Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt. Bijlagen. DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt

Bijlagen

© DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02


Bijlage A Regio indeling / standaardbedrijfstypen per regio inclusief aansluitwaarde en de benodigde contractcapaciteit + energieverbruik per jaar De cijfers voor elektriciteits- en gasverbruik zijn berekend met behulp van de cijfers uit Energie-Efficiency-Index voor de bloembollen- en bolbloementeelt (DLV 1996) en de Inventarisatie energiegebruik en besparingspotentieel bloembollensector (DLV en Tebodin 1994). Verder is er voor aansluitwaardes gekeken naar de uitslagen van de enquêtes en het elektriciteitsverbruik. In de berekening van het energieverbruik zijn voor de teelt alle activiteiten meegenomen: verwerken, drogen, bewaren, sorteren. Voor broeierij is de bewaring koud als ook warm, planten, kasperiode, oogst en verwerking meegenomen. Per bedrijfstype staat weergegeven welke activiteiten er op het bedrijf plaatsvinden. Regio 1: West-Friesland (+ Beemster + ’t Veld e.o.) Een veel voorkomende situatie in deze regio is een combinatie van tulpenteelt en tulpenbroei. De tulpen worden in netten op de kleigrond geteeld, waarbij meestal de eigen bollen het uitgangsmateriaal vormen voor de broeierij. De bedrijfsgrootte ligt rond de 18 hectare. Standaardbedrijfstype 1, Zwaagdijk, bestaat uit onderstaande teelt: • 18 hectare tulpen • broei 4 miljoen tulpen. Aansluitwaarde elektra 100 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 205.820 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 97.079 kWh Na het doorrekenen van het gasverbruik, blijkt de afnamepiek te liggen in de zomerperiode rond half juli, wanneer de oogst voor een groot deel in de schuur ligt en de laatste bollen nog gedroogd moeten worden. Er is dan een contractcapaciteit nodig van circa 60 m³ gas per uur. In de winterperiode is ook veel gas nodig, eventuele pieken komen echter niet boven de 60 m³ gas per uur uit. Tijdens een vorstperiode wordt in de praktijk vaak ook de temperatuur in de kas verlaagd. Dit heeft geen nadelige invloed op de kwaliteit van de bloemen, alleen duurt de trek iets langer. Regio 2: Noordelijk Zandgebied (alle zandgrond van Zijpe tot Den Helder) In dit gebied worden verschillende bolgewassen geteeld waarbij de tulp vaak ca. vijftig procent van de oppervlakte op het bedrijf inneemt. Daarnaast worden vaak nog lelies, hyacinten, narcissen, irissen en/of krokussen geteeld. De gemiddelde bedrijfsoppervlakte ligt rond de 20 hectare. Standaardbedrijfstype 2, Anna Paulowna, bestaat uit onderstaande teelten: • 7,5 hectare tulpen • 5 hectare lelies (worden in vaak in de buitengebieden geteeld op contract bij derden, waarbij de verwerking wel op het bedrijf plaatsvindt) • 4 hectare narcissen • 3,5 hectare krokussen.


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Aansluitwaarde elektra 100 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 29.388 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 68.773 kWh Bij dit bedrijfstype ligt de piek van het gasverbruik ook in de zomerperiode, rond half juli, bij de oogst van de laatste tulpen. Doordat op dit bedrijf geen spoelinstallatie aanwezig is, is het gasverbruik bij het drogen aanmerkelijk minder. Op dit bedrijf is een contractcapaciteit van 20 m³ gas per uur voldoende. Standaardbedrijfstype 3, Anna Paulowna, bestaat uit onderstaande teelten: • 10 hectare tulpen • 5 hectare hyacinten • 3 hectare narcissen • 2 hectare bijzondere bolgewassen. Aansluitwaarde elektra 100 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 58.841 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 71.595 kWh Ondanks een toename van 2,5 hectare tulpen ligt de gasafnamepiek bij bedrijfstype nr. 3 niet in juli, maar in september bij de heetstookperiode van de hyacinten. Naast het heetstoken wordt ook nog gas verbruikt bij de plantgoedbewaring van de tulpen. In deze periode is een contractcapaciteit nodig van minimaal 50 m³ gas per uur. Regio 3: Kennemerland (vanaf het Noordzeekanaal tot aan Bergen) Bedrijfsgrootte circa 12 hectare. In deze regio nemen de bijzondere bolgewassen vaak een prominente plaats in. Standaardbedrijfstype 4, Egmond, bestaat uit onderstaande teelten: • 4 hectare tulpen • 4 hectare hyacinten • 4 hectare bijzondere bolgewassen. Aansluitwaarde elektra 63 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 36.364 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 43.896 kWh Ook in dit bedrijf ligt de afnamepiek van gas in de heetstookperiode van hyacint. Echter door de kleinere oppervlakte tulpen en hyacinten is een contractcapaciteit van 35 m³ voldoende. Regio 4: Flevoland (gebieden rond Espel, Creil, Rutten en Ens) De meeste bollen in deze regio worden geteeld op lichte zavel- of zandgronden. Vaak worden er naast tulpen ook nog gladiolen of lelies geteeld. De oppervlakte van deze beide teelten is vaak even groot. Veel bedrijven hebben een oppervlakte van rond de 40 hectare. Standaardbedrijfstype 5, Creil, bestaat uit onderstaande teelten: • 20 hectare tulpen • 20 hectare lelies. Aansluitwaarde elektra 250 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 62.600 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 172.840 kWh Voor dit bedrijf is een contractcapaciteit nodig van 65 m³ gas per uur. De afnamepiek ligt aan het einde van de tulpenoogst, rond half juli.


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Standaardbedrijfstype 6, Creil, bestaat uit onderstaande teelten: • 20 hectare tulpen • 20 hectare gladiolen. Aansluitwaarde elektra 250 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 142.000 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 277.460 kWh Zoals aan de cijfers van dit bedrijf te zien is, vragen zowel tulpen als gladiolen veel energie. Gladiolen worden in de herfst gerooid, waardoor er minder geprofiteerd kan worden van warme, drogende lucht zoals bij de tulpen in de zomer. Bovendien droogt het in deze periode moeilijker door koude lucht, koude bollen, hoge R.V. en eventueel kans op vorstschade door koude lucht door bollen. De afnamepiek zal daardoor in de herfst, tegen het einde van het rooiseizoen komen te liggen. Een contractcapaciteit van minimaal 85 m³ per uur is dan vereist. Regio 5: Bloembollenstreek (geestgronden rond Lisse, Hillegom en Bloemendaal tot aan het Noordzeekanaal) Naast pure teeltbedrijven komen in deze regio ook veel exportbedrijven voor, al dan niet in combinatie met teeltactiviteiten. In de winterperiode worden er veelal tulpen, hyacinten of narcissen gebroeid. De gemiddelde bedrijfsgrootte ligt rond de 15 hectare. Standaardbedrijfstype 7, Hillegom, bestaat uit onderstaande teelten: • 5 hectare tulpen • 5 hectare hyacinten • 3 hectare narcissen • 2 hectare dahlia’s • broei 1 miljoen hyacinten. Aansluitwaarde elektra 63 Ampère Totaal gasverbruik per jaar 90.613 m³ Totaal stroomverbruik per jaar 55.463 kWh Hoewel de broei van snijhyacinten de nodige m³ gas vraagt, geeft dit door een vrij vlakke afname geen echte pieken. Net als bedrijfstype 3 in het Noordelijk Zandgebied vindt daarom ook hier de grootste afname plaats tijdens de heetstookperiode in september. Een contractcapaciteit van rond de 40 m³ is voor dit bedrijf voldoende.


