beleidsnota Kortsluiting op energiefactuur nr 17 - ma art 2007 Daan Killemaes Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

beleidsnota

nr 17 - ma art 2007

Daan Killemaes

Kortsluiting op energiefactuur Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

vk w Metena maart 2007

Kortsluiting op energiefactuur Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

Daan Killemaes

Auteur

Daan Killemaesis als chief economist verbonden aan het weekblad Trends.

issn nummer 1780-9525 Daan Killemaes Kortsluiting op energiefactuur. Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht Beleidsnota nr. 17 / Maart 2007 Wettelijk depot d/2007/10.346/2


Inhoudstafel

Auteurs Ten geleide

5

Synopsis. Stijgende energieprijzen

7

1. De elektriciteitsprijs. Kortsluiting op de factuur 1.1 De rechtse hoek: prijsstijging 1.2 De linkse hoek: kostenhandicap met handelspartners 1.3 Andere types verbruikers ontspringen de dans 1.4 Een vivisectie van uw elektriciteitsfactuur 1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4 1.4.5 1.4.6 1.4.7 1.4.8 1.4.9

De prijs aan de centrale De nucleaire paraplu gaat niet open Industrie betaalt het volle pond Werken hoogspanningslijnen de handicap weg? De opwarming op uw factuur Gezocht: nieuwe centrales Prijzen aan de ketting? Energiewegen werden goedkoper Fiscus toont enig medelijden

2. Zilveren randje aan de energienachtmerrie

10 10 12 14 14 15 16 20 24 24 25 27 28 30

31

2.1 De linkse hoek: ook hier stijgende prijzen 2.2 Geen rechtse hoek, wel een aardgasbonus 2.3 Een vivisectie van uw aardgasfactuur

31 31 32

2.3.1 De kleine broer van olie 2.3.2 Distrigas is de tolwachter

33 34

3. Energiefactuur. De klap komt hard aan

36

4.Prijsvooruitzichten. Timing is everything

38

Referenties

39


Ten geleide

Ondernemingen, zo leren ons de tekstboeken, combineren arbeid, kapitaal en technologie om de goederen en diensten voort te brengen waarmede zij in de moderne economie van de 21ste eeuw hun plaats onder de zon kunnen opeisen. Met dit klassieke trio van productiefactoren gaat men al te lichtzinnig voorbij aan het gegeven “energie”. Los nog van de ondernemingen die zich specifiek in de energiesector ontplooien, kan geen enkele onderneming functioneren zonder energie. Al was het maar voor de electriciteit noodzakelijk om onze steeds verder uitdeinende computerinfrastructuur zoemende te houden. Ook voor de moderne maatschappij als geheel vormt de beschikbaarheid van energie, liefst tegen een niet al te dure prijs, een als zeer belangrijk ervaren gegeven. Telkens door welke commotie ook de aanvoer van energie in het gedrang komt of de prijs van energie door het dak dreigt te schieten, neemt de onrust binnen de samenleving gevoelig toe. We trappen een open deur in door te stellen dat die maatschappelijke onrust rond de energievoorziening de jongste jaren fors toenam. Onder meer als gevolg van de onrust in het Midden Oosten bereikten de olieprijzen nooit eerder geziene niveau’s en nam ook de onzekerheid over de continue bevoorrading gevoelig toe. Bovendien duiken steeds meer vragen op inzake de houdbaarheid op langere termijn van ons energiemodel. Vermits VKW Metena het tot haar taak rekent om op een serene manier studiewerk rond belangwekkende maatschappelijke problemen te stimuleren, kon een analyse van de energieproblematiek in België niet uitblijven. We namen daarbij meer specifiek de insteek van de energiefactuur van onze ondernemingen, tot nader order nog altijd de drijvende krachten achter welvaart en welzijn in onze maatschappij. Bezorgd om de beschouwingen inzake onze energieproblematiek op tegelijk een sterk onderbouwde én vlot toegankelijke wijze op papier te krijgen, kwamen we bij Daan Killemaes terecht. Sedert enkele jaren chief economist van het weekblad Trends volgt Daan nu reeds geruime tijd het energiegebeuren van nabij. Zijn puntige analyses zijn steevast goed onderbouwd. We waren dan ook zeer verheugd toen hij enthousiast inging op onze vraag om tot een verdere uitbening van deze energiestory over te gaan. Het resultaat van het bijkomende onderzoekswerk van Daan Killemaes ligt thans voor u. We kunnen u de lectuur van deze beleidsnota zeer aanbevelen. We doen een zeer beperkte greep uit de wetenswaardigheden. Niet enkel dissecteert Killemaes haarfijn wat er fout zit aan ons energiemodel, hij geeft ook aan hoe de relatief zwaardere energierekening een stille aanslag op het concurentievermogen van onze ondernemingen geworden is. Een ander bijzonder gegeven is zijn analyse van de manier waarop de kernenergieproducenten rijk worden bij forse stijgingen van de olieprijs. Maar leest u vooral zelf. Johan Van Overtveldt Algemeen directeur VKW


Synopsis. Stijgende energieprijzen

De spectaculaire stijging van de energieprijzen raakt de Belgische industrie vol op de kin. De prijsstijging op zich deelde een onvermijdbare zware rechtse hoek uit, terwijl een oplopende kostenhandicap in vergelijking met de buurlanden voor een linkse hoek zorgde. Beide klappen kwamen bovendien extra hard aan door het nog altijd vrij energie-intensieve karakter van de Belgische economie. Voor een aantal reeds fel geplaagde industriële bedrijven is deze energiemep mogelijk de genadeklap, en kunnen ze enkel nog de handdoek in de ring gooien. Op enkele kwartalen tijd steeg zowel de elektriciteitsprijs als de aardgasprijs met tientallen procenten voor de industriële verbruikers. Deze meerkost vreet zwaar aan de marges omdat de meeste bedrijven de meerkost niet kunnen doorrekenen aan hun klanten onder het juk van de internationale concurrentie. Het bleef dus niet louter bij een prijsstijging. De Belgische ondernemingen zijn op enkele kwartalen tijd ook een kostenhandicap rijker geworden ten opzichte van de buurlanden en handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland. Na de loonkostenhandicap kijken de bedrijven ook aan tegen een energiekostenhandicap op het vlak van de elektriciteitsprijzen. In vergelijk met het gemiddelde van de handelspartners Nederland, Frankrijk en Duitsland betaalt een industriële verbruiker ruim 20% meer voor elektriciteit. De aardgasprijs steeg ook fel, maar hier ontsnappen de Belgische bedrijven aan een uppercut. Meer nog, in de concurrentieslag met de drie buurlanden kunnen ze een tik uitdelen, omdat de Belgische industriële verbruikers op het vlak van aardgas van een kleine prijsbonus genieten. Het aardgasverhaal is een zilveren randje aan een voor de rest donker energieverhaal. De Duitse bedrijven genoten de jongste jaren van een intensieve loonmatiging, terwijl de Franse bedrijven profiteerden van geplafonneerde elektriciteitsprijzen. De Belgische (en Nederlandse) bedrijven kregen echter twee keer de rekening gepresenteerd: hoge loonkosten én stijgende energieprijzen. De hoogte van de energieprijzen weegt weliswaar minder zwaar door in de concurrentiekracht dan de loonkosten. En is voor het ene bedrijf de energiekost een bijna te verwaarlozen kostenpost, dan is voor het andere bedrijf de stijgende energiekost een molensteen om de nek. Maar in het algemeen is de Belgische economie en industrie nog altijd energie-intensief. De energiekosten zijn goed voor ruim 4% van het totale kostenplaatje van de Belgische industrie. De stijging van de energieprijzen en vooral de oplopende handicap ten opzicht van de handelspartners kost de Belgische economie dus opnieuw groei en werkgelegenheid. Stijgende energieprijzen zijn net als de loonkosten een sluipend gif. Bedrijven sluiten niet omdat de factuur dit jaar met 20% stijgt. Het verhaal werkt subtieler: investeringen worden uitgesteld, aanwervingen verdaagd, en als de situatie aanhoudt, volgt delokalisatie en sluiting. De stijging van de energieprijzen rust voor een groot deel op objectieve gronden, maar is voor een ander stuk te wijten aan de dominantie van Suez op de Belgische energiemarkt, wat de Franse energiegigant de mogelijkheid biedt miljarden euro’s te draineren vanuit de Belgische economie naar de eigen resultatenrekening. De prijs van aardgas is in het voetspoor van de olieprijs fel gestegen sinds 2005. Dat is zo in België, maar dat is ook het geval in de hele wereld. De prijs van fossiele brandstoffen wordt ge-

vormd op internationale markten. Daarnaast heeft Europa nood aan nieuwe centrales en hoogspanningslijnen om op termijn een tekort aan elektriciteit te vermijden. De elektriciteitsprijzen zijn lang te laag geweest om investeerders te verleiden om nieuwe centrales te bouwen. Ook de kosten voor het vergroenen van het productiepark en de beperking van de uitstoot van broeikasgassen zullen in de toekomst steeds zwaarder doorwegen op uw energiefactuur. De vooruitzichten zijn eensgezind: een daling van de elektriciteitsprijs ligt niet in het verschiet, en een verdere stijging is heel waarschijnlijk. Maar deze analyse geldt voor heel West-Europa, en verklaart daarom niet de oplopende kostenhandicap die Belgische industriële elektriciteitsverbruikers in de maag gesplitst kregen. De oplopende energiehandicap is zonder meer bizar en zelfs onrechtvaardig te noemen. Want het Belgische productiepark is bijna 10% kostenefficiënter dan het park in de buurlanden, met dank aan de volledig afgeschreven Belgische kerncentrales die 55% van het Belgische elektriciteitsverbruik bijzonder goedkoop opwekken. In theorie zou de Belgische economie dus van een prijsvoordeel van bijna 10% moeten genieten in vergelijking met de 3 buurlanden Maar in de praktijk kijkt de Belgische industrie dus tegen een prijshandicap van 20% aan. Dan rest maar één vraag: hoe komt dat? De schuldige lijkt vreemd genoeg de vrijmaking van de energiemarkt. Het is de liberalisering van het prijsmechanisme die de initiële kostenbonus tot een pijnlijke prijshandicap heeft verminkt. In het oude gereguleerde systeem werd de elektriciteitsprijs berekend op basis van een “cost-plus” systeem. In dit systeem zou de goedkope stroom uit de kerncentrales doorgerekend worden aan de verbruiker. Maar dat systeem is dood en begraven sinds de vrijmaking van de energiemarkt. De vrije markt bepaalt nu de elektriciteitsprijs, en die prijs wordt vandaag bepaald door de hoge marginale kostprijs van de elektriciteit, opgewekt door de aardgas gestookte centrales van WestEuropa. En die prijs kunnen de producenten aanrekenen voor alle opgewekte energie, de goedkope kernenergie inbegrepen. Een opmerkelijke vaststelling daarbij is dat er in België nog een extra kerncentrale nodig is om zo kostenefficiënt mogelijk te produceren. Gebeurt dat niet dan zal het voordeel van kernenergie zoals dat vandaag bestaat grotendeels blijven doorvloeien naar Suez, dat op de koop toe een extra marge vangt dankzij de dominante positie op de Belgische markt. De stijging van de fossiele brandstoffen is dus een groot feest voor Suez, maar een tragedie voor de Belgische industriële verbruiker. Het maakt van de vrijmaking een trieste komedie. We importeren de dure energieprijzen uit Duitsland en Nederland, maar we exporteren de winsten van kernenergie naar Frankrijk. Niet dat de vrije markt dus gefaald heeft. Neen, de vrije markt heeft nooit haar werk kunnen doen door de onaantastbare dominante positie van de Suezgroep op de Belgische energiemarkt. Een echte vrije markt met diverse spelers zou ook op moeilijke energiemarkten de kostenbonus vertalen in een prijsbonus. Maar in een vrije markt met een dominante speler heeft het private quasi-monopolie geleid tot de uitkomsten die de handboeken economie voorspellen: te weinig investeringen, en te hoge prijzen. De vrijmaking van de energiemarkt in een monopolistische markt is daarom een vergiftigd geschenk gebleken voor de Belgische industrie.


De industriële verbruikers zagen de jongste kwartalen de nucleaire paraplu tegen de stijgende energieprijzen snel dichtgaan als een nieuw leveringscontract diende afgesloten te worden. De oudere contracten boden nog enige bescherming, maar in de nieuwe contracten wordt ongenadig de dure marktprijs voor elektriciteit doorgerekend. De prijzen stijgen daarom soms met tientallen procenten tegelijk. De reactie van grootverbruikers is logisch. Ze hebben heimwee naar het oude gereguleerde systeem, want dat bood wat betreft de elektriciteitsprijs bescherming tegen de stijgende prijzen van fossiele brandstoffen. Om toch te kunnen genieten van goedkopere kernenergie willen ze die eventueel zelf opwekken. Ze kijken ook jaloers naar hun Franse collega’s die van de overheid, ondanks de vrijmaking van de markt, nog altijd kunnen genieten van vaste gereguleerde prijzen die een heel stuk onder de marktprijzen liggen. De Franse overheid kan de bedrijven op deze manier steunen dankzij de grootschalige beschikbaarheid van kernenergie. Frankrijk hanteert de dure marktprijs de facto enkel voor de export van elektriciteit. Het is een briljante strategie die de eigen economie beschermt, maar haaks staat op Europese gedachte van een vrije (energie)markt. België zou dezelfde steun voor een groot stuk ook kunnen bieden, maar daar is dus (nog) geen sprake van, en de Franse tactiek zou toegepast in België, o ironie, vooral een Frans bedrijf (Suez) pijn doen. De daling van de olie- en aardgasprijs begin dit jaar zou wat stoom van de ketel kunnen halen, maar zolang de markt niet wordt opengemaakt, zullen de Belgische bedrijven de speelbal blijven van de internationale energiemarkten. Voor de hoge loonkosten krijgen de ondernemingen nog productieve werknemers, een uitgebouwde sociale zekerheid voor hun werknemers en heel wat overheidsdiensten terug. Voor de energiekosten ligt dit anders. De bedrijven krijgen niets in ruil voor de extra kosten die nu gemaakt worden. De (overmatige) winsten vloeien naar de olie- en gasproducerende landen en naar een Franse onderneming. De Belgische bedrijven kunnen alleen maar de schade opmeten.

