De prijs van de elektriciteit per tariefcomponent *** Persconferentie
5 juli 2006
Guido CAMPS Directeur Controle van de prijzen en rekeningen op de elektriciteitsmarkt Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas
1
Vragen van de minister over de verwachtingen m.b.t. de elektriciteitsprijs per tariefcomponent: •
Actualisering van de gedetailleerde analyse van de elektriciteitsprijzen en van de verschillende componenten van die prijzen – hoe verhouden de prijzen zich tot die in onze buurlanden?
•
In welke mate kunnen de prijscomponenten nog dalen? Het huidige prijsniveau.
•
Welke (concrete) maatregelen kunnen er worden genomen om de daling van de prijzen te verzekeren? 2
ACTUALISERING VAN DE ANALYSE
Belgische prijzen gemiddelde FR, DE, NL, GB
Gemiddelde ind. afnemers Huishoudelijke afnemers
128%
Grote ind. afnemers
123% 118% 113% 108% 103% 100 %
98% 93% 88% 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Grote industriële typeklanten (gemiddelde "Ig" en "Ii", 6.000 en 7.000 uren) Gemiddelde industriële typeklanten (gemiddelde "Ie" en "If« , 4.000 uren) Huishoudelijke typeklanten DC 3.500 kWh per jaar, 1.300 kWh nacht 3
ACTUALISERING VAN DE ANALYSE
Gemiddelde en marginale baseload productiekosten vergeleken bij de baseload marktprijzen 6,00
5,00
c€/kWh
4,00
5,28
5,2
4,93 4,85
4,61
3,52
4,64 4,52
4,83 4,65
4,90 4,60
4,40
3,86
3,69
3,68
3,20 3,00
2,50
2,00
1,00
K L, U
K
E, N
U
L N
E D
FR
BE
0,00
id de ld e em G
Totale productiekosten op basis van gemiddelde vaste kosten en veranderlijke marginale kosten "Base load" prijs van de grootshandelmarkt
FR
,D
Gemiddelde totale productiekosten
4
Het actuele prijsniveau per tariefcomponent Componenten van de elektriciteitsprijs 1- energiecomponent 2- leveringscomponent 3- netwerktarieven (transmissie en distributie) 4- belastingen en heffingen
5
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
1. ENERGIECOMPONENT 1. Prijsindicatoren grootverbruikers (grote industriële verbruikers): Wholesale forward prijs – De marktprijzen voor de grootverbruikers (wholesale) volgen waarden die bepaald worden door de variabele productiekosten van de marginale productiecentrale (centrale die de marginale vraag naar elektriciteit dekt) – De wholesale forward prijzen vertonen een stijgende tendens als gevolg van de stijging van de brandstofprijzen.
Wholesale Forward prijzen Y+1 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00
BE FR NL DE
40,00 35,00 30,00 25,00
5/ 01 3/ / 20 02 04 2/ / 20 0 04 29 3/ 2 /0 00 3 4 28 /20 /0 04 27 4 /2 /0 00 29 5 /2 4 /0 00 6 4 27 /20 /0 04 25 7 /2 /0 00 23 8 /2 4 /0 00 9 4 22 /20 /1 04 19 0 /2 /1 00 17 1 /2 4 /1 00 19 2 /2 4 /0 00 1 4 16 /20 /0 05 16 2 /2 /0 00 18 3 /2 5 /0 00 4 5 17 /20 /0 05 16 5 /2 /0 00 14 6 /2 5 /0 00 7 5 15 /20 /0 05 13 8 /2 /0 00 11 9 /2 5 /1 00 0 5 8/ /200 11 5 6/ / 20 12 05 5/ / 20 01 05 2/ / 20 02 06 / 2/ 200 03 6 30 / 2 /0 00 3 6 3/ /20 05 06 /2 00 6
€/MWh
•
6
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
1. ENERGIECOMPONENT • De evolutie van de wholesale forward prijzen in 2006 geeft aanleiding tot het ontstaan van een gemeenschappelijke prijzenzone voor Frankrijk, Duitsland en België (in de hand gewerkt door de versterking van de transitcapaciteit tussen Frankrijk en België). • De analyse van de “Spark Spreads” en “Dark Spreads” geeft aan dat de huidige wholesale prijzen ontoereikend zijn om de rentabiliteit van de toekomstige investeringen te verzekeren. Spark Speads (SS) = groothandelsprijs elektriciteit – groothandelsprijs gas / energierendement van een gascentrale. Dark Spreads (DS) = groothandelsprijs elektriciteit – groothandelsprijs steenkool / energierendement van een steenkoolcentrale. 7
3/0 1/2 00 5 17 /01 /20 05 31 /01 /20 05 14 /02 /20 05 28 /02 /20 05 14 /03 /20 05 28 /03 /20 05 11 /04 /20 05 25 /04 /20 05 9/0 5/2 00 5 23 /05 /20 05 6/0 6/2 00 5 20 /06 /20 05 4/0 7/2 00 5 18 /07 /20 05 1/0 8/2 00 5 15 /08 /20 05 29 /08 /20 05 12 /09 /20 05 26 /09 /20 05 10 /10 /20 05 24 /10 /20 05 7/1 1/2 00 5 21 /11 /20 05 5/1 2/2 00 5 19 /12 /20 05 2/0 1/2 00 6 16 /01 /20 06 30 /01 /20 06
€/MWh
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
Evolutie Carbon Compensated Spark Spread (CCSS) forward 2006-2007 voor BE en NL
15,00
10,00
5,00
0,00
-5,00
-10,00 CCSS b BE 06
CCSS b NL 06
CCSS b NL 07
CCSS b BE 07
-15,00
-20,00
-25,00
-30,00
8
3/0 1/2 00 5 17 /01 /20 05 31 /01 /20 05 14 /02 /20 05 28 /02 /20 05 14 /03 /20 05 28 /03 /20 05 11 /04 /20 05 25 /04 /20 05 9/0 5/2 00 5 23 /05 /20 05 6/0 6/2 00 5 20 /06 /20 05 4/0 7/2 00 5 18 /07 /20 05 1/0 8/2 00 5 15 /08 /20 05 29 /08 /20 05 12 /09 /20 05 26 /09 /20 05 10 /10 /20 05 24 /10 /20 05 7/1 1/2 00 5 21 /11 /20 05 5/1 2/2 00 5 19 /12 /20 05 2/0 1/2 00 6 16 /01 /20 06 30 /01 /20 06
€/MWh
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
Evolutie Carbon Compensated Dark Spread (CCDS) forward 2006-2007 voor BE en NL
30,00
25,00
20,00
15,00 CCDS b NL 06
10,00 CCDS b BE 06
CCDS b BE 07
CCDS b NL 07
5,00
0,00
-5,00
9
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
1. ENERGIECOMPONENT 2. Prijs voor de gemiddelde industriële afnemers en de huishoudelijke afnemers laagspanning – De prijzen zijn nog grotendeels gebaseerd op de indexeringsparameters Nc en Ne.