27-01-02


Bijlage B VRAGENLIJST VOOR ENERGIEONDERZOEK BIJ BEDRIJVEN IN DE BLOEMBOLLEN-EN BOLBLOEMENSECTOR 1. Algemeen Regio Naam bedrijf Adres Woonplaats Telefoonnr

: : : : :

2. Contractcapaciteit Contractcapaciteit gas : Aansluitwaarde elektra:

……….. m³/uur ……….. Ampère

3. Technische gegevens Broeierij: Verwarmde Kas: Rolkas: Schuurkas:

oppervlakte ………… m2 ………… m2 ………… m2

Energiescherm aanwezig: Ketelrendement:

ja / nee ………… %

Teelt: Ketelrendement: Teeltplan Tulp Lelie Hyacint Gladiool Narcis Bijgoed

gem. temperatuur ………….°C ………….°C .…………°C

………… % Bloembollen ha Oogst 2000

Bolbloemen stuks Oogst 2000 Tulp Lelie Hyacint Iris Narcis Bijgoed


27-01-02

periode ……… ……… ……….

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt 4. Energieverbruik per maand (wanneer de werkelijke cijfers niet bekend zijn, dienen deze zo nauwkeurig mogelijk te worden geschat in een % van het totale jaarverbruik) 1999 of 2000

Gas

Elektra

m³

Hoog kWh

Olie/propaan Laag kWh

Totaal kWh

Liter

Januari Februari Maart April Mei Juni Juli Augustus September Oktober November December Jaartotaal

5. Als u kijkt naar de bedrijven in uw regio is uw bedrijf dan een gemiddeld voorbeeld daarvan? 6. Wat houdt de liberalisering van de energiemarkt volgens u in? 7. Wat denkt u dat voor uw bedrijf de consequenties zullen zijn van de liberalisering van de energiemarkt? 8. • • • • • •

Welke maatregelen denkt u hiertegen te gaan nemen? Een ‘aanvaardbaar’ productieverlies. Aanpassingen in de teelt. Gebruikmaken van ‘bestaande natuurlijke energie’. Bloembollen kan men bijvoorbeeld drogen met (reeds aanwezig en door de zon) verwarmde kaslucht. Alternatieve energiebronnen om pieken op te kunnen vangen, zoals stookolie, propaangas etc. (vaak zijn deze alternatieven slechter voor het milieu en verbruiken ze meer energie). Samenwerking met derden, wat tot een gelijkmatiger afnamepatroon kan leiden. Warmteopslag (bufferen).

9. Maakt het verschil voor uw bedrijf of men in 24-uurafname of uurafname gaat meten? 10. Heeft de liberalisering gevolgen voor MJA-E of voor energiebesparing in het algemeen?


27-01-02


Bijlage C Voorbeeldberekening van het energieverbruik van bedrijfstype 6: Teelt voorjaarsplant Gewas Gas

Ha Elektra

GJ gas

4801 4573 240 2918 3600 3200

108,32 193,82 5,70 42,73 54,16 35,17

Teelt najaarsplant Gewas Gas

Elektra

GJ gas

Lelie Gladiool Dahlia Bijgoed

3841 14072 0 0

1,76 141,38 0 0

Tulp Hyacint Narcis Iris Krokus Bijgoed

3080 5511 162 1215 1540 1000

50 4020 0 0

GJ GJ totaal elektra 17,28 125,61 16,46 210,28 0,86 6,56 10,50 53,23 12,96 67,12 11,52 46,69 509,50

Index

GJ GJ totaal elektra 13,83 15,59 50,66 192,04 0 0 0 0 207,63

Index

TOTAAL


27-01-02

1 1,67 0,05 0,42 0,53 0,37 4,06

0,12 1,53 0 0 1,65

Gas

Elektra

20 61600 0 0 0 0 0

96020 0 0 0 0 0

0 20 80400 0 0

0 281440 0 0

142000

377460


Bijlage D Opbouw Commodity Diensten Systeem * Prijselement 1. Kale prijs van commodity

Formule (resultaat in cent/m³) P/ 500 x 37,4 – 0,8 (wijzigt per kwartaal; nu 26,9) Contractcapaciteit x 10/totaalverbruik

2. Vastrecht 3. Transporttarief 3a. voor basislastcapaciteit

0,2 eurocent x km tot ontvangststation

3b. voor additionele capaciteit

18 eurocent x km tot Noordbroek x additionele capaciteit/totaalverbruik

3c. regionaal transport 4. Capaciteitstarief 5. Diensten energiebedrijf

contractcapaciteit x 5.000/totaalverbruik 22.000 x additioneel verbruik/ totaalverbruik 0,9-1,4 eurocent (verschilt per gasbedrijf)

Enkele termen uit het CDS: contractcapaciteit

basislastcapaciteit additionele capaciteit commodity transport basislast transport additioneel capaciteit additioneel regionaal energiebedrijf heffingen

De maximale hoeveelheid aardgas die u volgens contract mag afnemen. Dit is dus de hoeveelheid aardgas (m³/uur) die u nodig heeft om tijdens de grootste warmtevraag bijv. de kas te verwarmen. De afname (m³/uur) wanneer u uw totale gasverbruik per jaar (m³) gelijk verdeeld over 8.000 uur zou afnemen. Contractcapaciteit – basislastcapaciteit. De kosten voor het ‘kale’ aardgas. U (of uw gasleverancier) hoeft dit niet bij de Gasunie in te kopen. De kosten voor het transport van de basislast van het dichtstbijzijnde entrypoint tot uw bedrijf. De kosten voor het transport van het additionele gas vanaf Noordbroek in Groningen tot uw bedrijf. De kosten voor het beschikbaar stellen van de additionele capaciteit. De kosten die het regio nale energiebedrijf rekent voor de levering van aardgas (ingeschat op 1,4 eurocent/m³). Energie- en milieuheffingen van de overheid.

* Het CDS wordt gebruikt als indicatie voor de gasprijzen. Per 1 januari 2002 wordt officieel het trajectenstelsel gehanteerd.


27-01-02


Bijlage E Kosten per product of oppervlakte-eenheid Gewas kwh/ha kosten voor elektra per ha voor en na liberalisering 1 2 3 4 5 6 electra huidig nieuw huidig nieuw huidig nieuw huidig nieuw huidi nieuw huidig g tulp 4801 505 431 562 475 549 466 458 427 442 381 379 hyacint 4573 481 411 535 452 523 444 436 407 421 363 361 narcis 240 25 22 28 24 27 23 23 21 22 19 19 iris 2918 307 262 342 289 334 283 278 260 269 232 230 krokus 3600 379 323 421 356 412 350 343 320 332 286 284 bijgoed 3200 337 288 375 317 366 311 305 285 295 254 253 Teelt najaarsplant lelie 3841 404 345 450 380 439 373 366 342 354 305 303 gladiool 14072 1481 1264 1647 1392 1609 1367 1341 1252 1296 1117 1111 dahlia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Teelt + prep tulp 5685 598 hyacint 6738 709 gladiool 12237 1288 lelie 7188 757 bijgoed 3200 337 narcis 210 22 iris 2918 307 Teelt + prep warm tulp 4443 468 hyacint 6738 709 bijgoed 3200 337

7 nieuw huidi nieuw g 379 438 331 361 417 315 19 22 17 230 266 201 284 328 248 253 292 221 303 1111 0

350 1284 0

265 971 0

511 605 1099 646 288 19 262

666 789 1433 842 375 25 342

562 667 1211 711 317 21 289

650 771 1399 822 366 24 334

552 654 1188 698 311 20 283

542 642 1166 685 305 20 278

506 599 1088 639 285 19 260

524 621 1127 662 295 19 269

451 535 972 571 254 17 232

449 532 966 568 253 17 230

449 532 966 568 253 17 230

519 615 1116 656 292 19 266

392 465 844 496 221 14 201

399 605 288

520 789 375

440 667 317

508 771 366

431 654 311

423 642 305

395 599 285

409 621 295

353 535 254

351 532 253

351 532 253

405 615 292

306 465 221


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt narcis 210 22 19 iris 2918 307 262 Teelt + prep koud gladiool 12237 1288 1099 lelie 7188 757 646 bijgoed 3200 337 288 Broeierij exclusief preparatie tulp 0 0 0 hyacint 0 0 0 iris 0 0 0 narcis 0 0 0 lelie 0 0 0 bijgoed 0 0 0 Broeierij inclusief preparatie tulp/Milj. 2210 233 199 hyacint/Mi 7873 829 707 lj. narcis 4550 479 409 lelie 10511 1107 944 bijgoed 0 0 0 dahliastek 0 0 0