10

1. Elektriciteit. Kortsluiting op de factuur

1.1 De rechtse hoek: prijsstijging

enkele kwartalen tijd met tientallen procenten de hoogte in. Een doorsnee industriële afnemer zag tegen juli 2006 de eindprijs gemiddeld met ruim 35% stijgen in vergelijking met januari 2005 (zie figuur 1).

Dé elektriciteitsprijs bestaat niet. De prijs voor een zak aardappelen of een kilo tomaten is eenvoudig en eenduidig, maar de stroomprijs is een complex gegeven en is voor elke verbruiker verschillend. Wat u finaal betaalt voor een kilowattuur elektriciteit is in grote mate afhankelijk van uw verbruiksprofiel. U riskeert daarom appelen met citroenen te vergelijken als u uw stroomfactuur naast die van uw concurrent legt.

De meest recente cijfers van Eurostat – de betrouwbaarste bron voor vergelijkbare elektriciteitsprijzen – eindigen voorlopig in juli 2006. De prijs daalde intussen wellicht wat, in lijn met de dalende prijzen die sindsdien op de elektriciteitsbeurzen genoteerd werden. De drijvende kracht achter deze prijsschommelingen blijven op de eerste plaats de ontwikkelingen op de internationale olie- en aardgasmarkten. De afkoeling van begin dit jaar laat verhopen dat de onderstaande curve een (tussentijdse) top bereikt heeft, en dat de bedrijven weer enige ademruimte is gegund inzake de energiefactuur.

Daarom delen we de verbruikers op in verschillende verbruiksprofielen om de prijzen te kunnen vergelijken. Het meest voorkomende profiel onder de grote industriële verbruikers is in de statistieken van Eurostat terug te vinden als type Ie. De prijsevolutie voor dit verbruiksprofiel is relevant voor de meeste bedrijven die flink wat stroom verbruiken in hun productieproces.

Het verhaal eindigt hier echter niet voor de Belgische bedrijven. De opgetekende prijsstijging in België behoort immers tot de grootste in Europa, en is dus een voetveeg voor de concurrentiepositie. Tussen juli 2005 en juli 2006 – het zwaartepunt van de prijsstijgingen – dikte de elektri-

Sinds 1990 betaalde deze Belgische industriële verbruiker een vrij constante prijs voor zijn elektriciteit. Maar 2005 liet een spectaculaire trendbreuk zien. De prijs schoot op euro per MWh 110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

Figuur 1: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). Bron: Eurostat Type Ie = jaarlijks verbruik van 2000 MWh, maximale vraag van 500kW, jaarlijkse last: 4000 uren

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006


11

euro per MWh 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Polen

Frankrijk

Finland

Zweden

Spanje

Oostenrijk

VK

EU-25

Nederland

Duitsland

België

Italië

Figuur 2: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker op 1 juli 2006. Bron: Eurostat

citeitsfactuur voor Belgische industriëlen met 25% aan, wat ruim meer is dat het EU-gemiddelde van 15%. In slechts 4 Europese landen steeg de elektriciteitsprijs voor de bedrijven nog sneller.

dus voor België (zie figuur 2). Het gaat om finale prijzen voor de klant, met alle heffingen op elektriciteitsverbruik inbegrepen, maar zonder BTW omdat de bedrijven deze BTW in hoofdzaak kunnen terugvorderen.

Het resultaat van deze spectaculaire prijsstijging is dat België in juli 2006 de weinig begeerde bronzen plak wegkaapte in de categorie hoogste elektriciteitsprijzen voor industriëlen. Goud was voor Italië, zilver voor Cyprus en brons

Opmerkelijk is ook dat de prijsstijging voor de gezinnen relatief beperkt bleef in vergelijking met de prijsstijging die de industrie voorgeschoteld kreeg (zie figuur 3). De gezinnen kwamen er met een prijsstijging van ongeveer 10% vanaf.

Prijs elektriciteit voor huishoudens

Prijs elektriciteit voor industrie Index januari 2000 = 100 140 130 120 110 100 90 80 Jan 00

Jul 00

Jan 01

Jul 01

Figuur 3: Trendverloop elektriciteitsprijzen (EU-15). Bron: Eurostat

Jan 02

Jul 02

Jan 03

Jul 03

Jan 04

Jul 04

Jan 05

Jul 05

Jan 06

Jul 06

12

jul2005/jan2005

jan2006/jan2005

juli2006/jan2005

België

Duitsland

Frankrijk

Nederland

EU25

0

5

10

15

20

25

30

35

40

in procent Figuur 4: Prijsstijgingen industriële verbruiker. Bron: Eurostat

De verklaring is eerder wiskundig van aard. De energiecomponent maakt voor de grotere verbruikers het grootste deel van de elektriciteitsprijs uit, en vermits vooral de brandstofkost fors is gestegen, weegt deze stijging zwaar door in de finale prijs. Voor de gezinnen wegen de kosten voor transport en distributie van stroom zwaarder door dan de kost van de grondstof elektriciteit, en vermits de vervoerskosten tot vorig jaar nog daalden, bood dit bescherming tegen een felle stijging van de eindprijs. Tot halfweg vorig jaar genoten de Belgische gezinnen daarom zelfs nog van dalende prijzen, als één van de enigen in Europa. De ontluikende concurrentie tussen een aantal leveranciers op de gezinsmarkt speelt hierbij een rol, maar de grootste verklaring ligt in de gevoelige daling van de distributiekosten, die goed zijn voor 40% van de elektriciteitsfactuur van de gezinnen. Ook de bedrijven die weinig stroom verbruiken, en zijn aangesloten op het distributienet, zagen hun elektriciteitsfactuur veel minder snel stijgen. Hun elektriciteitsprijs sluit ook veel dichter aan bij het Europese gemiddelde. De industriële verbruikers genieten niet of weinig van deze buffer omdat ze rechtstreeks op het hoogspanningsnet zijn aangesloten, en dus geen of weinig distributiekosten moeten betalen. De keerzijde van de medaille is dat een stijging van de brandstofprijs relatief zwaarder doorweegt

in de eindafrekening. Maar het omgekeerde is natuurlijk ook waar. Daalt de energiekost opnieuw, dan zullen de grote verbruikers daar het meest van genieten.

1.2 De linkse hoek: kostenhandicap met handelspartners. De industriële afnemer is dus de sigaar van de recente prijsstijgingen op de internationale energiemarkten. Figuur 4 toont in detail de energieramp die zich sinds begin 2005 voltrok. Voor Belgische bedrijven gaat het eigenlijk om een dubbele ramp. Niet alleen zijn de prijzen gestegen, ze zijn ook sneller gestegen dan het gemiddelde van de EU-25. En vooral: bij onze voornaamste handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland is de schade kleiner. Vooral de Franse bedrijven lachen in hun vuistje. Op figuur 4 ontbreken de balkjes niet, ze kunnen simpelweg niet getekend worden omdat de Franse industriële verbruikers kunnen genieten van gereguleerde tarieven die sinds 2005 bevroren bleven. Frankrijk maakt hierbij optimaal gebruik van de beschikbaarheid van kernenergie om de bedrijven te beschermen tegen de stijgende energiekosten. De prijsstijgingen die vooral de Belgische bedrijven troffen leiden naar een zorgwekkende maar onvermijdelijke conclusie. De Belgische bedrijven hebben er een handicap bij in de concurrentieslag met de handelspartners: een ‘elektrici-


13

MWh

Gemiddelde Frankrijk, Duitsland, Nederland

België

110 105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Figuur 5: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). Bron: Eurostat

teitskostenhandicap.’ De vraag is dan hoe hoog deze handicap is. We hernemen figuur 2 en plakken er de prijsevolutie bij de handelspartners bij (zie figuur 5).

meer dan 20%. Of beter gezegd wéér 20%, want de handicap is terug van weggeweest. Mogelijk is deze handicap nu terug aan het afkalven gezien de dalende olieprijs begin dit jaar.

De kloof tussen de zwarte en grijze lijnen is nooit zo diep geweest sinds 1990, en de kostenhandicap dus nooit zo hoog (zie figuur 6). In juli 2006 was de prijshandicap opgelopen tot

Volgens de Wet op het Concurrentievermogen van 1996 mogen de Belgische loonkosten niet sneller stijgen dan het gemiddelde van de 3 buurlanden Duitsland, Frankrijk en

Belgische prijs/gemiddelde prijs bij handelspartners (*) 125

120

in procent

115

110

105

100

95

90 1991

1992

1993

1994

1995

1996

Figuur 6: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). (*) Niveau 100 = perfecte prijsgelijkheid Bron: Eurostat

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

14

Nederland. Hoewel die wet met haken en ogen aan elkaar hangt, is een soortgelijke vergelijking inzake energieprijzen zinvol. Want een “elektriciteitskosten”handicap van ruim 20% is geen klein bier, zeker voor een energie-intensieve economie als de Belgische.

1.3. Andere types verbruikers ontspringen de dans De analyse van de kostenhandicap hebben we gemaakt voor de gemiddelde industriële verbruikers, de ondernemingen dus voor wie de stroomkosten van groot belang zijn. Maar hoe zit het met andere types van verbruikers? Kijken ook zij tegen een kostenhandicap aan? De grootste verbruikers weten dat ze zich geen begoochelingen moeten maken, want zij zijn nog gevoeliger voor de genoteerde prijsstijgingen van de energiecomponent. De grootste verbruikers maken daarom weer kennis met een kostenhandicap op het vlak van elektriciteit, van ruim 10% (zie figuur 7), en dat na jaren van een kleine bonus te hebben kunnen genieten.

Maar er is een troostprijs voor de Belgische economie. Zoals al gezegd bleven andere verbruikstypes - de gezinnen en bedrijven die vrij weinig stroom verbruiken – nog relatief gespaard van een sterk oplopende elektriciteitsfactuur. Voor hen stak er de voorbije kwartalen dan ook geen nieuwe handicap in de bus. Meer nog, ze genieten zelfs van lagere prijzen dan in de buurlanden, en voor de bedrijven met een kleiner industrieel stroomverbruik liep de prijsbonus zelfs op sinds 2005 (zie figuur 8). Het is een eerder schrale troost voor de economie, want voor dit type van verbruiker is de hoogte van de stroomfactuur veel minder belangrijk in de weegschaal van de concurrentiepositie.

1.4 Een vivisectie van uw elektriciteitsfactuur Elektriciteit moet een lange weg afleggen van de centrale tot het stopcontact of de transformator van uw bedrijf. De finale elektriciteitsprijs is de optelsom van een hele reeks deelcomponenten: de opwekkingskost, de kosten voor het transport over het hoogspanningsnet, de distributiekosten over het laagspanningsnet en de verkoop. Daarnaast vangen de diverse spelers en leveranciers in de loop van deze waar-

prijsverschil met EU25

prijsverschil met buurlanden

25 20

in procent

15 10 5 0 industriële verbruiker

-5 -10 -15 -20

Gezin

kleine industriële verbruiker

Figuur 7: Industriële en grote verbruikers kampen met handicap. Bron: Eurostat

grote industriële verbruiker


15

prijsverhouding met EU25 (*)

prijsverhouding met buurlanden (*)

110

in procent

105 100 95 90 85 80 Jan 2005

Juli 2005

Jan 2006

Juli 2006

Figuur 8: Prijsbonus voor kleine industriële verbruiker. (*) Niveau 100 = perfecte prijsgelijkheid Bron: Eurostat

deketting ook een (billijke) winstmarge. Tel daarbij ook de diverse taksen en heffingen. Een deel van de kosten is gereguleerd door de toezichthouder op de Belgische energiemarkt, de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (de Creg). Een ander deel van de kosten en prijzen is overgelaten aan de goede zorgen van de vrije markt (zie tabel 1). Het venijnige van elektriciteit is dat het niet kan opgeslagen worden. Piekt de prijs, dan kan een verbruiker niet terugvallen op een pakketje elektriciteit in het magazijn. Als verbruiker kan u enkel betalen, of minder stroom verbruiken. Het elektriciteitsnet gehoorzaamt immers niet aan economische wetten maar aan fysische wetten die dicteren dat de vraag naar elektriciteit altijd gelijk moét zijn aan het aanbod, of het licht gaat onherroepelijk uit. En dat is geen optie want de kostprijs van een black-out voor de economie is gigantisch.

