation (eu) 2019/943 on the internal market for electricity (recast), 2019. Official Journal of the European Union. [52] PBL Planbureau voor de Leefomgeving, TNO, CBS, RIVM, and RVO. Klimaaten energieverkenning 2025, 2025. Versie 10 februari 2026. [53] PJM Interconnection, L.L.C. PJM Manual 18: PJM Capacity Market, 2024. [54] Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Capacity market functioning rules. Official rules document, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), 2023. [55] A. Rai and O. Nunn. On the impact of increasing penetration of variable renewables on electricity spot price extremes in australia. Economic Analysis and Policy, 67:67–86, 2020. [56] H. Ritchie and P. Rosado. Electricity mix. Our World in Data, 2020. https://ourworldindata.org/electricity-mix. [57] RSE – Ricerca Sistema Energetico. The italian capacity market. Report, RSE – Ricerca Sistema Energetico, December 2023. [58] I. Sanchez Jimenez, K. Bruninx, and L. J. de Vries. Capacity remuneration mechanisms for decarbonized power systems. Applied Energy, 391:125878, 2025. [59] N. Scarlat, M. Prussi, and M. Padella. Quantification of the carbon intensity of electricity produced and used in europe. Applied Energy, 305:117901, 2022. [60] S. M. Sirin and I. Erten. Price spikes, temporary price caps, and welfare effects of regulatory interventions on wholesale electricity markets. Energy Policy, 163:112816, 2022. [61] World Trade Organization. Agreement on subsidies and countervailing measures, 1994. Annex 1A of the Marrakesh Agreement Establishing the World Trade Organization.