25 342

21 289

24 334

20 283

20 278

19 260

19 269

17 232

17 230

17 230

19 266

14 201

1433 842 375

1211 711 317

1399 822 366

1188 698 311

1166 685 305

1088 639 285

1127 662 295

972 571 254

966 568 253

966 568 253

1116 656 292

844 496 221

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

259 922

219 779

253 900

215 765

211 750

197 700

204 725

175 625

174 622

174 622

202 718

152 543

533 1231 0 0

450 1040 0 0

520 1202 0 0

442 1021 0 0

434 1002 0 0

405 935 0 0

419 968 0 0

361 835 0 0

359 830 0 0

359 830 0 0

415 959 0 0

314 725 0 0

27-01-02


Bijlage F Voorbeeldberekening kosten elektriciteit voor bedrijfstype nr. 1 Klant: Bedrijfstype 1: Zwaagdijk Transport over: NuonNet: Trafo MS/LS Leverancier: TRANSPORT 97.070 kWh Vastrecht 97.070 kWh Transport kW 59 kW kW contract 12 mnd 59 kW kW maximaal 12 mnd 59 kW Transport kWh 97.070 kWh hoog tarief 48.535 kWh 50% laag tarief 48.535 kWh 50% Systeemdiensten 97.070 kWh 100% niet marktconforme kosten 97.070 kWh 100% LEVERING 97.070 kWh Vastrecht 97.070 kWh Levering kW 59 kW kW contract 12 mnd 59 kW kW maximaal 12 mnd 59 kW Levering kWh 97.070 kWh hoog tarief 48.535 kWh 50% laag tarief 48.535 kWh 50% HEFFINGEN 97.070 kWh REB 97.070 kWh tot 800 kWh 800 kWh tot 10.000 kWh 9.200 kWh tot 50.000 kWh 40.000 kWh tot 10.000.000 kWh 47.070 kWh MAP 97.070 kWh TOTAAL 97.070 kWh TOTAAL €

97.070


kWh

27-01-02

bedrijfstijd 1.650 uur Nuon 3 e kwartaal 2001 0,076 7.395 33% 0,010 960 4% 79,200 4.659 21% 4,250 3.000 14% 2,350 1.659 8% 0,018 1.776 8% 0,015 704 3% 0,015 704 3% 0,004 369 2% 0,114 11.078 50% 0,005 528 2% 34,797 2.047 9% 2,900 2.047 9% 0,088 8.503 39% 0,109 5.294 24% 0,066 3.209 15% 0,037 3.610 16% 0,037 3.610 16% 0,129 103 0% 0,129 1.182 5% 0,043 1.708 8% 0,013 617 3% 0,227 22.083 gld/kWh gld 0,103 10.021 € €/kWh

Schatting contract 2003 0,076 7.395 39% 0,010 960 5% 79,200 4.659 25% 4,250 3.000 16% 2,350 1.659 9% 0,018 1.776 9% 0,015 704 4% 0,015 704 4% 0,004 369 2% 0,081 7.887 42% 0,081 7.887 42% 0,110 5.339 28% 0,053 2.548 13% 0,037 3.610 19% 0,037 3.610 19% 0,129 103 1% 0,129 1.182 6% 0,043 1.708 9% 0,013 617 3% 0,195 18.892 gld/kWh gld/kWh 0,088 8.573 € €/kWh


INHOUD

1.

Inleiding

2.

Elektriciteit 2.1 De Elektriciteitswet 1998 2.2 Scheiding netbeheer en levering elektriciteit 2.3 Programmaverantwoordelijkheid en onbalans 2.4 Risico’s van de vrije elektriciteitsmarkt 2.5 Leveringsperiode en tijdstip en frequentie van aanbesteden elektriciteit 2.6 Het leveringstarief voor elektriciteit 2.7 Tarieven voor de ATS-diensten 2.8 Meteraanpassing, meting en verbruiksprofielen elektriciteit

3.

Gas 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8

De Gaswet Scheiding netbeheer en levering gas Het shipperschap Risico’s van de vrije gasmarkt Leveringsperiode en tijdstip en frequentie van aanbesteden van de gasinkoop Het leveringstarief voor gas Transporttarieven voor het gas Meteraanpassing, meting en verbruiksprofielen gas

Lijst van afkortingen en vaktermen


27-01-02


1. Inleiding In deze bijlage bij de eindrapportage van het project ‘Inventarisatie consequenties liberalisering energiemarkt voor de bolbloemen- en bloembollenteler’ wordt een beknopt overzicht gegeven van de belangrijkste kenmerken van de vrije elektriciteitsmarkt en van de vrije gasmarkt en er worden enkele praktische aanbevelingen gedaan voor de wijze waarop de bolbloemen- en bloembollentelers het best kunnen inspelen op de gevolgen van de vrije energiemarkt. De notitie probeert de verbanden inzichtelijk te maken en is niet bedoeld voor de bolbloemen- en bloembollentelers zelf, maar in de eerste plaats voor degenen die waken over de belangen van de bollensector. De liberalisering van de energiemarkt heeft grote gevolgen, niet alleen voor de energiesector zelf, maar ook voor alle (middel)grote verbruikers van energie. De liberalisering van de energiemarkt betreft zowel de elektriciteitsmarkt als de gasmarkt. Voor beide energiesectoren zijn recent nieuwe wetten totstandgekomen. De Elektriciteitswet 1998 (E-wet) is voor het grootste deel van kracht geworden op 2 juli 1999. De Gaswet is van kracht geworden op 1 augustus 2000. Bovendien is op 1 juli 2001 de markt voor duurzame elektriciteit geheel vrijgemaakt. In deze notitie wordt niet nader ingegaan op de mogelijkheden en problemen van de markt voor duurzame elektriciteit. In de volgende paragrafen wordt achtereenvolgens aandacht gegeven aan de gevolgen van de E-wet en de gevolgen van de Gaswet. In de lopende tekst worden aanbevelingen cursief afgedrukt.

2. Elektriciteit 2.1 De Elektriciteitswet 1998 De Elektriciteitswet 1998, kortweg E-wet, regelt de liberalisering van de elektriciteitsmarkt. Het maatschappelijke doel van de E-wet is het bereiken van een verlaging van de kosten van de elektriciteitsvoorziening door de invoering van concurrentie. De belangrijkste principes van de E-wet zijn de volgende: - Scheiding van netbeheer enerzijds en productie en levering van elektriciteit anderzijds. Netbeheer blijft een nutsfunctie. Productie en levering worden marktfuncties. Voor het beheer en het gebruik van het openbare net zijn regels opgesteld met daaraan gekoppeld een tarievencode en een aantal technische codes. De codes maken onderdeel uit van de wet. - Iedere persoon of rechtspersoon heeft recht op een aansluiting op het openbare elektriciteitsnet, mits hij zich houdt aan de regels van de E-wet en de bijbehorende voorwaarden. Er is derhalve sprake van ge reguleerde toegang tot het openbare net. - De tarieven voor het transport van elektriciteit zijn onafhankelijk van de afstand (binnen Nederland) waarover de elektriciteit moet worden getransporteerd (postzegeltarief) - De elektriciteitsmarkt wordt gefaseerd vrijgemaakt. Op termijn krijgen alle gebruikers van het openbare net het recht zelf te kiezen van welke leverancier of producent zij hun elektriciteit willen betrekken. De allergrootste afnemers (gecontracteerd vermogen > 2 MW) zijn hierin onmiddellijk vrij na de inwerkingtreding van de E-wet. De middelgrote afnemers (gezekerde doorlaatwaarde groter dan 3 x 80 Ampère) zijn vrij vanaf 1-1-2002 en alle overige afnemers zijn vrij vanaf 1-1-2004, of wellicht een jaar eerder als de minister van Economische Zaken daartoe in de loop van 2002 het besluit neemt. © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt -

-

Afnemers van elektriciteit die nog niet vrij zijn in hun keuze van leverancier zijn zogenaamde beschermde afnemers. De levering van elektriciteit aan beschermde afnemers is door de E-wet voorbehouden aan vergunninghouders. De vergunninghouders zijn de vroegere energiebedrijven. De tarieven voor levering aan beschermde afnemers staan onder toezicht. Voor het toezicht op de uitvoering van de E-wet en de Gaswet is een nieuwe organisatie in het leven geroepen onder de naam Dienst uitvoering en Toezicht energie, kortweg DTe. DTe ziet toe op de tarieven en voorwaarden voor de beschermde afnemers. DTe ziet ook toe op de tarieven en technische voorwaarden voor het transport van elektriciteit en gas via de openbare netwerken.