1.4.1 De prijs aan de centrale Voor een industriële verbruiker is de energiecomponent veruit de belangrijkste schakel in de kostenketting voor elektriciteit. Ruim 75 tot 90% van de eindprijs dient om de productie van stroom te vergoeden. De transmissie- en distributiekosten zijn goed voor 6 tot 11% van de prijs en allerhande taksen en heffingen zijn goed voor 2,5 tot 16%. Europa brak de productiemarkten voor elektriciteit open rond de eeuwwisseling. Aanvankelijk leek dat een succesverhaal. De prijs van de ‘commodity’ elektriciteit bleef stabiel, en sommige klanten genoten zelfs van lagere eindprijzen. De zomer van 2003 bracht echter de ontnuchtering. De groothandelsprijs (de prijs van elektriciteit bij het verlaten van de centrale) begon te stijgen. Bovendien nam ook de prijsdivergentie op de verschillende Europese deelmarkten toe. In 2005 was het hek helemaal van de dam: de groothandelsprijs verdubbelde ongeveer in West-Europa, en deze prijsstijging vond snel zijn weg naar uw factuur (zie figuur 9). De vrije,

Activiteit

voor liberalisering

na liberalisering

prijsvorming

Productie

Natuurlijk monopolie CPTE (Electrabel + SPE)

Concurrentie Electrabel, SPE, kleinere spelers

West-Europese markt

Transport over hoogspanningsnet

Wettelijk monopolie CPTE

Wettelijk monopolie Elia

Regulering door Creg

Distributie over laagspanningsnet

Wettelijk monopolie Intercommunales

Wettelijk monopolie intercommunales

Regulering door Creg

Verkoop


Concurrentie Electrabel, Nuon, Luminus, Essent,…

vrije markt

Tabel 1: Structuur elektriciteitsmarkt.

16

Frankrijk

België

70

Duitsland

Euro/MWh

60

50

40

30

20 jan/02

mei/02

sep/02

jan/03

mei/03

sep/03

jan/04

mei/04

sep/04

jan/05

mei/05

sep/05

jan/06

mei/06

sep/06

jan/07

Figuur 9: Evolutie van de marktprijzen voor elektriciteit in West-Europa. Bron: Agoria

geïntegreerde en competitieve Europese elektriciteitsmarkt bleek een illusie te zijn. De prijzen piekten in de zomer van 2006 om daarna wat af te koelen.

stroom, zal de rush naar een milieuvriendelijker energiepark zijn sporen nalaten op de energiefactuur. 1%

Industriële klanten kunnen nog moeilijk een aantrekkelijke offerte bij de diverse leveranciers losweken. En zoals reeds gezegd hoorden de Belgische industriëlen bij de grootste slachtoffers in Europa van de prijsstijging op de elektriciteitsmarkten. Wat was er dan aan de hand dat de prijzen door het dak schoten, en dat de Belgen de pineut waren? 1.4.2 De nucleaire paraplu gaat niet open De groothandelsprijs weerspiegelt op langere termijn de opwekkingskosten van elektriciteit, en die kosten zijn op hun beurt op de eerste plaats afhankelijk van de samenstelling van het productiepark. België heeft hier een strategische troef in handen: het beschikt over een relatief groot nucleair productiepark. Ruim 55% van de in België opgewekte elektriciteit komt uit kerncentrales (zie figuur 10). De gas- en steenkoolgestookte centrales zijn de andere werkpaarden van de Belgische stroomproductie, maar deze centrales produceren de elektriciteit tegen gevoelig hogere kosten dan de kerncentrales. Het aandeel van groene stroom of hernieuwbare energie in de Belgische energiemix scheert nog geen hoge toppen, maar wint wel snel aan belang. Vermits groene stroom nog altijd een stuk duurder is dan klassieke grijze

2%

Nucleair

14%

Aardgas Steenkool Olie 57%

Hernieuwbaar

26%

Figuur 10: Opwekking elektriciteit in België (2005). Bron: Energy Balances of OECD Countries, IEA/OECD, 2005.

De grote thermische en nucleaire centrales zijn de werkpaarden van de elektriciteitsmarkt en worden gekenmerkt door hoge vaste kosten en lage marginale kosten. De hoge vaste kosten maken dat deze centrales best zo veel mogelijk aan het werk worden gezet. De piekvraag kan opgevangen worden door centrales met lage vaste kosten (en hogere marginale kosten) die best maar af en toe worden aangesproken.


17

Kernenergie

Kernenergie

Gascentrale

Gascentrale

Steenkoolcentrale

Steenkoolcentrale Wind

60

60

55

55

50

50

45

45 euro/MWh

euro/MWh

Wind

40 35

40 35

30

30

25

25

20

20

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

werkingsuren/jaar

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

werkingsuren/jaar

Figuur 11: Gemiddelde productiekost elektriciteit. Bron:Coppens F. en D. Vivet, 2004

De gemiddelde kostprijs van een gasgestookte centrale (STEG-type) bedraagt 43 euro per MWh. Een steenkoolcentrale wekt elektriciteit op tegen gemiddeld 34 euro per MWh. Een kerncentrale doet het voor gemiddeld 24 euro per MWh. Voor elk type centrale geldt dat hoe meer uren ze kloppen, hoe kostenefficiënter ze worden (want dan kan de investeringskost afgeschreven worden over een hogere stroomproductie) De kosten voor de definitieve berging van het nucleaire afval en voor de ontmanteling van de kerncentrales zijn inbegrepen in de nucleaire brandstofkosten, en dus in de kostprijs van kernenergie. Om deze toekomstige kosten te dekken storten de nucleaire producenten elk jaar provisies (206 miljoen euro in 2005) aan Synatom , de verantwoordelijke voor de ontmanteling van de kerncentrales en eigenaar van het bestraalde kernafval. De producenten rekenen deze kostprijs door in de elektriciteitsprijs. Het gaat om on Eind 2005 zat er in de spaarpot van Synatom 4,4 miljard euro. Geschat wordt dat er uiteindelijk 12 miljard euro nodig is om op termijn alle kernafval veilig te bergen en de kerncentrales te ontmantelen. Vandaag is Suez de eigenaar van Synatom. Vorig jaar was er even sprake van dat de Belgische overheid het fonds en de bijhorende verplichtingen zou overnemen om de begroting uit de rode cijfers te houden. Dat feestje ging echter niet door. De regering besliste wel om 100 miljoen euro van het fonds te bestemmen voor goedkope leningen aan investeringsprojecten rond hernieuwbare energie.

geveer 5 euro per nucleair geproduceerde MWh of 2,5 euro per verkochte MWh. Figuur 11 toont de kostencurve voor elk type centrale. De kerncentrales wekken het goedkoopst stroom op van zodra ze 5500 uren per jaar draaien (of ongeveer 60% van de tijd). De gasgestookte centrales zijn het duurst. Opvallend is dat windenergie zeer goed scoort als de windmolens een voldoende aantal uren kunnen draaien. Windenergie zou in de basisvraag kunnen voldoen, mocht de wind minstens 2000 uren per jaar waaien. Dat is echter moeilijk haalbaar. Bovendien zijn er backup centrales nodig bij grootschalige productie van windenergie. Voor dezelfde energievraag zijn dan dubbel zo veel investeringen nodig. De rechterfiguur toont dezelfde kostencurven, met inbegrip van een kostprijs om CO2 uit te stoten. Een beperkte kostprijs van 10 euro per ton CO2 schudt de kaarten al grondig door elkaar. Wind- en kernenergie verstevigen hun concurrentiepositie, terwijl de centrales op basis van fossiele bandstoffen tegen hogere kosten aankijken. Vooral de steenkoolcentrales zijn op basis van de huidige technologie het grootste slachtoffer, in die mate zelfs dat ze minder kostenefficiënt worden dan gasgestookte centrales.

18

100 90 80

Figuur 12 toont hoeveel elektrisch vermogen de Belgische economie doorheen het jaar nodig heeft. Zo is er 100% van de tijd minstens 6.000 MW nodig om de Belgische elektriciteitsvraag te voldoen. Gedurende 50% van de tijd is er minstens een kleine 10.000 MW nodig, en gedurende 5% van de tijd is er meer dan 12.000 MW nodig.

60 50 40 30 20 10

14 00 0

13 00 0

12 00 0

11 00 0

10 00 0

90 00

80 00

70 00

0

60 00

% van de tijd

70

Opgevraagd vermogen (MW) Figuur 12: Elektriciteitsvraag van de Belgische economie doorheen het jaar. Bron: NBB.

De analyse van de productiekosten leidt tot een opmerkelijke vaststelling: er kan in België nog een kerncentrale bij. Meer nog, er moet in België nog een kerncentrale bijkomen om zo kostenefficiënt mogelijk elektriciteit te produceren. De politieke beslissing om de kerncentrales te sluiten staat haaks op de economische ratio.

gemiddelde marginale productiekost

in euro per MWh

Het productiepark is economisch optimaal samengesteld als de economisch efficiëntste centrales de hele tijd draaien. Figuur 11 toonde al aan dat de Belgische kerncentrales het efficiëntst zijn als ze minstens 5.300 uren per jaar draaien - of meer dan 60% van de tijd (zonder rekening te houden met CO2-kosten). Vermits de Belgische economie minstens 60% van de tijd een vermogen van 9.000 MW nodig heeft, kan dit vermogen het goedkoopst met kerncentrales worden ingevuld. Een gelijkaardige redenering levert een behoefte op van 1.200 MW steenkoolcentrales en 3.000 MW gasgestookte centrales. België beschikt vandaag slechts over 5.700 MW kernenergie. Extra investeringen in kernenergie is dus van een economisch standpunt wenselijk maar België koos tot nader order

prijs op groothandelsmarkt

60

50

40

30

20

10

0 België Figuur 13: Gemiddelde productiekosten elektriciteit. Bron: Creg

Frankrijk

Duitsland

Nederland

gemiddelde handelspartners


19

voor een uitdoofscenario vanaf 2015. Die beslissing zal de gemiddelde opwekkingskost gevoelig doen stijgen.

beschikbaarheid van stroom die tegen lagere kosten kon opgewekt worden. Dat wijst erop dat de prijzen in België in de eerste plaats gestuurd worden door de prijzen in de buurlanden, en dus niet door de kostprijs van het Belgische productiepark.

De huidige samenstelling van het Belgische productiepark resulteert in een gemiddelde totale kostprijs van 32 euro per MWh in 2005 (zie figuur 13). Deze stroom was op de groothandelsmarkt gemiddeld 54 euro per MWh waard. Frankrijk geniet dankzij zijn uitgebreid nucleaire productiepark en waterkrachtcentrales van de laagste gemiddelde opwekkingskost. België volgt in het spoor, terwijl Nederland met hoge opwekkingskosten kampt, omdat vooral gasgestookte centrales bij de noorderburen de dienst uitmaken. Nederland, maar ook Duitsland, zijn daarom ook gevoeliger voor stijgende prijzen van fossiele brandstoffen en stijgende CO2-kosten.

Op de West-Europese markt is Duitsland de prijszetter. Frankrijk volgt samen met België de Duitse prijzen. Net als in België worden de marktprijzen in Frankrijk niet bepaald door de nucleaire centrales, maar door de gas- en steenkoolcentrales in Duitsland, op voorwaarde dat er geen congestie is op de hoogspanningslijnen die Frankrijk en Duitsland verbinden. De Nederlandse markt kampt met iets hogere groothandelsprijzen door de nog zwakke verbindingen met Frankrijk en Duitsland en de hoge marginale productiekosten. Maar zoals gezegd ontsnappen de Franse bedrijven de dans dankzij het gereguleerde tarief.

Wat betreft de opwekkingskost van elektriciteit, geniet België een kostenbonus van bijna 10% ten opzichte van het gemiddelde van de handelspartners. Die bonus heeft de Belgische industrie echter nooit bereikt. De prijs op de Belgische groothandelsmarkt lag in 2005 zelfs iets boven het gemiddelde van de handelspartners – ondanks dus de

prijs industriële verbruiker

De Belgische elektriciteitsproducent(en) genieten in deze marktomstandigheden dus van een royale winstmarge op de groothandelsprijs. Dat is een eerste indicatie van een

winstmarge op industriële verbruiker

in euro per MWh 80 70 60 50 40 30 20 10 0 België Figuur 14: Hoge winstmarges voor producenten. Bron: Creg

Frankrijk

Duitsland

Nederland


20

slechte marktwerking in België, waarbij één speler, in casu Electrabel, de productiemarkt domineert.

centen krijgen dan deze marktprijs, ook dus de producenten die de stroom veel goedkoper opwekken.

De winstmarge op de finale prijs, of het verschil tussen de prijs aan de klant enerzijds en alle kosten (productie-, transport-, en distributiekosten) anderzijds geeft een nog grotere indicatie van de marktdominantie. De winstmarge op de eindprijs voor industriële verbruikers lag in 2005 op de Belgische markt ruim 20% hoger dan het gemiddelde van de handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland (zie figuur 14).

De hoogte van de prijs is dus afhankelijk van de kostprijs van de laatst opgewekte kWh, en dus afhankelijk van de kostencurve van de centrale die het laatst aan het werk moet worden gezet om vraag en aanbod in evenwicht te brengen. Om aan de vraag naar elektriciteit te voldoen worden eerst de centrales met de laagste marginale kosten aangesproken, en naarmate de vraag stijgt worden de duurdere centrales aangesproken. De rangschikking van de centrales volgens marginale kostprijs noemt met ook de “merit-order”. Hoe die er precies uitziet is een van de best bewaarde energiegeheimen in België. De producenten delen niet graag deze strategische informatie.

De forse stijging van de groothandelsprijzen in 2005 en 2006 hebben de winstmarge van de Belgische en Europese producent(en) dus fors opgetrokken. Vooral de spelers met kernenergie in portefeuille zijn de grote winnaars van de marktevolutie van de jongste jaren. Ze genieten van fors hogere prijzen voor hun elektriciteit, maar dankzij hun kerncentrales zijn ze beschermd tegen hogere kosten. Maar waarom kunnen de producenten fors hogere groothandelsprijzen aanrekenen, terwijl de gemiddelde kostprijs daar niet in die mate aanleiding toe gaf? Hier is een prijsmechanisme aan het werk, dat heel lucratief is voor de nucleaire producenten, maar bijzonder nadelig voor de Belgische verbruikers: niet de gemiddelde kostprijs bepaalt de prijs, maar de marginale kostprijs van elektriciteit stuurt de marktprijzen. Dit tot groot jolijt van Suez, maar tot wanhoop van de Belgische industrie. In plaats van een kostenbonus die er in theorie zou moeten inzitten, kijkt de industrie tegen een kostenhandicap aan. 1.4.3 Industrie betaalt het volle pond Eén van de basiswetten van de economie speelt de Belgische stroomverbruikers parten. In een vrije markt (wat de elektriciteitsmarkt op papier is) wordt de prijs bepaald door het spel van vraag en aanbod. Dat spel levert een evenwichtsprijs op die vraag en aanbod met elkaar in evenwicht brengt. Op korte termijn bepaalt daarom de marginale kostprijs de groothandelsprijs van elektriciteit: het is de kostprijs om die extra kWh op te wekken die vraag en aanbod op de elektriciteitsmarkt met elkaar in evenwicht brengt. Alle produ-

Figuur 15 geeft bij benadering de merit-order op de Belgische productiemarkt, en toont hoe de prijsvorming op de elektriciteitsmarkt werkt. De centrales met de laagste marginale kosten staan links aan het begin van de merit-order, en deze centrales worden het eerst aangesproken. Het gaat dan om de wind- en waterkrachtcentrales waarvan de marginale kostprijs nagenoeg nul is. Behoudens onderhoudswerken of defecten, draaien windmolens daarom altijd. Als er wind is natuurlijk. Daarna komen de kerncentrales, de steenkoolcentrales en gasgestookte centrales. Aan het eind staan de duurste piekcentrales, die vaak draaien op diesel, en pas ingeschakeld worden als de vraag naar elektriciteit piekt. De prijs wordt bepaald op het punt waar de vraag naar elektriciteit en de kostencurve van de merit-order elkaar kruisen. Op de tekening is dat ter hoogte van klassiek gestookte centrales. De kostprijs van deze centrales om een extra kWh elektriciteit op te wekken bepaalt de groothandelsprijs van elektriciteit. Het kruispunt op de tekening is ook een typische situatie voor de Belgische markt. In de praktijk bepalen de gasgestookte centrales vaak de prijs van elektriciteit tijdens de dag. Tijdens de daluren draaien in hoofdzaak alleen de windmolens en de kerncentrales. Zij bepalen op dat moment de prijs. De gas- en steenkoolcentrales bepalen dus doorgaans de prijs van elektriciteit op het moment dat die de centrale ver-


21

marginale kost in euro/MWh

Marktprijs Vraagcurve Aanbodcurve (marginale kost)

MWh Wind,

Kernenergie

waterkracht

Steenkoolcentrale

Moderne gascentrale Klassieke gascentrale

Piekvermogen

Figuur 15: Prijsmechanisme op de elektriciteitsmarkt. Bron: Commissie 2030

laat. De stijgende prijzen voor aardgas (en steenkool) hebben daarom de elektriciteitsprijs opgedreven op de WestEuropese markt, ook in “nucleaire” landen als Frankrijk en België.

kostprijs van elektriciteit. De verklaring ligt in de productiemix van België. De kerncentrales drukken de prijs van de bulkaanvoer, terwijl de piekvraag in België moet opgevangen worden op basis van dure fossiele brandstoffen.

In zeldzame gevallen bepalen zelfs de windmolens de prijs, zoals in Denemarken in december 2003 het geval was. Denemarken heeft dankzij een genereus subsidiesysteem fors geïnvesteerd in windenergie. Gedurende enkele uren konden de windmolens voldoen aan de volledige Deense elektriciteitsvraag, en omdat de marginale kost van windenergie nul euro bedraagt, was de stroom tijdens die uren nagenoeg gratis. Maar de prijs kan ook door het dak gaan op ogenblikken dat de vraag piekt en de opwekkingskosten bijzonder hoog zijn.

Zoals gezegd zou België nog meer kerncentrales moeten bouwen om tot een optimale productiemarkt te komen. Het huidige tekort aan weinig goedkope kernenergie vergroot de kans dat de vraag moet opgevangen door centrales met een hogere marginale kostprijs. Extra kernvermogen zou de merit-order naar rechts opschuiven en het marktevenwicht zou gevonden worden bij een lagere marginale kostprijs en dus marktprijs.

Figuur 16 toont de gemiddelde marginale productiekosten in 2005 op de Belgische markt. Die marginale kosten zijn hoog, zeker in vergelijking met de handelspartners. De marginale kosten liggen in België dus aanzienlijk hoger dan in de buurlanden, hoewel de gemiddelde productiekost een kleine 10% lager is. België is zelfs het land met het grootste verschil tussen de gemiddelde en de marginale

Het nucleaire deficit is daarom een zegen voor de winstmarges van de producenten. Electrabel heeft de markt in een lucratieve houtgreep: een quasi monopolie op kernenergie langs de ene kant en een quasi monopolie op de piekcentrales langs de andere kant van de merit-order. Electrabel kan de marktprijs dus naar hartelust sturen, wat nieuwe investeerders afschrikt. Voor de bestaande producenten is het in elk geval een feest als de marginale kostprijs ruim boven de gemiddelde

22

prijs op groothandelsmarkt

gemiddelde productiekosten

gemiddelde marginale kostprijs

60

euro per MWh

50

40

30

20

10

0 België

Frankrijk

Figuur 16: Lage productiekost maar hoge marktprijs.

Duitsland

Nederland


Bron: Creg

productieprijs uitstijgt. Electrabel geniet van deze bijzonder comfortabele situatie op de Belgische markt. Dankzij haar kerncentrales is haar gemiddelde kostprijs om stroom op te wekken laag, terwijl Electrabel dankzij het marktmechanisme prijzen kan aanrekenen die gebaseerd zijn op de huidige hoge marginale (brandstof)kosten van een gasgestookte centrale. De Belgische kerncentrales produceren stroom tegen gemiddeld 25 euro per MWh. En omdat deze centrales volledig zijn afgeschreven is de kostprijs zelfs gezakt naar 10 à 15 euro per MWh. Op de groothandelsmarkt was die stroom vorig jaar gemiddeld 50 à 60 euro waard. Mocht Electrabel er in slagen om alle geproduceerde kernenergie tegen deze winstmarge te verkopen, dat levert dat het bedrijf een jaarlijkse cashflow van ongeveer 2 miljard euro op. In een competitieve markt zijn deze megawinsten op zich geen probleem. Ze lokken concurrenten en nieuwe investeringen, en er zal meer productiecapaciteit op basis van de goedkoopste technologie gebouwd worden. Marktprijzen en winstmarges zullen dan dalen. De enige voorwaarde om dit marktmechanisme te laten werken is dat er geen onoverkomelijke toegangsdrempels tot de markt mogen bestaan, en dat er vrije keuze bestaat wat betreft opwekkingstechnologie. Beide voorwaarden zijn in België niet vervuld. De dominantie van Electrabel schrikt investeerders af (zie ook verder) en op kernenergie is voorlopig een moratorium afgekondigd.

Het klinkt paradoxaal, maar de nog relatief dure windmolens zouden de elektriciteitsprijs kunnen drukken voor de Belgische economie, en daarom ook de winstmarge van Electrabel kunnen afromen. De marginale kost van windenergie is nul. Windmolens worden daarom het eerst aangesproken en duwen dus de hele merit-order naar rechts. Het gevolg is dat het evenwicht gevonden wordt bij een lagere marginale kostprijs. In een Belgische context is het daarom zinvol om windmolenparken te subsidiëren. Hun stroomproductie drukt de marktprijs en dus de winstmarge van Electrabel. Het voordeel van de goedkope stroom uit de kerncentrales vloeit dankzij het marktmechanisme grotendeels naar Electrabel, terwijl de Belgische economie in de kou blijft staan. Jean-Pierre Hansen, topman van Electrabel en nummer 2 bij Suez, zei in De Standaard van 28 oktober 2006 dat Electrabel de voordelen van de kerncentrales wél deelt met de Belgische elektriciteitsverbruikers. Jean-Pierre Hansen: “We hebben dit voordeel van de Belgische nucleaire productie de voorbije vier jaar teruggegeven aan de Belgische elektriciteitsverbruikers. En dat op eigen initiatief en zonder een afspraak te maken met de overheid. De tarieven in België zijn de voorbije jaren almaar gunstiger geworden vergeleken met die in de buurlanden. Vandaag liggen de Belgische prijzen gevoelig onder het gemiddelde prijsniveau bij de buren. Ik durf zelfs te stellen dat Electrabel in België vandaag veruit de laagste stroomprijzen van Europa heeft voor residentiële stroomverbruikers. U mag er zeker van zijn dat zonder


die afgeschreven kerncentrales de Belgische elektriciteitsverbruikers de voorbije jaren geconfronteerd zouden zijn geweest met een forse verhoging van de stroomprijs. Zoals dat in de buurlanden het geval is geweest. Al onze concurrenten hebben hun prijzen al verhoogd. Mijn conclusie is dat het prijsvoordeel van de kernproductie terugbetaald is aan de verbruiker. Mag ik u er trouwens op wijzen dat het steeds betere prijspeil in België samenviel met een sterke stijging van de brandstofprijzen?” Figuur 7 toonde inderdaad aan dat de gezinnen de jongste jaren van prijsgeweld gespaard bleven en lagere prijzen dan in de buurlanden kregen. Maar de industriële verbruikers kregen het volle pond. Zij betalen prijzen die 20% hoger liggen dan in de buurlanden, terwijl de kerncentrales ook hen een prijsbonus van 10% zou moeten opleveren. Electrabel kan niet verweten worden munt te slaan uit de marktomstandigheden. Maar toch moet hier een serieuze kanttekening gemaakt worden. In het oude gereguleerde prijzensysteem mocht Electrabel de kerncentrales versneld afschrijven en vervolgens deze afschrijvingskosten doorrekenen in de tarieven. De kerncentrales zijn op deze weinig marktconforme manier volledig afgeschreven op kosten van de verbruiker. Deze verbruiker heeft dus in principe recht op de goedkope stroom uit de afgeschreven kerncentrales. De producenten genoten bovendien van een extra financieel voordeel omdat ze de centrales versneld mochten afschrijven. De kerncentrales werden op 20 jaar afgeschreven, hoewel ze gemakkelijk 40 jaar en langer meegaan. De versnelde afschrijving leverden de eigenaars van de kerncentrales tot en met 2005 cumulatief al 3,6 miljard euro op. Die bonus loopt tegen 2034 op tot 7 miljard euro, zo becijferde de Creg. Electrabel zegt dat het voordeel van de versnelde afschrijvingen al doorsijpelde naar de tarieven. De Creg stelde inderdaad ook vast dat na het verlopen van de afschrijvingsperiode van 20 jaar, de daling van de afschrijvingskosten inderdaad geleid hebben tot een daling van de gereguleerde tarieven. Maar de Creg acht het niet bewezen dat het specifieke voordeel van de versnelde afschrijving al in de tarieven werd verrekend. Hier ligt dus een prijsbonus te slapen voor de verbruiker.

23

In het oude gereguleerde systeem zou de goedkope kernenergie ook verrekend worden in de prijzen, en zou de verbruiker dus grotendeels beschermd worden tegen de stijging van de fossiele brandstofkosten. Maar vandaag is het dus de markt die de prijs van elektriciteit bepaalt, en daarbij staat ook de Belgische verbruiker relatief bloot aan de grillen van de prijs van fossiele brandstoffen. Samengevat: de verbruiker heeft eerst zwaar betaald om de kerncentrales af te schrijven, en nu deze centrales zijn afgeschreven gaat Electrabel met de bonus lopen. De stroom uit een afgeschreven Belgische kerncentrale kost ongeveer 10 à 15 euro per MWh, de groothandelsprijs is daar een veelvoud van. Geen wonder dat de industriële verbruikers heimwee koesteren naar de tijd van toen, de tijd van het gereguleerde systeem. Ze stellen zelfs openlijk de vrije markt in vraag. Gezinnen en de kleinere verbruikers genieten wel nog deels van het nucleaire prijsschild, omdat de leveranciers voor hun bevoorrading nog vaak genieten van contracten waarbij de prijszetting ook gebaseerd is op de kostprijs van kernenergie. Verondersteld mag worden dat ook de gezinnen genieten van deze tariefformule die bescherming biedt tegen de hoge marginale kosten en hoge groothandelsprijzen op de markt. De industriële verbruikers die rechtstreeks met de producenten leveringscontracten afsluiten, zijn echter overgeleverd aan de marktprijzen. Een aantal van deze verbruikers heeft nog lopende contracten die bescherming bieden tegen de stijgende marktprijzen, maar deze contracten zijn aan het aflopen. De bedrijven die een nieuw contract moeten onderhandelen kijken tegen forse prijsverhogingen aan. Wat na 2015? Zoals gezegd zijn de gestegen brandstofkosten een feest voor de eigenaars van kerncentrales in West-Europa. Vooral zij genoten van de lage nucleaire productiekosten, terwijl de verbruiker de fors gestegen marktprijzen betaalde. Suez is een van die feestgangers, en de pret zou helemaal niet opkunnen als de volgende regering terugkomt op het

24

in miljoen euro verlenging levensduur tot Meerkost gecumuleerde extra marge1 gecumuleerde winst

50 jaar

60 jaar

778 8.371 7.593

4.406 13.046 8.640

Tabel 2: Voordeel openhouden kerncentrales. Marge berekend op basis van groothandelsprijs van 49,3 euro per MWh (= gemiddelde 2005) en de veranderlijke gemiddelde productiekosten van de Belgische kerncentrales.