2.2 Scheiding netbeheer en levering elektriciteit De scheiding van netbeheer en levering van elektriciteit betekent in de praktijk dat elke vrije afnemer van elektriciteit te maken krijgt met twee bedrijven, namelijk een leverancier en een netbeheerder. De bolbloemen- en bloembollentelers kunnen straks kiezen van welke leverancier zij elektriciteit willen kopen. Zij kunnen echter niet kiezen van welk net zij de stroom willen afnemen. Voor de Aansluiting op het net, het Transport en de Systeemdiensten, kortweg ATS-diensten, is elke afnemer gebonden aan zijn regionale netbeheerder. Er zullen straks twee contracten moeten worden gesloten: een leveringscontract met de leverancier en een contract voor de ATS-diensten met de netbeheerder. De leveranc ier zorgt voor de inkoop van stroom op de vrije markt en draagt de programmaverantwoordelijkheid (zie paragraaf 2.3) voor de afnemer. De leverancier zorgt voor de handel en de afstemming van vraag en aanbod, maar hij doet fysiek helemaal niets aan de energielevering. De leverancier meet het verbruik niet. De leverancier kan een verbruiker ook niet afsluiten van het net. De leverancier is afhankelijk van de producent voor de opwekking van de stroom en van de netbeheerder voor de meting, het transport en de aanen eventuele afsluiting van het net. Het is theoretisch mogelijk om van de leverancier te vragen om de zorg voor het ATScontract over te nemen, zodat de afnemer nog slechts met één contractpartner heeft te maken. Hierbij moet worden bedacht dat de leverancier jaarlijks, of althans periodiek, zal wisselen en dat de netbeheerder steeds dezelfde blijft. Ook moet worden bedacht dat enkele tariefelementen van het transport moeten worden bewaakt om te zorgen dat niet onnodig veel wordt betaald voor de ATS-diensten (zie paragraaf 2.7). De leverancier heeft bovendien geen belang bij de laagst mogelijke kosten van de ATS-diensten en zal zich hiervoor niet inspannen. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers zelf een contract sluiten met de netbeheerder voor de ATS-diensten en dat zij jaarlijks de inhoud van het contract controleren op de actualiteit van de gecontracteerde getallen voor de tariefdragers. 2.3 Programmaverantwoordelijkheid en onbalans In de E-wet is geregeld dat elke vrije afnemer en producent van elektriciteit programmaverantwoordelijkheid (PV) draagt. De PV kan theoretisch door de afnemer zelf worden gedragen. In praktijk wordt deze aan een leverancier overgedragen. De PV van een afnemer houdt onder meer in dat dagelijks per uur het voorgenomen elektriciteitsverbruik van de volgende dag en het voorgenomen gebruik van het openbare net moeten worden vastgelegd. Het werkelijke verbruik van de grootverbruikaansluitingen wordt per vijf minuten (aansluitingen > 1 MW) of per half uur (aansluitingen > 100 kW) gemeten. Voor de kleinere aansluitingen (< 100 kW) wordt gewerkt met een systeem van forfaitaire verbruiksprofielen. Het gemeten verbruik moet worden betaald, maar bovendien wordt een rekening gepresenteerd voor het verschil tussen het van tevoren vastgelegde verbruik en het gemeten © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt werkelijke verbruik, de zogenaamde onbalans. De rekening van de onbalans wordt neergelegd bij degene die de PV draagt voor de aansluiting. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers bij de E-inkoop op de vrije markt de PV voor hun aansluitingen overdragen aan de leverancier. De leverancier dient daartoe te beschikken over zogenaamde “volledige erkenning” door TenneT1. 2.4 Risico’s van de vrije elektriciteitsmarkt De vrije elektriciteitsmarkt heeft in de afgelopen twee jaar sterke prijsschommelingen laten zien. In vaktermen wordt gesproken over een grote volatiliteit van de markt. De Nederlandse elektriciteitsmarkt is relatief klein en maakt dat beperkte gebeurtenissen op de markt relatief grote invloed kunnen hebben op de prijzen. Een van de meest fluctuerende en belangrijke prijsbepalende factoren is de verwachting van de elektriciteitsproducenten voor de toekomstige wereldolieprijzen. Een belangrijk aspect van de elektriciteitsmarkt is dat de vraag naar stroom niet direct reageert op de prijs: de prijselasticiteit is gering. Er zijn (nog) te weinig mogelijkheden om verbruikers af te schakelen als de prijs toeneemt. Deze onzekerheid in het prijsmechanisme maakt dat ook de prijzen voor de langere termijncontracten niet veel lager zijn dan voor de korte termijn. Een belangrijke mogelijkheid om deze prijsschommelingen te beperken wordt geboden door de introductie van langetermijnhandel in stroomcontracten (voor de groothandel binnen de elektriciteitssector). Financiële producten zoals opties en swaps (verzekeringen die afhankelijk zijn van het jaarvolume, bijvoorbeeld ten gevolge van weersinvloeden) kunnen hierbij belangrijke instrumenten zijn. De langetermijnstroomhandel in Nederland moet echter nog beginnen. De Nederlandse stroombeurs APX heeft aangekondigd dat in 2002 zal worden begonnen. De liquiditeit van de beurs is echter nog niet voldoende. Er zijn nog te weinig spelers op de Nederlandse markt. Een ander punt van onzekerheid op de middellange termijn is de onzekerheid over de toekomst van de productiecapaciteit in Nederland. Nu, begin 2002, staat er een ruime overcapaciteit opgesteld. Als straks - wellicht in de komende drie jaar - verouderde centrales vervroegd buiten bedrijf gaan worden gesteld en de overcapaciteit slinkt, of zelfs verdwijnt, zoals recentelijk in Californië, dan kunnen gemakkelijk onbeheersbare prijsbewegingen gaan optreden. Het doel van de bespreking van deze risico’s in deze notitie is dat er goede redenen zijn voor de bolbloemen- en bloembollentelers om zich in te dekken tegen belangrijke prijsrisico’s, die zeker aanwezig zijn in de komende jaren. De markt is er echter nog niet klaar voor. Gelukkig bestaat in de komende paar jaar in Nederland nog voldoende overcapaciteit om de prijsrisico’s nu, en in de komende paar jaar, nog aanvaardbaar te noemen. Van een aanbesteding mag nu worden verwacht dat 10 tot 15% op de factuurbedragen (circa 1 eurocent/kWh) kan worden bespaard.

1

TenneT is de naam van de landelijke beheerder van het hoogspanningsnet en de system operator van het landelijke systeem van netbewaking.