1

Bron: Creg

uitdoofscenario en beslist om de kerncentrales langer open te houden - volgens de huidige wetgeving zal Doel 1 in 2015 de eerste kerncentrale zijn die gesloten wordt. Volgens de Creg zit er voor Suez 7,6 miljard euro extra winst in als de leeftijd van de centrales met 10 jaar verlengd wordt (zie tabel 2). Met deze winsten in de aktetas lobbyt Electrabel om de politiek te overtuigen de centrales langer open te houden. Vraag is echter of de winsten van het langer openblijven wel moeten verdeeld worden. Suez heeft Electrabel overgenomen voor een prijs die gebaseerd was op een uitdoofscenario. “Er werd geen rekening gehouden met de hypothese van een verlenging van de maximale werkingsduur (op basis van de wet van 31 januari 2003) van de Belgische nucleaire installaties,” staat er zwart op wit in de prospectus die werd uitgegeven bij de volledige overname van Electrabel door Suez. De rijpe appelen zouden Suez daarom gratis in de schoot vallen als de kerncentrales langer worden opengehouden. 1.4.4 Werken hoogspanningslijnen de handicap weg? De Belgische industrie hoopt intussen op een versterking van de interconnectiecapaciteit met de andere WestEuropese markten. Vermits de marginale kosten in België hoog zijn, kan het zeker bij piekvraag interessanter zijn om de nodige extra elektriciteit in te voeren, dan zelf op te wekken tegen hoge kosten. De capaciteit van de hoogspanningslijnen die Frankrijk met België verbindt is al opgetrokken tot 2.900 MW. Tegen 2009 is een capaciteit van 4.700 MW gepland. De uitbouw van de ‘koperen plaat’ onder Europa, of de uitbreiding van het hoogspanningsnet is van groot belang voor een gemeenschappelijke en vrije Europese elektriciteitsmarkt. Een sterker net is ook nodig om de hogere stroomfluctuaties op te

vangen die ontstaan omdat een groter deel van de opwekking windafhankelijk is. Het huidige systeem is echter gebouwd voor nationale behoeften en is dus nog niet afgestemd op de nieuwe stroommarkt. Frankrijk is de elektriciteitsschuur van West-Europa. Als enige heeft het land heel wat overcapaciteit, en is dus de grootste exporteur van stroom. België is een netto-invoerder van stroom (bijna 10% van de Belgische markt), en daarom is België een prijsvolger. De prijzen volgden de voorbije jaren de Nederlandse markt, maar enten zich nu meer op de Franse markt dankzij de grotere invoercapaciteit vanuit Frankrijk. Maar opgelet, enkele dagen per jaar heeft ook Frankrijk invoer nodig om zijn piekvraag te dekken, stroom die dan door de buurlanden geleverd moet worden. Maar als alle landen in West-Europa rekenen op de buren om de piekvraag te dekken, dan ontstaat er een groot stroomtekort en dan valt de elektriciteit uit. In principe kan België nog instaan voor zijn eigen elektriciteitsverbruik, maar het krijgt het heel moeilijk om de piekvraag nog op eigen kracht te dekken. De reservemarge is de jongste jaren fel gedaald door de stijgende vraag, en het stilvallen van investeringen in piekcentrales. 1.4.5 De opwarming op uw factuur Het broeikaseffect laat al zijn sporen na op uw energiefactuur, en die impact zal in de toekomst alleen maar groter werden. Want elke extra kWh die wordt opgewekt via fossiele brandstoffen gaat gepaard met extra uitstoot van broeikasgassen. En dat heeft zijn kostprijs in een wereld die te maken krijgt met de globale opwarming. Het Kyoto protocol legt de industriële landen die het protocol ondertekend hebben beperkingen op wat betreft de uitstoot van broeikasgassen. Het algemene doel is om in de periode 2008-2012 de uitstoot te verminderen met 5% in vergelijking met 1990. Voor België betekent dat een reductie met 7,5%. De Europese elektriciteitssector is goed voor ongeveer een kwart van de CO2 uitstoot in 2002, en is dus één van de sectoren waar actie nodig is. Kyoto zweert daarbij volgens het principe van de verbruiker betaalt. De externe


25

Termijnprijs 2008

milieukosten van de elektriciteitsopwekking mogen niet meer afgewenteld worden op de samenleving, maar moeten verrekend worden in de kostprijs van elektriciteit. De vraag is wel wie voor de externe kosten opdraait, en wie daar eigenlijk zou moeten voor betalen: de consument of de producent van elektriciteit? De producenten hebben in elk geval niet te mopperen. Elk land mocht autonoom beslissen hoe de inspanningen verdeeld werden, en welke sectoren het recht kregen om bepaalde hoeveelheden broeikasgassen uit te stoten. Voor de periode 2005-2007 kregen de elektriciteitsproducenten de nodige uitstootrechten gratis toegewezen. De Europese producenten zijn daarbij goed bedeeld geweest, want toen in april 2006 bleek dat ze minder rechten nodig hadden dan gekregen, stortte de prijs van het recht om een ton CO2 uit te stoten in (zie figuur 17). In februari 2007 kostte dit recht nog minder dan 1 euro. Wel wordt verwacht dat de prijs in de loop van het jaar terug zal stijgen naar 15 à 20 euro per recht. Figuur 11 toonde al de impact van een kost van 10 euro per ton op de opwekkingskosten. Gascentrales bleken te verkiezen boven steenkoolcentrales. De producenten slagen er echter in om de milieukosten vlot door te rekenen aan de verbruikers. Die forse daling van de CO2-prijs sinds april haalde bijvoorbeeld ook de prijs van elektriciteit op de groothandelsmarkt onderuit. De schattingen lopen uit elkaar, maar de producenten zouden 50% tot zelfs 100% van de CO2-kost doorrekenen. In Duitsland hebben de mededingingsautoriteiten – het Bundeskartelamt - zelfs een onderzoek aangekondigd naar de prijszetting van een aantal grote spelers als E.ON, RWE, ENBV en Vattenfall. Vermoed wordt dat deze ondernemingen in hun prijszetting rekening houden met de volledige kost van de CO2-uitstoot. Voor critici is dit een aanwijzing van de marktmacht van een aantal dominante spelers, en voor het slecht werken van de elektriciteitsmarkt. Ze merken ook fijntjes op dat de producenten de milieukostprijs doorrekenen aan de klanten, hoewel ze dus hun uitstootrechten gratis hebben gekregen. Meer nog, de producenten genieten dankzij de milieukosten van hogere elektriciteitsprijzen op alle elektriciteit die ze verkopen, ook dus op de stroom die door de CO2-vrije kern-

35

Termijnprijs 2005-2007

euro/ton CO2

30 25 20 15 10 5 0 2004

2005

2006

Figuur 17: Prijs emissierechten gekelderd Bron: ECX (European Climate Exchange)

centrales wordt geproduceerd. De producenten, en vooral zij die kerncentrales in huis hebben, genieten hier dus opnieuw van een gigantische “windfall profit”. Het is cynisch, maar voor hen is de opwarming van de aarde een financiële zegen. Landen (en producenten) met kernenergie (of waterkracht) in de productieportefeuille mogen in elk geval, naarmate de kostprijs van de uitstoot van CO2 zal toenemen, een toenemend competitief voordeel verwachten ten opzichte van landen met een productiepark dat nog grotendeels op fossiele brandstoffen draait. De CO2-kosten dragen dus hun steentje bij tot hogere marginale kosten van stroomopwekking – het maakt daarbij niet uit of de producenten de uitstootrechten gratis hebben gekregen of gekocht hebben op de markt. De elektriciteitsproducenten zeggen dat enkel de marktwaarde van de rechten van tel is, en dat ze die rechten hadden kunnen verkopen als ze groene stroom of minder stroom hadden geproduceerd. De producenten verliezen dus inkomsten als ze die rechten zelf gebruiken: ze kunnen de rechten niet meer op de markt verkopen. De producenten vinden daarom dat ze deze opportuniteitskost mogen doorrekenen. Maar hoe dan ook, de milieukost zit in de prijzen, en dat is precies wat Europa wil, argumenteren de producenten voorts. 1.4.6 Gezocht: nieuwe centrales. Niet alleen het milieuvraagstuk zal op langere termijn de elektriciteitsprijzen opdrijven. De elektriciteitsproducenten waarschuwen ook voor toenemende schaarste op de

2007

26

marginale kost in euro/MWh

Totale Kostprijs elektriciteitsopwekking Vraagcurve

Marktprijs

Aanbodcurve (marginale kost) Zone waarin investeringen rendabel zijn

MW Wind,

Kernenergie

waterkracht

Steenkoolcentrale

Moderne gascentrale Klassieke gascentrale

Piekvermogen

Figuur 18: Prijsmechanisme op de elektriciteitsmarkt Bron: Commissie 2030

Europese productiemarkt. De reservecapaciteit daalt, en dat maakt de kans op prijsuitbraken groter. Voor de producenten is dit ook één van de verklaringen voor de fel gestegen elektriciteitsprijs sinds begin 2005. Europa moet veel investeren in nieuwe (kern)centrales, en om die investeringen te financieren moeten de prijzen structureel hoog genoeg blijven. De groothandelsprijzen van 2005 zijn, ondanks de al forse stijging in vergelijking met 2004, zelfs nog niet hoog genoeg om investeringen in nieuwe centrales een voldoende rendement te garanderen. De marktprijs van de elektriciteit ligt immers nog te vaak onder de gemiddelde totale kostprijs van de elektriciteit (figuur 18). De grijze lijn toont de totale kostencurve van het productiepark. Is de prijs hoger dan deze lijn, dan kan een investering in een nieuwe centrale terugverdiend worden. Een investeerder wil die garantie over een lange termijn, of hij neemt het risico niet om miljoenen euro’s te investeren in een nieuwe centrale. Een investering in een nieuwe gasgestookte centrale biedt op dit ogenblik te weinig financiële perspectieven. De spark spread, of het verschil tussen de elektriciteitsprijs op de groothandelsmarkt en de brandstofkost, is te laag om de

totale kosten terug te verdienen die gepaard gaan met de productie van elektriciteit via een gasgestookte centrale. De spark spread is dus winst die kan verdiend worden door gas te verbranden en om te zetten in elektriciteit. Met die winst moet eerst de centrale zelf gefinancierd worden, voor de investeerder er iets aan overhoudt. De Creg rekende uit dat de spark spread minimaal 15 euro per MWh moet bedragen om investeringen mogelijk te maken die hetzelfde rendement bieden als de sector kon verdienen voor de liberalisering - al was dat rendement toen wel kunstmatig hoog. Maar voor 2006 en 2007 is de spark spread op basis van de termijnprijzen zelfs negatief in België. Niemand is in deze omstandigheden bereid te investeren in een nieuwe gasgestookte centrale. De dark spread, dat is de spread voor steenkoolcentrales, is wel positief, en hoger dan de minimale 15 euro per MWh. Maar steenkool is heel Kyoto-onvriendelijk en zal in de nabije toekomst wellicht met oplopende CO2emissiekosten te maken krijgen. Met dergelijk businessplan is het moeilijk om potentiële investeerders te overtuigen. De werkpaarden van de West-Europese energieproductie zijn intussen al op gezegende leeftijd gekomen. De komende 10 jaar is daarom een grondige vernieuwing van het productiepark nodig (zie tabel 3).


27

België is al afhankelijk van de invoer van elektriciteit, en de eigen reservebuffer droogt langzaam maar zeker op. België staat in vergelijking met de handelspartners het dichtst bij “Californische” toestanden, of een langdurige grootschalige black-out. Dat is ook een van de redenen dat een fusie tussen Suez en Gaz de France de Belgische politici koude rillingen bezorgt. De Franse staat zou een stevig belang verwerven in Suez/GdF, en bij dreigende schaarste kan u wel raden welk land de Franse regering het eerst zal bevoorraden, en waar eerst het licht zal uitgaan. Electrabel wijst dus terecht naar de stijgende prijzen als een noodzaak om nieuwe investeringen mogelijk te maken. Maar hier moet opnieuw een serieuze kanttekening gemaakt worden. Zo schrijft de Creg: “Rekening houdend met het feit dat zowel in België, Frankrijk en Duitsland de markt wordt gedomineerd door een beperkt aantal marktspelers (zie tabel 4), kan de indruk ontstaan dat deze dominante spelers onderling de prijs zo bepalen dat de interne markten worden afgeschermd voor nieuwe investeerders – en dus concurrentie.” De dominante spelers houden er dus wellicht een prijsstrategie op na die doet denken aan het sprookje van goudlokje: ze serveren de pap niet te koud en niet te warm. Ze zetten de groothandelsprijs niet te laag om genoeg winsten te maken, maar ook niet te hoog, want dat zou nieuwe spelers en nieuwe investeringen aantrekken. “Vooral het feit dat binnen de drie markten nucleaire centrales en andere goedkope brandstoffen aanwezig (steenkool in Duitsland) zijn en dat nieuwe investeerders, vooral binnen het huidige politieke klimaat (uitdoofscenario’s, weinig sites, CO2) beperkt worden tot investeringen in vooral gasgestookte centrales leidt ertoe dat er weinig nieuwe spelers opduiken binnen bijvoorbeeld de Belgische elektriciteitsmarkt,” schrijft de Creg. Marktdominant zijn, is zoals zwanger zijn. Je bent het of je bent het niet. Zolang Electrabel méér dan de helft van de markt in handen heeft, maakt het niet uit hoeveel productiecapaciteit ze afstaat. Electrabel kan dankzij zijn dominantie terugverdienen wat het toegeeft. Want wie kan zeggen dat ze de kluit belazeren door meer dan de marktprijs te vragen? Zij bepalen de marktprijs.

België

Frankrijk

Duitsland

Nederland

25 31 35 17 30 11

21 45 34 21 32 3

24 37 28 29 31 3

33 19 23 20 25 11

Kernenergie Waterkracht Steen- en bruinkool Aardgas Olie Hernieuwbaar

Tabel 3: Leeftijd centrales (Global Insight). Bron: Creg

Spelers zonder kernenergie maken geen kans om Suez het vuur aan de schenen te leggen. De tandem SPE-Luminus is de tweede speler op de Belgische markt maar komt met moeite uit de kosten, terwijl Electrabel een bedrijfswinst van ongeveer 1,5 miljard euro boekt. Dat komt omdat SPE vooral gasgestookte centrales heeft, en dus een grote netto-aankoper van aardgas is. De forse stijging van de aardgasprijs maakt de elektriciteit van SPE duurder dan de nucleaire energie die Electrabel op de markt kan gooien. Electrabel kan daarom gelijk wie uit de Belgische markt drummen. Die mogelijkheid alleen al schrikt nieuwe spelers af. Kerncentrales, in handen van één speler, zijn dus het slot op de deur van de Belgische markt. Kerncentrales kennen wel schaalvoordelen (een centrale moet best 1000 tot 1500 MW krachtig zijn) en dat beperkt het aantal spelers op de Belgische markt. Maar een echte vrijmaking van de markt is maar mogelijk als de concurrentie een veel grotere toegang krijgt tot de goedkope stroom uit kernenergie. 1.4.7 Prijzen aan de ketting? Invoeren van een maximumprijs De invoering van maximumprijzen is wettelijk perfect mogelijk op basis van de elektriciteitswet. De Creg zegt echter geen deskundig oordeel te kunnen vellen over hoe hoog

Marktaandeel grootste producent

Marktaandeel top 3

85 85 55 45 40 30 25 25 15

95 95 75 75 80 70 65 65 40

België Frankrijk Italië Oostenrijk Spanje Duitsland Nederland Verenigd Koninkrijk Scandinavische landen Tabel 4: Concentratie op elektriciteitsmarkt. Bron: Nationale Bank

28

die maximumprijs zou moeten zijn. Ze wijst ook op de negatieve gevolgen. • Prijssignalen gaan verloren, waardoor verbruikers een verkeerd beeld krijgen van de werkelijke kost van elektriciteit. • Een maximumprijs laat producenten met marktmacht toe om de concurrentie in de tang te nemen tussen aankoopprijs en maximumprijs. De Creg waarschuwt: “Er zijn indicaties dat specifiek in België de winstmarges bij de producenten hoog liggen, maar op de leveringsmarkt net niet. Een maximumprijs op de leveringsmarkt zou de hoge prijzen op de verkeerde plek aanpakken en kan een extra drempel vormen voor toetreding op de Belgische markt. Bovendien blijkt uit literatuur dat een maximumprijs investeringen kan blokkeren, omdat ze het investeringsrisico verhogen.”

De remedie is dus erger dan de kwaal, zeker in een Belgische context. En wat blijft er van de vrije stroommarkt over als de overheid zegt hoeveel spelers er mogen zijn, welke spelers dat zijn, hoeveel capaciteit ze mogen hebben en hoe hoog de prijzen mogen zijn?

Wat doen andere Europese landen? •Frankrijk. De industriële verbruikers kunnen hun leverancier vrij kiezen, maar ze zijn niet verplicht om uit het gereguleerde systeem te stappen. Dat is een troef, want de gereguleerde tarieven zijn lager dan de marktprijzen. Bedrijven die al een (duurder) contract sloten op de vrij markt, kunnen zelfs terugkeren naar het gereguleerde tarief. Deze gereguleerde prijzen worden vastgelegd door de Franse overheid, die met Electricité de France een “public service contract” heeft afgesloten waarbij de prijzen de komende 5 jaar niet sneller mogen stijgen dan de inflatie. •Duitsland. Vattenfall heeft met een aantal grote klanten contracten met een duurtijd van 8 jaar gesloten die bescherming bieden tegen stijgende energieprijzen.

•Spanje. De producenten werden in 2006 verplicht om hun energie tegen een vaste prijs (42,35 euro per MWh) te verkopen aan de distributiebedrijven. 1.4.8 Energiewegen werden goedkoper De opwekkingskost vormt het grootste stuk van de eindprijs voor de industriële verbruiker. De volgende halte op uw factuur is het transport van de elektriciteit van de centrale tot bij u. De grotere verbruikers die rechtstreeks zijn aangesloten op het hoogspanningsnet, moeten enkel de transportkost over het hoogspanningsnet (transmissie) betalen. Voor de kleinere verbruikers komt daar de verdelingskost over het laagspanningsnet bij (distributie). De Creg bepaalt de hoogte van de transporttarieven op basis van de kosten die de netbeheerders maken om de stroom te verdelen. De tarieven vergoeden deze kosten en laten ook toe dat de netbeheerders een billijke winstmarge verdienen. De bewijslast voor onredelijke kosten ligt bij de regulator. De netbeheerders dienen een volledig budget in en het is aan de Creg om aan te tonen en te motiveren dat bepaalde kosten onredelijk zijn. Een optie is om over te stappen van dit cost-plus systeem naar vastgelegde prijzen. Dat impliceert dat de bewijslast verschuift naar de netbeheerders. Dan moeten zij aantonen dat kosten die boven de vaste prijzen uitsteken een redelijke basis hebben. De Britse regulator Ofgem bijvoorbeeld gaat uit van een vaste kostprijs voor een periode van 5 jaar. Tussen 1990 en 2005 realiseerde Ofgem een gemiddelde tariefdaling van 4,6%. Transmissietarieven In België staat Elia in voor het transport over de hoogspanningslijnen. Hier valt een streepje goed nieuws te rapen voor de verbruikers. De transmissiekosten liggen voor alle type industriële klanten onder het gemiddelde van de handelspartners. De bonus loopt op tot 20% (zie figuur 19), maar omdat de transmissiekost slechts een fractie van de totale prijs uitmaakt, is deze bonus niet veel meer dan een pleister op een houten been.


29

euro per MWh 20

België

Frankrijk

Duitsland

Nederland


18 16 14 12

In 2006 verlaagde de Creg deze tarieven met 8 tot 10%. In vergelijking met de tarieven voor de liberalisering (2001) bedraagt de cumulatieve vermindering al 47 tot 49%. Dat is een mooie prestatie van de Creg, die een belangrijk voordeel voor de verbruiker inhoudt. Maar deze cijfers tonen ook aan dat in het verleden dezelfde verbruiker veel te veel betaalde voor de transmissie.

10 8 6 4 2 0 industriële verbruiker

grootste verbruikers

Distributietarieven Mooie liedjes duren niet lang. De distributietarieven zijn voor de kleinste afnemers wel gunstiger dan bij de handelspartners, maar de grotere afnemers kijken alweer tegen een handicap van bijna 30% aan (zie figuur 20). De vergelijking van distributietarieven tussen netbeheerders is complex. De Creg deed toch de oefening, en kwam tot het besluit dat de distributiekosten in België hoger zijn dan in Nederland, en vooral uit de toon springen met die van Groot-Brittannië. Dat kan het gevolg zijn van de versnippering in België waar een dertigtal distributiebedrijven elk een zone voor hun rekening nemen. In het VK zit de regulator al langer in het zadel, en kon dus al langer druk uitoefenen op de distributietarieven. Ook in België heeft de Creg de tarieven al verlaagd. De kosten die de netbeheerders in rekening mochten brengen gezinnen


Figuur 19: Transporttarieven. Bron: Creg

om de tarieven te bepalen daalden tussen 2003 en 2006 met gemiddeld 7,6%. Vorig jaar werden ook de verschillende taken van de distributienetbeheerders samengebracht in één bedrijf, Eandis. Deze fusie belooft een verdere verbetering van de kostenefficiëntie, maar de tarieven lijken een bodem bereikt te hebben. In 2007 mogen de distributienetbeheerders de tarieven optrekken met gemiddeld 15%. De gemeenten, de grootste aandeelhouders van de distributienetbeheerders, oefenen druk uit op de Creg om verder snoeiwerk in de tarieven te voorkomen. Voor de gemeenten was de verkoop en verdeling van energie een rijke bron van inkomsten. In feite ging het om verkapte gemeentebelastingen. De liberalisering heeft industriële verbruiker

140

euro per MWh

120 100 80 60 40 20 0 België Figuur 20: Distributietarieven. Bron: Creg

Frankrijk

Duitsland

Nederland


30

grotendeels een einde gemaakt aan deze historisch rijke stroom energiedividenden, wat zich danig liet voelen in de gemeentekassen. De gemeenten kregen wel de Eliaheffing als tijdelijke overbruggingsfinanciering, maar de gemeenten willen graag een stabiele bron van inkomsten blijven putten uit de verdeling van energie. Dat is vooral slecht nieuws voor de gezinnen en de kleinere industriële verbruikers, voor wie de distributiekosten een relatief groot aandeel in de totale kostenstructuur vormen. 1.4.9 Fiscus toont enig medelijden De doorsnee Belgische industriële verbruiker komt wat betreft de taksen (uitgezonderd de BTW) nog relatief goed weg in vergelijking met de handelspartners. Een industriële verbruiker (type Ie) betaalde in 2005 ongeveer 25.000 euro

olieprijs (linkeras)

belastingen op de energiefactuur. De Duitse en Nederlandse collega’s betaalden ruim het dubbele. In België betalen de grotere verbruikers vooral lokale belastingen. Nederland en Duitsland zweren dan weer bij hoge milieuheffingen. Deze belasting kan wel nihil zijn als de klant voor de volle 100% groene elektriciteit verbruikt. De grotere industriële verbruikers (type Ih) krijgen in België echter minder fiscale respijt dan hun collega’s in de buurlanden. In alle buurlanden zijn mechanismen aan het werk die de concurrentiekracht van de energie-intensieve ondernemingen beschermen. Vlaanderen voerde enige degressiviteit in een aantal taksen in, en ook de federale taksen werden geplafonneerd, maar deze maatregelen hebben de verschillen met de buurlanden niet kunnen wegwerken.

aardgasprijs voor industrie (rechteras)

jan 2000=100

90

250

80 200

dollar per vat

70 60

150 50 40 100 30 20

50

10 0

0 31 jan ‘00

31 jan ‘01

31 jan ‘02

Figuur 21: Trendverloop aardgasprijzen industrie (EU 15) Bron: Eurostat.

31 jan ‘03

30 jan ‘04

31 jan ‘05

31 jan ‘06

31 jan ‘07


31

2. Zilveren randje aan de energienachtmerrie

de stijging van de aardgasprijs weer voor een Belgische industriële verbruiker (I3-1) . Sinds 2005 steeg de prijs met 40%. Maar als het een troost mag wezen, de meeste Europese bedrijven keken tegen forse prijsstijgingen aan. De explosie op de Belgische industriële aardgasfactuur is even krachtig als het Europese gemiddelde. De handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland kwamen er wel iets beter van af met prijsstijgingen tussen 20 en 30%.

De elektriciteitsfactuur heeft de bedrijven pijn gedaan de jongste kwartalen, maar daarmee is de energie-ellende nog niet voorbij. De stijging van de elektriciteitsprijs is immers zoals gezegd voor een groot stuk te wijten aan de stijging van de aardgasprijs. De bedrijven die behalve stroom ook nog eens veel aardgas verbruiken, hebben het dus twee keer zitten.

2.1 De linkse hoek: ook hier stijgende prijzen 2.2 Geen rechtse hoek, wel een aardgasbonus

De prijs voor aardgas volgt in feite nog altijd slaafs de prijs van zijn grote broer, de aardolieprijs. Stijgt de prijs voor een vat ruwe olie, dan stijgt vervolgens de aardgasprijs, en even later is dan de elektriciteitsprijs aan de beurt. Omgekeerd zal een afkoeling van de aardolieprijs zich snel vertalen in lagere aardgas- en elektriciteitsprijzen.

Is de prijsstijging fors sinds 2005, en gaat ze harder dan in de buurlanden, dan zit er voor de Belgische bedrijven uiteindelijk toch een zilveren randje aan de energienachtmerrie van de jongste tijd. Want wat betreft aardgasprijzen genieten de Belgische bedrijven van lagere prijzen dan hun collega’s in de buurlanden (zie figuur 23).

Figuur 21 toont hoe de aardgasprijs voor Europese industriële verbruikers er in het zog van de olieprijs een stevige klim heeft opzitten sinds 2004.

Hier is dus geen sprake van een kostenhandicap, maar wel van een competitief voordeel dat relatief goed standhield tijdens de prijsremonte van de jongste kwartalen. De prijzen die Belgische industriële verbruikers betalen zijn lager dan die Franse, Duitse én Nederlandse concullega’s betalen.