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Het verdient aanbeveling dat de belangenbehartigers van de bolbloemen- en bloembollentelers zich regelmatig op de hoogte stellen van de mogelijkheden op de markt voor beperking van het prijsrisico voor elektriciteit en dat zij tijdig maatregelen aanbevelen als de prijsrisico’s groter worden. N.B. Uit de besproken risico’s mag zeker niet de conclusie worden getrokken dat de bolbloemen- en bloembollentelers maar beter niet de vrije markt zouden kunnen betreden. Immers, de genoemde prijsrisico’s komen op alle stroomgebruikers af, ook - en misschien wel juist - op degenen die niets doen. 2.5 Leveringsperiode en tijdstip en frequentie van aanbesteden elektriciteit De meeste leveringscontracten voor de grootverbruikers van de afgelopen paar jaar zijn contracten voor één jaar geweest. Er zijn momenten geweest dat sommige energiebedrijven voor een tweejarig contract een hoger leveringstarief vroegen dan voor een eenjarig contract, omdat de onzekerheden binnen de sector groot waren, en nog steeds zijn. In de afgelopen maanden (eind 2001) bedroeg het voordeel voor een tweejarig contract 0,05 tot 0,1 eurocent/kWh ten opzichte van een eenjarig contract. Een driejarig contract levert geen lager tarief dan een tweejarig contract. De energiesector is sterk in beweging en zal ook zeker nog een aantal jaren sterk in beweging blijven. Onzekerheid binnen de energiesector maakt dat lange-termijncontracten nog geen dagelijkse routine zijn en dat ook de prijzen die hiervoor worden afgegeven niet, of slechts marginaal, lager zijn dan de korte-termijncontracten. De prijsfluctuaties van week tot week voor een jaarcontract kunnen gemakkelijk meer dan 0,5 eurocent/kWh bedragen en maken dat het moment van afsluiten van een leveringscontract doorgaans belangrijker is dan de keuze van een leverancier. Bezien vanuit de positie van de bolbloemen- en bloembollentelers verdient het aanbeveling dat de eerste aanbesteding op de markt beperkt blijft tot een periode van één, of hoogstens twee jaar. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers hun belangen bij de inkoop van elektriciteit bundelen met die van collega’s, of van andere bedrijven in de regio, en dat zij gezamenlijk professionele hulp inschakelen voor het aanbesteden van de inkoop van elektriciteit. 2.6 Het leveringstarief voor elektriciteit Het leveringstarief voor elektriciteit op de vrije markt wordt uitgedrukt in eurocent/kWh. Daarbij wordt doorgaans – en zeker als de afnemer hierom vraagt - gebruikgemaakt van onderscheid tussen hoogtarief (de leveranciers spreken meestal van normaaltarief) en laagtarief. De gangbare hoogtariefuren zijn de uren van 7.00 uur tot 23.00 uur op werkdagen. Alle overige uren zijn laagtariefuren. In het leveringstarief is de PV voor de aansluiting standaard inbegrepen. Doorgaans wordt door de afnemer gevraagd naar een vaste prijs voor een vaste periode, meestal van een jaar. Het leveringstarief is niet of nauwelijks afhankelijk van het verbruiksprofiel en van de bedrijfstijd (jaarafname in kWh gedeeld door hoogst gemeten belasting per jaar in kW) van de afname. Bij extreem piekerige afname, en dus lage bedrijfstijd, wordt het tarief iets ongunstiger. © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt De huidige (januari 2002) marktprijs voor de levering van elektriciteit (inclusief PV) op de vrije markt bedraagt circa 5 eurocent/kWh hoogtarief en 2 eurocent/kWh laagtarief. Met dit tarief wordt circa 1 eurocent/kWh bespaard op de elektriciteitskosten van het vorige jaar. Doorgaans biedt de leverancier een bandbreedte in de omvang van de levering aan van bijvoorbeeld ± 15 procent. Dat wil zeggen dat minimaal 85 procent van het gecontracteerde volume moet worden betaald, ook al wordt het niet afgenomen, en dat een boete moet worden betaald voor meer afname dan 115 procent. Soms wordt het boetetarief gekoppeld aan de dagprijs van de APX. Dit tariefelement is doorgaans onderhandelbaar. Het is van belang bij de inkoop van elektriciteit op de vrije markt te bedenken dat slechts in beperkte mate prijsvoordeel wordt behaald door het inkoopvolume te vergroten. Boven 3 tot 5 miljoen kWh per jaar wordt nauwelijks of geen extra prijsvoordeel meer behaald. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers zorgen voor de aanwezigheid van een dubbeltariefmeter, omdat het laagtarief circa 3 eurocent/kWh lager is dan het hoogtarief. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers alle mogelijkheden benutten van verschuiving van het elektriciteitsgebruik van hoogtariefuren naar laagtariefuren 2.7 Tarieven voor de ATS-diensten

De ATS-diensten van de netbeheerder zijn gereguleerd en dus in principe niet onderhandelbaar. Voor de ATS-diensten worden de volgende tariefdragers gehanteerd. Vaste kosten per jaar, vergoeding voor de facturering en andere administratieve functies, meestal opgesplitst in 12 gelijke delen per maand; - Aansluitdienst per jaar, bestemd voor onderhoud en afschrijving van de herbruikbare activa in de aansluiting, meestal opgesplitst in 12 gelijke delen per maand; - Transportvergoeding per kWh met onderscheid in hoogtarief en laagtarief - Transportvergoeding per kWcontr, gecontracteerd vermogen, een bedrag per kWcontr per jaar; - Transportvergoeding per kWmax, maximaal gemeten maandbelasting in kW, een bedrag per kWmax per maand; - Transportonafhankelijke transportvergoeding, voornamelijk voor de meetdienst en het databeheer. De tarieven zijn bovendien ingedeeld in tal van categorieën. Een algemene regel is dat, naarmate een groter vermogen wordt gecontracteerd, de kW-componenten in het transporttarief steeds zwaarder gaan wegen en de kWh-component steeds minder. Andersom geldt ook dat een kleinverbruiker met een gezekerde doorlaatwaarde van ten hoogste 3 x 25 Ampère uitsluitend een kWh- vergoeding betaalt en helemaal geen kW-vergoeding. Enkele tariefelementen vragen nadere aandacht van de verbruiker. Hiervoor is eerst een technische uitleg nodig. Een aansluiting van een grootverbruiker kent vier grootheden die van belang zijn voor het vermogen dat kan worden afgenomen en dat moet worden betaald. Technische doorlaatwaarde: het hoogste vermogen dat kan worden afgenomen op basis van de dikte van de kabels, de zwaarte van de aansluiting, enzovoorts. Gezekerde doorlaatwaarde: het vermogen dat behoort bij de gezekerde doorlaatwaarde (bijvoorbeeld 3 x 80 Ampère hoort bij 3 x 80 x 0,230=55,2 kW). De gezekerde doorlaatwaarde kan nooit groter zijn dan de technische doorlaatwaarde. © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Gecontracteerd vermogen kWcontr: het vermogen dat door de verbruiker wordt opgegeven als gewenst vermogen. Het gecontracteerd vermogen kan nooit hoger zijn dan de gezekerde doorlaatwaarde. Maximaal werkelijk afgenomen vermogen per maand, kWmax: het hoogste vermogen dat gedurende een maand wordt gemeten en geregistreerd met een kWmax meting. kWmax mag nooit groter zijn dan kWcontr. Als dit toch voorkomt dan wordt kWcontr automatisch door de netbeheerder verhoogd tot de hoogst gemeten maandwaarde van kWmax. kWcontr dient minstens 12 maanden te blijven staan op deze hoogst gemeten waarde van kWmax. Daarna mag de verbruiker vragen om een verlaging van kWcontr naar de hoogst gemeten kWmax van de afgelopen 12 maanden De verbruiker dient zelf te bewaken dat hij geen onnodig hoog vermogen kWcontr heeft gecontracteerd. Als de verbruiker een aansluiting heeft van meer dan 3 x 25 Ampère dan dient een bedrag te worden betaald voor kWcontr, ook al beschikt de verbruiker niet over een kWmax meting. Als dit laatste het geval is wordt de verbruiker aangeslagen voor een kWcontr die behoort bij de gezekerde doorlaatwaarde van de aansluiting. De verbruiker dient zelf af te wegen of hij een kWmax meter wil toepassen. De verbruiker dient ook zelf af te wegen of hij misschien kan volstaan met een lichtere zekering. De onnodig hoge betalingen voor de ATSdiensten kunnen behoorlijk oplopen. De verbruiker is hiervoor zelf verantwoordelijk. Een aansluiting is in de wet gedefinieerd per WOZ-object (Wet waardering Onroerende Zaken). Als een bolbloemen- of een bloembollenteler meerdere aansluitingen heeft op zijn woonhuis en zijn bedrijfspanden, maar ze hebben één WOZ-aanduiding, dan heeft de verbruiker recht op één aansluiting, ook al zijn het er in werkelijkheid twee of meer. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers zich op de hoogte stellen van de ATS-tarieven en dat zij zelf de bewaking van kWcontr, de zwaarte van de zekeringen, de keuze van de meetinstallatie en de juistheid van de aansluiting ter hand nemen. 2.8 Meteraanpassing, meting en verbruiksprofielen elektriciteit In de Meetcode (zie voetnoot pagina 1) wordt geëist dat de verbruiksmeting van grootverbruikers met een gecontracteerd vermogen groter dan 100 kW plaatsvindt op basis van 30- minutenmeting (en groter dan 2 MW op basis van 5-minutenmeting). De meetgegevens dienen te worden gebufferd in een databuffer en de meetgegevens worden dagelijks op afstand door de netbeheerder uitgelezen. De afnemer moet voor dit doel een vrije telefoonlijn ter beschikking stellen. De meteraanpassing vindt plaats op kosten van de gebruiker (circa € 1500 investering, of huurtarief). Het telefoonabonnement en de databuffer zijn op kosten van de netbeheerder. De netbeheerder stelt de meetgegevens dagelijks ter beschikking van TenneT en van de leverancier die de PV draagt. TenneT zorgt voor de verrekening van de onbalans met de PVdragers. De gebruiker kan van de leverancier vragen de meetgegevens maandelijks of jaarlijks ter beschikking te stellen. Ook voor de aansluitingen kleiner dan 100 kW kan sprake zijn van een noodzakelijke meteraanpassing. De nauwkeurigheidseisen voor de meters waren vroeger niet gedefinieerd. In de Meetcode is dat nu wel gebeurd. De meteraanpassing boven 100 kW staat in direct verband met de mogelijkheid om de zogenaamde onbalans (zie paragraaf 2.3) te kunnen vaststellen op uurbasis. Voor de kleinere aansluitingen wordt ook de onbalans bepaald, maar niet op basis van meting. Dit zou te kostbaar worden en relatief toch weinig invloed op de kosten hebben. Voor de kleinverbruikaansluitingen wordt de onbalans bepaald op basis van forfaitaire © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt verbruiksprofielen. Deze verbruiksprofielen worden voorbereid door de samenwerkende netbeheerders en vastgesteld door DTe. De verbruiker zal hiervan doorgaans niet veel merken. De leverancier draagt PV en kosten van onbalans.