Ook voor de Belgische industriële aardgasverbruiker is er geen ontkomen aan de stijging van de prijzen. Figuur 22 geeft België

euro per GJ 8

7

6

5

4

Figuur 22: Aardgasprijs voor Belgische industriële verbruikers (I3-1). s01= eerste jaarhelft s02= tweede jaarhelft Bron: Eurostat

I3-1 = jaarlijkse consumptie van 41.860 GJ (of 11.63 GWh)

20

06

s0 2

s0 2

2 s0

05 20

2 s0

04 20

03 20

20

02

s0 2

s0 2 01 20

s0 2 00

2 20

99

s0

2 19

98

s0

2 19

s0 97 19

s0 2 19

s0 95 19

96

2

2 s0 94 19

19

93

s0 2

s0 2 92 19

91 19

19

90

s0

1

s0 2

3

32

euro per GJ 14

12

10

8

6

4

2

0 Spanje

Polen

België

Finland

Frankrijk

Italië

EU-25

Nederland Oostenrijk

VK

Duitsland

Zweden

Figuur 23: Aardgasprijzen voor industrie op 1 juli 2006. Bron: Eurostat

Betaalden de Belgische industriëlen in het begin van de jaren ’90 nog 10% meer voor hun aardgas, dan genieten ze nu dus van een bonus van 25% (zie de figuur 24). De Belgische bedrijven worden dus relatief goed in de aardgaswatten gelegd. Dezelfde behandeling is echter niet in dezelfde mate weggelegd voor de Belgische gezinnen en kleinere industriële verbruikers. Toch genieten ook zij van een relatieve prijsbonus ten opzichte van de buurlanden en Europa (zie figuur 25).

2.3 De vivisectie van de aardgasfactuur De prijsvorming op de aardgasmarkt is totaal verschillend van deze op de elektriciteitsmarkt. De voornaamste re-

Activiteit

den is dat aardgas niet zoals elektriciteit kan geproduceerd worden – het steekt wel of het steekt niet in de bodem. België beschikt niet over eigen aardgasreserves en is dus veroordeeld om aardgas in te voeren. Aardgas kan in tegenstelling tot elektriciteit wel opgeslagen worden, al is de opslagcapaciteit beperkt op de Belgische markt. De industrie is goed voor ruim een vierde van de Belgische aardgasvraag. De gasgestookte elektriciteitscentrales en de gezinnen (verwarming) zijn de andere grote slokoppen. De aardgasprijs hangt daarom vooral af van de prijs op de internationale markt en voldoende concurrentie op de Belgische markt (zie tabel 5). Die concurrentie kan er komen als er voldoende spelers die over aardgas beschikken gelij-

voor liberalisering

na liberalisering

prijsvorming

Invoer

Natuurlijk monopolie Distrigas

Concurrentie Distrigas, GdF, Wingas

internationale markt

Vervoer, LNG, opslag

Wettelijk monopolie Distrigas

Wettelijk monopolie Fluxys, Fluxys LNG

Creg

Distributie


Wettelijk monopolie intercommunales

Creg

Levering

Wettelijk monopolie Distrigas Intercommunales

Concurrentie Distrigas, GdF, ECS, Nuon, Luminus, …

vrije markt

Tabel 5: Structuur aardgasmarkt. Bron: Creg


33

Belgische prijs/gemiddelde prijs bij handelspartners (*)

120

in procent

110

100

90

80

70

01 20 06 s

20 05 s

01

01

01

20 04 s

20 03 s

01

01 20 02 s

20 01 s

01 20 00 s

01

01

19 99 s

19 98 s

01 19 97 s

01 19 96 s

01 19 95 s

01

01

19 94 s

19 93 s

01 19 92 s

19 91 s

01

60

Figuur 24: Aardgasbonus Belgische industriële verbruiker (I3-1). (*) Niveau 100 = perfecte prijs gelijkheid. s01= eerste jaarhelft Bron: Eurostat

prijsbonus tegenover de 3 buurlanden

prijsbonus tegenover EU-25

30

in procent

25

20

15

10

5

0 gezin


industriële verbruiker

Figuur 25: Prijsbonus voor aardgas. Bron: Eurostat

ke toegang kunnen krijgen tot de Belgische markt. En daar wringt het schoentje nog, hoewel de industriële verbruiker in België dus niet te mopperen heeft.

vormen de andere 15%. De Creg controleert daarom slechts 10% van de eindprijs (vervoer en distributie), de rest van de prijsvorming gebeurt op de markten.

2.3.1 De kleine broer van olie Voor een industriële afnemer bestaat de aardgasprijs voor 85% uit de grondstof aardgas (zie figuur 26). De andere kosten (transport en opslag, distributie, levering, taksen)

De prijs van aardgas volgt nog altijd de prijs van aardolie op de voet. De Belgische overheid of internationale gashandelaren hebben dus weinig of niets in de pap te brokken in de prijsvorming. De enige strategie die ze hebben om het

34

bevoorradingsrisico te verminderen en gunstige prijzen af te dwingen is om aardgas bij zoveel mogelijk verschillende producenten te kopen. Er bestaat een prijsverschil van 5 à 10% tussen de verschillende bevoorradingsgebieden, en dus kan het wisselen of het tegen elkaar uitspelen van producenten de prijs in beperkte mate drukken. Figuur 27 toont bij welke producenten België op dit moment het nodige aardgas inkoopt. In de loop van dit jaar loopt het leveringscontract met Algerije ten einde. Dit contract wordt vervangen door invoer vanuit Qatar. Kent België een behoorlijke spreiding van bevoorradingsgebieden, dan is het in hoofdzaak nog altijd slechts één leverancier die het aardgas tot op de Belgische markt brengt. Distrigas heeft nog altijd ongeveer 85% van de Belgische groothandelsmarkt in handen. Enkel Gaz de France en Wingas leggen Distrigas enigszins het vuur aan de schenen. Het is voor de toezichthouder op de aardgasmarkt cruciaal om inzicht te krijgen in de contracten die Distrigas sloot met de buitenlandse aardgasproducenten. Alleen dan kan de overheid er zicht op krijgen tegen welke winstmarge (of beter gezegd tegen welke monopolierente) Distrigas het aangekochte aardgas doorverkoopt op de Belgische markt aan andere leveranciers, en aan de eigen klanten. De winstmarges die de andere aardgasleveranciers op de Belgische markt

realiseren lijken beperkt, stelt de Creg, mogelijk als gevolg van hoge prijzen die de dominante invoerder voor het aardgas aan deze leveranciers aanrekent. Een deel van de Belgische aardgasmarkt blijft zelfs helemaal afgeschermd van concurrentie. De dominantie van Distrigas is nog totaal in de verkoop van Nederlands laagcalorisch gas (L-gas). Dat L-gas wordt verdeeld via een afzonderlijk netwerk in delen van de provincies Antwerpen, Limburg, Vlaams-Brabant, Henegouwen en Waals-Brabant, en is goed voor ongeveer 30 % van het Belgische aardgasverbruik. Klanten voor L-gas kunnen niet zomaar overschakelen op hoogcalorisch gas (H-gas). Concurrentie tussen beide types is virtueel uitgesloten. Zowat alle marktspelers beschouwen deze L-gasmarkt als een afzonderlijke markt. Ze staat los van de rest van de aardgasmarkt, die H-gas invoert uit bijvoorbeeld Algerije, Noorwegen of Rusland. Distrigas heeft een quasi-monopolie op de L-gasmarkt, omdat het als enige L-gas mag inkopen bij de Nederlandse Gasunie. Die is op haar beurt zowat de enige aanbieder van het Nederlandse L-gas. Alleen Gaz de France kan ook wat Lgas op de markt brengen dankzij een contract met Gasunie om Nederlands gas via België naar Frankrijk te voeren. 2.3.2 Distrigas is de tolwachter Bij de vrijmaking van de aardgasmarkt werd het oude Distrigas gesplitst in een Distrigas New en in Fluxys. Het

Verkoopsmarge 6% Distributie 4%

Diverse 11%

Taksen 1%

Verenigd Koninkrijk 2%

Vervoer en opslag 4%

Nederland 32%

Rusland 5%

Algerije 19%

invoer aardgas 85%

Noorwegen 31%

Figuur 26: Samenstelling van de eindprijs voor industriële verbruiker.

Figuur 27: Aardgasleveranciers van België.

Bron: Creg

Bron: Creg


nieuwe Distrigas werd een pure aardgastrader (aankoop en verkoop van aardgas) terwijl Fluxys het aardgastransport en –opslag onder zijn hoede kreeg. De splitsing van Distrigas was een essentiële voorwaarde om de vrijmaking een kans te geven. Het beheer van het transportnet hoort in alle onafhankelijkheid en onpartijdigheid te gebeuren, zodat alle spelers gelijke toegang krijgen tot de Belgische markt. Maar Distrigas wist toch enkele lucratieve kastanjes uit het vuur te halen. Distrigas dankt de jongste jaren zijn riante winsten vooral aan zijn sterke positie als tolwachter op de toegangspoorten naar de Belgische aardasmarkt. Distrigas beheert immers nog enkele zeer lucratieve transitlijnen door België. Dat heeft het bedrijf geen windeieren gelegd. De vrijmaking van de markt lokte heel wat aardgasstromen uit doorheen de transitlijnen van Distrigas, en Distrigas kan voorlopig nog altijd de prijs vragen die het wil voor deze transitdiensten. Vooral Zeebrugge is een belangrijke draaischijf voor de aardgasstromen in West-Europa, niet in het minst dankzij de verbinding met het Verenigd Koninkrijk. Distrigas controleert bijna de volledige ingangs- en overbrengingscapaciteit van het Belgische transportnet (via de transitcontracten en langlopende contracten met Fluxys LNG) en realiseert daarbij een handelsmarge die dubbel zo hoog is van wat internationaal gangbaar is. Distrigas trok de voorbije 4 jaar zijn dividend met een factor 27 op (zie figuur 28). Deze inkomsten versterken de positie van Distrigas en dus de mogelijkheden om lagere prijzen aan te bieden aan haar klanten. De Belgische bedrijven genieten dus mee van het competitief voordeel dat België kan puren uit zijn statuut van Europese aardgasdraaischijf. Maar ook Nederland lonkt naar deze positie en investeert fors in de uitbouw van onder meer een nieuwe verbinding met het Verenigd Koninkrijk De tarieven die Fluxys aanrekent voor het transport van aardgas doorheen het Belgische netwerk zijn wel gereguleerd en moeten goedgekeurd worden door de Creg. Deze vervoerstarieven zijn met 11% gedaald sinds 2001 en behoren daarmee tot de meest competitieve van Europa. Toch behield Fluxys een billijke winstmarge (30% van het tarief). Fluxys kon daarom haar dividend jaarlijks met 5% verhogen. Fluxys

35

biedt ook opslagtarieven aan die tot de meest competitieve van Europa behoren. De Creg snoeide ook in de distributietarieven: -10% tussen 2004 en 2006. Toch bleef de winstmarge van de distributienetbeheerders hoog (gemiddeld 35% van het tarief). De Creg stelt vast dat de tarieven en kosten van de Belgische aardgasdistributienetbeheerders in lijn liggen met buitenlandse collega’s, al is er een groot verschil tussen de netbeheerders onderling. Bij een aantal zijn kostenbesparende maatregelen dus zeker mogelijk. De verlaging van de vervoers- en distributietarieven hebben echter nog niet geleid tot een significante daling van de eindprijs ten opzichte van de niet-geliberaliseerde markt. En dat heeft niet alleen te maken met de stijging van de aardgasprijs op de internationale markt, maar ook met de geringe concurrentie op de Belgische aardgasmarkt. Distrigas is de tolwachter op de toegangspunten tot de Belgische aardgasmarkt. Dat schrikt andere leveranciers af en dat is dus een van de grootste belemmeringen voor een betere marktwerking. De Belgische aardgasmarkt wordt doorheen alle schakels van de waardeketting gedomineerd door de Suez-familie en dat bemoeilijkt de marktwerking en druk op de prijzen. De Creg pleit daarom zelfs voor meer prijsregulering zolang er een feitelijk monopolie bestaat binnen de markten waar de concurrentie zou moeten spelen. Ook in het aardgasnetwerk heeft Fluxys met de handrem op geïnvesteerd. “De vertragingen in de investeringen bij Fluxys hebben geleid tot de huidige congestie van het aardgasnet in België, wat op zijn beurt de concurrentiedruk op Distrigas vermindert en bovendien geleid heeft tot een slechte functionering van de hub in Zeebrugge,” schreef de federale toezichthouder op de energiemarkt (Creg) in zijn advies aan de regering naar aanleiding van de aangekondigde fusie tussen Suez en Gaz de France. Distrigas en later Fluxys hebben de voorbije decennia ook nauwelijks geïnvesteerd in ondergrondse opslag. België heeft een opslagcapaciteit van 3 % van het jaarverbruik - die reserve is goed om het verbruik voor amper een week te dekken. De buurlanden hebben tot 20 % reservecapaciteit. Bovendien heeft Distrigas 90% van de beschikbare Belgische opslag-

36

3. Energiefactuur. De klap komt hard aan

capaciteit gereserveerd, en blijft er voor de concurrentie nauwelijks wat over. En zonder opslagcapaciteit is het voor andere spelers onbegonnen werk om een stek te veroveren op de Belgische aardgasmarkt. De vraag naar aardgas kan bij de klanten immers zeer sterk fluctueren. De piekvraag kan 4 tot 5 keer hoger zijn dan de dalvraag. Opslagcapaciteit is dus voor elke leverancier zeer belangrijk om vraag en aanbod op elkaar te kunnen afstemmen, en de klanten bevoorradingszekerheid te kunnen garanderen. Distrigas had tot eind vorig jaar ook 100% van de LNGterminal van Zeebrugge gereserveerd bij zusterbedrijf Fluxys. Suez gebruikte zijn controlebelang in Fluxys dus om het marktaandeel van Distrigas te beschermen. De uitbouw van de Belgische aardgasinfrastructuur kwam op de tweede plaats. Beterschap lijkt hier echter op komst. Om groen licht te krijgen voor de fusie met Gaz de France diende Suez toch een vrij zware prijs te betalen op de Belgische aardgasmarkt. Suez en de gemeenten zijn akkoord dat Distrigas de transitlijnen verkoopt aan Fluxys, al heeft de Creg nog niet zijn fiat gegeven voor het bijzonder hoge overnamebedrag. Daarnaast trekken de gemeenten hun belang in Fluxys op om de meerderheid te verwerven, al behoudt Suez de meerderheid in de LNG terminal. En last but not least, moet Suez van de Europese Commissie Distrigas verkopen.