3. Gas 3.1 De Gaswet De Gaswet regelt de liberalisering van de gasmarkt. Het maatschappelijke doel van de Gaswet is het bereiken van een verlaging van de kosten van de gasvoorziening door de invoering van concurrentie. De belangrijkste principes van de Gaswet zijn de vo lgende - Scheiding van netbeheer enerzijds en productie en levering van gas anderzijds. Deze scheiding geldt voor de regionale energiebedrijven, maar is sinds 1 januari 2002 ook van toepassing op Gasunie, dat is opgesplitst in Gasunie Handelsbedrijf en Gasunie Transport. Netbeheer blijft een nutsfunctie. Productie en levering worden marktfuncties. Voor het beheer en het gebruik van het openbare net zijn – en worden nog - regels opgesteld met daaraan gekoppeld tariefregels en een aantal technische voorschriften. De technische voorschriften voor het gasverbruik zijn nog niet vastgelegd in wettelijke codes. Deze zijn wel in voorbereiding. - In de Gaswet heeft niet iedere persoon of rechtspersoon recht op een aansluiting op het openbare gasnet. De netbeheerder van het gas mag een aansluiting weigeren als hiervoor onredelijk hoge kosten moeten worden gemaakt. Dit geldt bijvoorbeeld voor stadsverwarmingsgebieden waarin geen gasnet is aangelegd. - Elke aanbieder van gas heeft weliswaar recht op toegang tot het net, maar hiervoor zijn (nog) geen vastgestelde tarieven. Er zijn slechts indicatieve tarieven en daarboven behoudt Gasunie Transport het recht om door onderhandeling, op basis van marktwaarde, vast te stellen welke tarieven uiteindelijk door de gebruiker van het net dienen te worden betaald. Voor gas is daarom sprake van onderhandelde toegang tot het net en niet van gereguleerde toegang zoals bij elektriciteit. - De tarieven voor het transport van gas zijn, anders dan bij elektriciteit, wel afhankelijk van de afstand waarover de elektriciteit moet worden getransporteerd (point-to-point tariff). De reden hiervoor is dat het gas slecht op enkele punten wordt gewonnen en dat het vandaar fysiek moet worden getransporteerd over kleine of grotere afstand. - De gasmarkt wordt gefaseerd vrijgemaakt. Op termijn krijgen alle gebruikers van het openbare net het recht zelf te kiezen van welke leverancier zij hun gas willen betrekken. De allergrootste afnemers ( > 10 miljoen m3/jaar) waren vrij met de inwerkingtreding van de Gaswet. De middelgrote afnemers (> 1 miljoen m3/jaar, of met temperatuurcorrectie voor de zachte winters van de laatste jaren 835.000 m3/jaar) zijn vrij vanaf 1-1-2002 en alle overige afnemers zijn vrij vanaf 1-1-2004, of wellicht een jaar eerder als de minister van Economische Zaken daartoe in de loop van 2002 het besluit neemt. - Afnemers van gas die nog niet vrij zijn in hun keuze van leverancier zijn zogenaamde beschermde afnemers. De levering van gas aan beschermde afnemers is door de Gaswet voorbehouden aan vergunninghouders. De vergunninghouders zijn de vroegere energiebedrijven. De tarieven voor levering aan beschermde afnemers staan onder toezicht van DTe.


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt 3.2 Scheiding netbeheer en levering gas De scheiding van netbeheer en levering van gas betekent niet – of althans nog niet - dat elke vrije afnemer van gas te maken krijgt met een leverancier en een netbeheerder. In dit opzicht is er voorlopig een verschil met elektriciteit. Het is zo geregeld dat de leverancier het gas inkoopt van Gasunie Handelsbedrijf, of van een andere (buitenlandse) leverancier, op een zogenaamd entrypoint van het gasnet van Gasunie Transport. Het gasnet van Gasunie Transport bestaat uit een aantal grote Hogedruk transportleidingen (HTL, druk 67 bar) en uit een aantal regionale transportleidingen (RTL, 40 bar). Het Gasnet heeft vijf entrypoints en enige honderden exit points, de zogenaamde Gas Ontvang Stations (GOS). In het transportnet van Gasunie zitten elf zogenaamde knooppunten, vanwaar het mogelijk is de gastransportstromen te herverdelen over het land. Deze herverdeling gebeurt in principe op commerciële basis. Een leverancier huurt transportcapaciteit per traject van het transportnet van Gasunie. De prijs van het traject hangt af van een aantal parameters (zie paragraaf 3.7), waaronder de bezettingsgraad van de leiding. Hoe hoger de gecontracteerde bezettingsgraad, des te duurder wordt het transport door deze leiding. De leverancier koopt het gas van een producent of een handelaar en levert gas aan Gasunie Transport. Gasunie Transport zorgt voor het gecontracteerde transport naar het gewenste GOS. Achter het GOS wordt de transportdienst overgenomen door de regionale netbeheerder, die op zijn beurt zorgt voor het transport door het regionale distributienet (8 bar en 0,03 bar) naar de afnemer. Niet de afnemer, maar de leverancier contracteert het transport van gas. Een lastig punt van het gastransport is dat er dus geen vaste tarieven van toepassing zijn, maar tarieven die afhangen van de omstandigheden. Dit maakt het onmoge lijk voor een afnemer om van tevoren precies uit te rekenen wat het transport kost. De bolbloemen- en bloembollentelers kunnen straks kiezen van welke leverancier zij gas willen kopen. Zij kunnen echter niet kiezen van welk net zij het gas willen afnemen. De leverancier zorgt voor de inkoop van gas op de vrije markt en heeft de plicht te zorgen voor de balancering van invoeding en afname (zie paragraaf 3.3) voor de afnemer. Bij elektriciteit heet dit programmaverantwoordelijkheid. Bij gas heet dit het shipperschap. Een shipper is iemand die zorgt voor de balancering van het gas. Doorgaans zal het shipperschap worden uitgevoerd door de leverancier. De leverancier zorgt voor de handel en de afstemming van vraag en aanbod en hij zorgt voor het contracteren va n het transport, maar hij doet fysiek helemaal niets aan de gaslevering. De leverancier meet het verbruik niet. De leverancier kan een verbruiker ook niet afsluiten van het net. De leverancier is afhankelijk van de producent/handelaar van het gas voor de beschikbaarheid van het gas als commodity (handelsgoed) en van Gasunie Transport voor het hoofdtransport en verscheidene aanvullende diensten en van de regionale netbeheerder voor de meting van het verbruik en de aanen eventuele afsluiting van het net. 3.3 Het shipperschap De shipper heeft dus tot taak de balancering van invoeding en afname van het gas. De hogedruk gasleidingen van Gasunie hebben een grote inhoud. Dat betekent dat in het transportnet van Gasunie sprake is van buffercapaciteit. In de regio nale distributienetten is dat niet het geval. De capaciteit is zoveel geringer dat verandering van afnamepatroon ook vrijwel onmiddellijk moet leiden tot een grotere afname van het betreffende GOS. Door dit verschil in afmetingen en buffercapaciteit werkt Gasunie Transport met dagbalancering met een zekere uurtolerantie. De invoeding en de afname moeten op dagbasis in evenwicht zijn. Op uurbasis mogen er beperkte afwijkingen zijn. Voor de regionale netbeheerder geldt dit niet. Voor het transport door het regionale distributienet geldt een vast © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt tarief, afhankelijk van de afstand van het GOS tot de afnemer, afhankelijk van de gevraagde maximale uurcapaciteit en van nog enkele andere parameters. De meting van het gas vindt derhalve plaats op basis van uurverbruiken voor de grote afnemers (per 1-1-2004 meer dan 170.000 m3 /jaar) en op basis van forfaitaire verbruiksprofielen voor de kleinere afnemers. In de gassector – en met name bij Gasunie Transport - wordt thans gestudeerd op de mogelijkheid van een distribut iecontract van de regionale netbeheerder met de afnemer, in plaats van met de leverancier, omdat het transport door de regionale distributieleidingen geen commerciële variatiemogelijkheden biedt. Het gasnet van Gasunie Transport wordt niet alleen gebruikt voor binnenlands verbruik, maar ook voor internationale doorvoer van het Verenigd Koninkrijk naar Duitsland, van Noorwegen naar België en Frankrijk, enzovoorts. Dit betekent dat de leidingen van Gasunie Transport soms te maken hebben met congestie. Deze congestie heeft prijsconsequenties en de hogere prijs maakt dat het aantrekkelijk wordt voor de leverancier om te zoeken naar een traject dat minder duur is. 3.4 Risico’s van de vrije gasmarkt Voor de risico’s van de vrije gasmarkt geldt tot op zekere hoogte hetzelfde als voor de elektriciteitsmarkt. De gasprijs is nog volatieler dan de elektriciteitsprijs. Het prijsaanbod van een leverancier voor een jaarcontract wordt door veel leveranciers niet langer gestand gedaan dan een uur. Ook voor gas geldt dat de verwachtingen van de handelaars en producenten van het gas voor de ontwikkeling van de gasprijs een dominante rol spelen in de prijsbewegingen. De gasprijs is tot nu toe helemaal gekoppeld aan de wereldolieprijs. Als er straks (in de komende vijf jaar) meer aanbod van buitenlands gas (VK, Noorwegen, Rusland, Algerije) op de Nederlandse markt komt, is het waarschijnlijk dat de koppeling met de olie gaat worden losgelaten en dat – evenals op de Engelse en Amerikaanse gasmarkten - sprake zal zijn van gas-to-gas competition. Bij gas, anders dan bij elektriciteit, is de beschikbare capaciteit minder afhankelijk van de investeringen in de opwekking. De gasbronnen en gasvoorraden zijn redelijk goed bekend. Algemeen wordt verwacht dat er nog voldoende gas is voor een periode van 50 tot 100 jaar, zelfs bij een flink stijgende vraag. Voor gas geldt - vergelijkbaar met elektriciteit - dat de langetermijnhandel in gas en financiële producten zoals, opties en swaps, een belangrijke rol kunnen vervullen in de risicobeperking van de prijsontwikkelingen op de gasmarkt. De Nederlandse markt is er echte nog niet klaar voor. 3.5 Leveringsperiode en tijdstip en frequentie van aanbesteden van de gasinkoop De meeste leveringscontracten voor de grootverbruikers van gas op de vrij e markt zijn contracten voor één jaar geweest. Meerjarige contracten leveren slechts zeer beperkt voordeel, want de leverancier wil wel graag leveren, maar wordt geconfronteerd met de onzekerheid in de wereldolieprijzen. De prijsverschillen in de commodityprijs voor het gas ten gevolge van concurrentie belopen doorgaans niet meer dan 0,5 eurocent/m3 . De prijsfluctuaties van week tot week kunnen gemakkelijk meer dan 1 eurocent/m3 bedragen. Ook voor gas geldt dat het tijdstip van aanbesteden doorgaans belangr ijker is dan de keuze van de leverancier. Kennis van de gasmarkt is noodzakelijk voor een goede koop.