De dubbele ramp van stijgende elektriciteitsen aardgasprijzen (met concurrentiehandicap voor elektriciteit, maar met een prijsbonus voor aardgas) wordt een driedubbele ramp als ook de structuur van de Belgische economie in het verhaal betrokken wordt. Want de Belgische economie is nog altijd vrij energie-intensief, zeker in een Europese perspectief. De energieklap treft de Belgische bedrijven dus vol op de kin. De ene sector is natuurlijk de andere niet, en het ene bedrijf is het andere niet. Voor het ene bedrijf zijn stijgende kosten een molensteen om de nek, maar een kmo uit de dienstensector zal de prijsstijging misschien niet eens merken. “Onze elektriciteitsfactuur is nu goed voor 3% van de kosten, vroeger was dat maar 2%. Die extra kosten vreten rechtstreeks aan onze winstmarge,” zegt Peter Janssen, Chief Technology Officer van ijsfabrikant Glacio. “In vergelijking met 2004 is onze elektriciteitsprijs met 56% gestegen. De meerkost is hoger dan de indexstijging van de loonkost. Het energieverhaal weegt dus zwaar op onze concurrentiepositie.” De energiekosten bedragen volgens cijfers van de Nationale Bank ruim 4% van de totale kosten van de Belgische industriële productie (zie figuur 28). Alleen in Nederland maakt de energiecomponent een groter deel van de totale bedrijfskosten uit, waarbij het verschil met België vooral te maken heeft met de structuur van de chemische sector – in België draait de petrochemie vooral rond raffinage, in Nederland ligt het zwaartepunt op de basischemie. Ook Agoria becijferde hoe zwaar de energiefactuur doorweegt in de totale kosten. In 2005 hapten de energiekosten 3,8% van de gecreëerde toegevoegde waarde weg. Voor de sectoren metaal en materialen is dat liefst 12%. In 2008 zouden deze percentages oplopen tot respectievelijk 5,1% en 19,8% (bij een olieprijs van 65 dollar per vat). Tienduizenden jobs zijn afhankelijk van energiebevoorrading tegen betaalbare prijzen. De petrochemische cluster in het Antwerpse havengebied is natuurlijk energieverslinder nummer één op Belgische bodem. In de Belgische chemie bedragen de energiekosten 10% van de totale kosten, en zijn


37

daarmee bijna even belangrijk als de loonkosten (14%). De chemie stelt direct en indirect 136.000 mensen te werk. Maar de ook nog omvangrijke metaal- en papierindustrie verbruiken veel energie in hun productieproces. De papierindustrie geeft werk aan 27.000 mensen, metaal aan 70.000. De industrie heeft echter weinig vat op deze energiecomponent, speelbal als ze is van de volatiele internationale energiemarkten. Nederland en België importeren tweederden van de energiekost. Een bedrijf dat tegen hogere energiekosten aankijkt, kan •

de prijzen verhogen, wat in een Belgische context ‘tweederonde’ effecten kan uitlokken via de indexatie van de lonen • de marge verlagen • kosten besparen, op bijvoorbeeld arbeid • energiezuiniger worden De energie-intensieve sectoren opereren echter doorgaans in een zeer internationaal competitieve omgeving. Ze kunnen niet zomaar de hogere kosten doorrekenen in de prij-

6

Energie

zen. De concurrentiepositie kan enkel beschermd worden door in te teren op de winstmarge – wat op termijn funest is voor investeringen en toekomstkansen van het bedrijf in kwestie – of door te besparen, wat in een Belgische context van nog altijd hoge loonkosten onvermijdelijk gepaard gaat met banenverlies. Een laatste alternatief dat overblijft is energiezuiniger worden. Dergelijke inspanningen renderen bijna altijd, en zijn nog eens goed voor het milieu. De goedkoopste kWh is de niet-verbruikte kWh. De Belgische bedrijven hebben op dit vlak al serieuze inspanningen geleverd, zeker in vergelijking met andere maatschappelijke actoren. De Belgische economie springt steeds efficiënter met energie om. Het primaire energieverbruik stagneerde de jongste jaren, terwijl de economie groeide. Dat betekent dat we voor een eenheid bbp, steeds minder energie nodig hebben. Opvallend is wel dat de vraag naar elektriciteit wél nog toeneemt, met ongeveer een kleine 2% per jaar. De industrie is goed voor ongeveer de helft van de Belgische elektriciteitsvraag.

waarvan olie en aardgas

in procent

5

4

3

2

1

0 Frankrijk

Duitsland

Figuur 28: Aandeel energiekosten in productiekosten van de industrie (2000). Bron: NBB

België

Nederland

38

4. Prijsvooruitzichten. ‘Timing is everything’

De moeder van alle energieprijzen is en blijft de olieprijs. De aardgasprijs is gekoppeld aan de olieprijzen, en de aardgasprijzen zijn op hun beurt op dit ogenblik de belangrijkste drijfveer achter de stijgende marktprijs voor elektriciteit. Figuur 29 toont dat de stijging van de olieprijs ook in een historisch perspectief spectaculair is te noemen. Ook de steenkoolprijs is de voorbije 3 jaar verdubbeld voor levering in West-Europa: van 30 naar 60 dollar per ton. De uraniumprijs is zelfs verzesvoudigd, maar dit is minder pijnlijk omdat deze brandstofkost voor de kerncentrales slechts 15% uitmaken van de stroom uit de kerncentrales. Zoet zijn de herinneringen aan 1998 toen een vat ruwe olie amper 10 dollar kostte - al bracht dat olie-uitvoerende landen aan het rand van het bankroet. Denk aan de crisis in Rusland die het wereldwijde financiële systeem op zijn grondvesten deed daveren. Anno 2006 boeren Rusland en Opec uitstekend bij een olieprijs van rond de 60 dollar. Een terugkeer naar 10 of 20 of zelfs 40 dollar per vat is op korte termijn niet te verwachten. De structurele krapte langs de aanbodkant gekoppeld aan een verder groeiende wereldeconomie en dito olievraag laat weinig ruimte voor een gevoelige afkoeling van de olieprijs.

De forse afkoeling van de olieprijs begin 2006 verraste daarom menig waarnemer. De zachte winter en het wegebben van speculatie ondermijnden de prijs, maar fundamenten achter de hausse van de jongste jaren bleven intact. Het risico dat de olieprijs hoog blijft of zelfs verder doorstijgt is hoger dan de kans op lagere prijzen. Met een globale reservecapaciteit van amper enkele procenten staan de zenuwen permanent strak gespannen. De minste geopolitieke spanning of hapering in het aanbod staat garant voor een nieuwe prijsuitbraak. Een grondige analyse van de olieprijs valt buiten het bestek van deze beleidsnota, maar hou als energieverbruiker de olieprijzen in de gaten. Specifiek voor elektriciteit zullen stijgende milieukosten en broodnodige investeringen in nieuwe infrastructuur een structurele daling van de elektriciteitsprijs in de weg staan. Een daling van de olieprijzen, zoals begin 2007, lijkt daarom een goed moment om ook een nieuw elektriciteitsen aardgascontract af te sluiten. De prijzen zijn immers gedaald in het zog van de olieprijs. Dat prijsvoordeel vastklikken voor enkele jaren is zeker te overwegen waard. Een goede contracttiming is zowat het enige wat de industrie nog kan doen om de pijn van de structureel gestegen prijzen te verzachten.

dollar per vat 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 31 jan ‘87

31 jan ‘90

31 jan ‘93

Figuur 29: Olieprijs: de moeder van de energieprijzen. Bron: KBC

31 jan ‘96

31 jan ‘99

31 jan ‘02

31 jan ‘05


Referenties

Camps, G. (2005). Elektriciteitsprijzen in Vlaanderen in vergelijking met de buurlanden. Presentatie aan Vlaams Parlement, mei. Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas. (2006). De noodzakelijke regulering voor het realiseren van mogelijke tariefdalingen binnen de diverse tariefcomponenten voor elektriciteit. Studie (F)060515-CDC-547, mei. Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas. (2006). De geplande concentratie tussen Gaz de France en Suez. Studie (F)060306-CDC-534, maart. Commission Energy 2030. (2006). Prelimenary Report, November. Commission Energy 2030. (2006). Overview of the Energy Markets in Belgium, Augustus. Coppens, F. Vivet, D. (2006). The single European Electricity market: A long road to convergence. Nationale Bank. Working paper document 84, Mei. De Standaard. (2006). “We hebben de zogezegde superwinsten terugbetaald aan de verbruikers.” 28 oktober, blz 24. Dusfresne, L. (2006) Energy and the Belgian Economy. Commission Energy 2030, September. Europese Commissie. (2007). DG Competition report on energy sector inquiry. SEC(2006)1724, Januari. Eurostat. (2006). Electricity prices for EU households an industrial consumers on 1 july 2006. Statistics in focus, November. Eurostat. (2006). Gas prices for EU households and industrial consumers on 1 july 2006. Statistics in focus, December. Eurostat (2006). Gas and electricity market statistics. Europese Commissie. Nationale Bank van België. (2006). Jaarverslag 2005. OECD. (2005). Energy Balances of OECD Countries. IEA/OECD. Possemiers, F. (2006). De verschillende componenten van de aardgasprijs in België. Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas, juli. Robert, B. Dresse,L. (2005). De industrie in België: vroegere ontwikkelingen en toekomstige uitdagingen. Economisch Tijdschrift. Nationale Bank van België, september. Suez. (2005). Gemengd openbaar bod tot aankoop en omruiling door Suez op aandelen van Electrabel, september.

39

voorheen reeds verschenen in de reeks beleidsnota

1. De concurrentiepositie van België anno 2004: het falen van de loonnorm

door Marc De Vos, Geert Janssens, Johan Van Overtveldt

2. De relatie tussen loonlastenverlaging en jobs

door Jozef Konings

3. ‘Duovaardigheid’ bevorderen: op weg naar een organisatie die resultaatgerichtheid en aanpassingsvermogen met elkaar verzoent

door Julian Birkinshaw, Cristina Gibson, met Aimé Heene

4. Rusland na het communisme: een normaal land

door Andrei Shleifer en Daniel Treisman

5. Loonkosten en jobcreatie: regionale en sectorale verschillen

door Jozef Konings

6. Snelle jongens: Naar een betere intergratie van nieuwkomers in de onderneming

door Keith Rollag, Salvatore Parise, Rob Cross en ingeleid door Leon Vliegen

7. Vennootschapsbelasting in Europees perspectief

door Hylke Vandenbussche

8. Zin en onzin van fusies en overnames

door Herman Vantrappen, Koen Dejonckheere, Paul Van Hooghten

9. Mobiliteit, rekeningrijden en de prijsstructuur in de transportsector

door Bruno De Borger

10. Notionele interestaftrek: een nieuwe fiscale incentive

door Chris Vandermeersche

11. Leidt de EU-uitbreiding tot sociale afbouw?

door Filip Abraham

12 a. Het QWERTY-model. Sociaal-economisch overleg in België

door Johan Van Overtveldt, Geert Janssens en Serge Huyghe

12 B. De AZERTY-toets. Internationale lessen voor het Belgisch overlegmodel

door Johan Van Overtveldt, Geert Janssens en Serge Huyghe

13. Vennootschapsbelasting, tewerkstelling en groei

door Jozef Konings en Hylke Vandenbussche

14. Processie van Echternach. Het Belgische concurrentievermogen: twee vooruit, drie achteruit

door Geert Janssens en Johan Van Overtveldt

15. Maatschappelijk Verantwoord Ondernemen in Vlaanderen

door Xavier Carbonez

16. Blind date!? Het psychologisch contract als uitdaging voor HRM

door Dirk Buyens, Ans De Vos en Thomas Dewilde

Als hoofdeconoom van het weekblad Trends volgt Daan

vkw Metena

Killemaes de energiesector zeer nauwgezet. In deze beleidsnota ontrafelt hij het mechanisme dat momenteel

Vertrekkend vanuit een

aanleiding geeft tot een forse stijging van de Belgische

economische oriëntatie

energieprijzen. Vooral de industrie is het kind van de

doet vkw Metena aan on-

rekening.

derzoekswerk dat betrekking heeft op brede maatschappelijke problemen en discussies.

verantwoordelijke uitgever vkw Denktank Sneeuwbeslaan 20 2610 Wilrijk www.vkwmetena.be [email protected]

anders durven ondernemen

beleidsnota Kortsluiting op energiefactuur nr 17 - ma art 2007 Daan Killemaes Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

Recommend Documents