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Bezien vanuit de positie van de bolbloemen- en bloembollentelers verdient het aanbeveling dat de eerste aanbesteding van de inkoop van gas op de vrije markt beperkt blijft tot een periode van één, of hoogstens twee jaar. Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers hun belangen bij de inkoop van gas bundelen met die van collega’s, of van andere bedrijven in de regio, en dat zij gezamenlijk professionele hulp inschakelen voor het aanbesteden van de inkoop van gas. Voor de wijze waarop het beste kan worden gecombineerd wordt verwezen naar paragraaf 3.7. Het poolen van transportcontracten speelt daarbij een belangrijke rol. 3.6 Het leveringstarief voor gas Het leveringstarief voor de commoditygas wordt uitgedrukt in eurocent/m3 . Onderscheid tussen hoog- en laagtarief is bij gas niet gebruikelijk. Het leveringstarief is niet afhankelijk van het verbruikspatroon. De huidige (januari 2002) marktprijs voor de levering van gas bedraagt circa 11 tot 11,5 eurocent/m3 . De kosten van het shipperschap worden doorgaans opgenomen in de transportkosten. Met deze gasprijs wordt een prijsvoordeel gehaald van ten hoogste 0,5 à 1 eurocent/m3 op de commodityprijs die wordt gerekend voor beschermde afnemers. Als het transporttarief wordt meegerekend, dan gaan alleen de verbruikers met een vlak afnameprofiel in kosten vooruit door de liberalisering van de gasmarkt. De afnemers met een bedrijfstijd lager dan circa 3500 uur, bijvoorbeeld de afnemers met een seizoenafhankelijk verbruiksprofiel, gaan er vrijwel allemaal op achteruit. In de aanbieding van de leverancier is altijd sprake van een bandbreedte voor het gecontracteerde volume. De bandbreedte voor het gasvolume luistert nauwer dan bij elektriciteit. 15 procent bandbreedte is min of meer maximaal. Dikwijls worden ook andere formules aangeboden voor de bandbreedte. Zo is het mogelijk voor 80 procent van het jaarvolume een vaste prijs (take or pay) af te spreken en voor de laatste 20 procent een prijs die afhangt van de kwartaalprijs van Gasunie aan het einde van de contractperiode, als de 80 procent grens wordt overschreden. Ook kan een variabele gasprijs worden afgesproken, afhankelijk van de kwartaalprijs van Gasunie. 3.7 Transporttarieven voor het gas Vanaf 1 januari 2000 hanteert Gasunie een transporttarief voor de vrije gasafnemers dat rekening houdt met de vrije gasmarkt. Dat wil zeggen dat afzonderlijk moet worden betaald voor de levering van de commoditygas en voor de transport- en aansluitdiensten. Immers, nieuwe leveranciers brengen hun eigen gas mee, maar moeten wel gebruik maken van de transportleidingen van Gasunie. Het nieuwe tarief in 2000 werd geïntroduceerd onder de naam CDS (Commodity Diensten Systeem). De belangrijkste tariefelementen in het CDS zijn de afstand tot het dichtstbijzijnde entrypoint, de afstand tot Groningen voor de levering van flexibiliteitsdiensten, de bedrijfstijd (en impliciet dus de maximale uurcapaciteit) en een regionale parameter. Het CDS is toegepast voor de transportdiensten van de afnemers groter dan 10 miljoen m3 /jaar. De belangrijkste grootheden die gecontracteerd moesten worden zijn: - basislastcapaciteit (gedefinieerd als het jaarvolume/8000 uur) - additionele capaciteit (= contractcapaciteit – basislastcapaciteit) - de genoemde afstanden en de regionale parameter. © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt Daarenboven werden enkele aanvullende diensten geboden voor: - incidentele capaciteit (voor een beperkt aantal dagen per jaar) - capaciteit uurflexibiliteit (vooral interessant voor ruimteverwarmers met een dagnachtritme). Het CDS was geschikt voor een zeer beperkt aantal grote gebruikers, maar minder voor grotere aantallen middelgrote gebruikers. Het CDS wordt daarom niet meer gehanteerd voor de tweede tranche van de vrije markt die per 1-1-2002 is vrijgekomen. Het huidige transporttarief wordt aangeduid als het trajectenstelsel. Het trajectenstelsel is een point-to-point tariff. In dit trajectenstelsel gelden in principe dezelfde basisregels als in het CDS. Het verschil is dat rekening kan worden gehouden met veel meer parameters: de lengte van het traject, de gaskwaliteit van het ingekochte gas, de grootste diameter van de pijpleiding op het traject, de benuttingsgraad van het traject, de hoeveelheid forward en backward flow. Daarnaast is sprake van een aansluittraject en van een handling fee. Een verdere uitleg van het trajectenstelsel wordt hier niet gegeven omdat het te complex is en vooral omdat het geen zin heeft de bolbloemen- en bloembollentelers hiermee lastig te vallen. De conclusie ten aanzien van het trajectenstelsel is dat de afnemer niet in staat is de kosten van het transport van tevoren te berekenen. Een globale berekening met de CDS- formule geeft een eerste indruk van de transportkosten. Een precieze berekening kan pas worden gemaakt als de leverancier alle trajecten heeft gecontracteerd. Daarbij is het van groot belang dat de leverancier de transportcontracten van meerdere afnemers mag poolen. Bij het poolen ontstaan mogelijkheden voor kostenverlaging omdat de afname van verschillende afnemers een verschillend verbruikspatroon heeft. Voor de bolbloemen- en bloembollentelers kunnen transportkosten worden bespaard door te poolen met afnemers die afnemen van hetzelfde GOS en die een verbruikspatroon hebben dat complementair is met het eigen verbruikspatroon. De zomerpiek in het verbruikspatroon van veel bolbloemen- en bloembollentelers kan gunstig worden gecombineerd met ruimteverwarmers die juist in de winter hun verbruikspiek hebben. De zomerafname kan zorgen voor een belangrijke korting op het transporttarief en wel des te meer naarmate de shipper voor zijn gezamenlijke klanten een vlakker jaarverbruiksprofiel kan bereiken. De beste pooling kan worden bereikt door een combinatie van afnemers die op hetzelfde GOS zijn aangesloten. Het kostenvoordeel van de zomerafname kan in gunstige gevallen wellicht oplopen tot circa 5 eurocent/m3 . Het verdient aanbeveling dat de bolbloemen- en bloembollentelers hun belangen bij de inkoop van gas bundelen met afnemers die zo dicht mogelijk in de buurt zitten en die een zo goed mogelijk complementair jaarverbruikspatroon hebben. 3.8 Meteraanpassing, meting en verbruiksprofielen gas Gasverbruikers met een jaarafname groter dan 170.000 m3 /jaar zullen, als zij vrij zijn op de markt, hun meters moeten aanpassen. Het gasverbruik van deze afnemers dient op uurbasis te worden gemeten en op afstand via de telefoon dagelijks te kunnen worden uitgelezen. De kosten van de meteraanpassing zijn voor de afnemer en ook de vrije telefoonlijn moet beschikbaar worden gesteld. De telefoonkosten en het databeheer zijn voor rekening van de netbeheerder. Voor de kleinverbruikers (< 170.000 m3 /jaar) zullen binnenkort verbruiksprofielen voor het gas worden vastgesteld. Het is daarbij van belang dat de profielen zo goed mogelijk overeenstemmen met het werkelijk verbruikspatroon. Het verdient aanbeveling dat KAVB zich meldt bij de sectie Netbeheer van EnergieNed voor inspraak in de gasverbruiksprofielen van de leden en dat zij er op toeziet dat de vaststelling van de profielen van de leden zo goed mogelijk recht zal doen aan het werkelijke verbruikspatroon. © DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

27-01-02


Lijst van afkortingen en vaktermen ATS-diensten Bedrijfstijd elektriciteit Bedrijfstijd gas DTe E- inkoop E-wet EZ Hoogtariefuren kWmax Laagtariefuren Normaaltariefuren

Diensten van de netbeheerder voor aansluiting, transport en systeembeheer Jaarverbruik in kWh/hoogst gemeten belasting in het jaar in kW Jaarverbruik gas/ hoogst gemeten uurverbruik gas Dienst uitvoering en Toezicht Energie Inkoop van energie of elektriciteit Elektriciteitswet 1998 Ministerie van Economische Zaken Zie normaaltariefuren Maximale belasting per jaar of per maand in kW Zie normaaltariefuren Alle uren op werkdagen tussen 07.00 uur en 23.00 uur Laagtariefuren zijn alle overige uren.

Programmaverantwoordelijkheid

PV

REB

Vergunninghouder WKK

Wettelijk gedefinieerd begrip: de verantwoordelijkheid van afnemers, niet zijnde beschermde afnemers, en vergunninghouders om programma's met betrekking tot de productie, het transport en het verbruik van elektriciteit op te stellen of te doen opstellen ten behoeve van de netbeheerders en zich met inachtneming van de voorwaarden, bedoeld in art 26 (van de E-wet) te gedragen overeenkomstig die programma's Programmaverantwoordelijkhe id; ook gebruikt als aanduiding voor de persoon of rechtspersoon die de programmaverantwoordelijkheid draagt Regulerende Energiebelasting op grond van de Wet milieubelastingen Systeemdiensten. De diensten van de netbeheerders, met name van de netbeheerder van het landelijk hoogspanningsnet, TenneT, voor de bewaking en instandhouding van spanning en frequentie van het openbare net en de regeling van internationale elektriciteitstransporten Leverancier van elektriciteit aan beschermde afnemers in de zin van de E-wet Warmte/krachtkoppeling of warmte/kracht


27-01-02

Consequenties van de liberalisering van de energiemarkt. Bijlagen. DLV Adviesgroep nv, PME Adviesbureau bv

Recommend Documents