10
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
2. LEVERINGSCOMPONENT Vergelijking van de wholesale forward prijzen (gemiddelde december 2005) met de berekende energieaankoopprijzen
120 100
Forw ard Wholesale 2006 (dec.05)
€/M Wh
80
Aankoop energie
60
Energie- en leveringscomponent huishoudelijke klanten
40
Energie- en leveringscomponent industriële klanten
20 0
1
11
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
3. NETWERKTARIEVEN Het wettelijk kader legt een “cost-plussysteem” op. 1. transmissie Evolutie sinds het begin van de regulering: van - 47% naar - 49% Voorbeeld : transf 70/36/30 kV
1.600.000 1.400.000 1.200.000 1.000.000
2,5 MW, 13,5 GWh €
800.000
Type 2 600.000 400.000 200.000 0 2001
2002
2003
2004
2005
2006
Jaar 12
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
3. NETWERKTARIEVEN 2. Distributie Dalende tendens sinds het begin van de regulering. Evolutie van de beheersbare distributiekosten tussen 2003 en 2005 – constante kEUR 2003
Toekomstige evolutie: • voortzetting “benchmarking” (evolutie beheersbare kosten); • herstructurering distributienetbeheerders, oprichting van EANDIS, INFRAX.
13
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
4. BELASTINGEN EN HEFFINGEN Vergelijking van de fiscaliteit in België en in de 4 buurlanden
Berekening bij gelijke factuur voor alle landen. België: 3e plaats, na Duitsland en Nederland, land met strenge milieuheffingen, en voor Groot-Brittannië waar slechts 5% btw wordt geheven. Wijziging t.o.v. 2004: Vlaanderen voert half 2005 energiebijdrage in ter compensatie van de inkomstenderving van de gemeenten. 14
HET HUIDIGE PRIJSNIVEAU
4. BELASTINGEN EN HEFFINGEN Vergelijking van de fiscaliteit in België en in de 4 buurlanden
België: gunstige fiscaliteit ondanks veel lokale heffingen. Belangrijke milieuheffingen in Duitsland, Nederland en Groot-Brittannië, maar herverdelingsmechanismen niet in aanmerking genomen. Wijziging t.o.v. 2004: degressiviteit en plafonnering van de federale bijdrage in 2005 wat resulteert in een verlaging in Wallonië en Brussel; Vlaanderen voert half 2005 energiebijdrage in ter compensatie van de inkomstenderving van de gemeenten. Duitsland: verhoging van de belastingen in 2005 (warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energie); Nederland: groene energie:einde aftrekbaarheid energieheffing in 2005.
15
TARIEFVOORSTELLEN Tariefverlagingen 1- Energiecomponent 2- Leveringscomponent 3- Netwerktarieven (transmissie en distributie) 4- Niet-geliberaliseerde tarieven
16
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT 1. Initiatieven in het buitenland om de prijzen onder controle te houden – Italië: “single buyer” – Frankrijk: contract openbare dienstverlening (stijging van de prijzen = inflatie) – Duitsland: langlopende contracten (bijv.: 8 jaar) – Spanje: vaste prijzen voor de verkoop van energie aan de distributeurs.
17
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT 2. Bepaling van maximumprijzen (price cap) •
Voorzien in de elektriciteitswet (art. 20, § 1)
•
Mogelijke negatieve gevolgen van de bepaling van maximumprijzen: – –
–
onmogelijkheid om te voorzien in een prijssignaal dat de werkelijke evolutie van de verschillende componenten van het tarief weerspiegelt; afhankelijk van de machtspositie van de producenten: mogelijke “squeezing” van de marges van de leveranciers (mogelijk bijkomende hinderpaal voor leveranciers die toegang zoeken tot de Belgische markt); rem op de investeringen: grotere onzekerheid en meer risico’s voor de investering (mogelijk bijkomende hinderpaal voor producenten die toegang zoeken tot de Belgische markt).
18
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT 3. Recuperatie van het financieel voordeel dat voortvloeit uit de afschrijving van de centrales : • •
Belgisch park voor de productie van thermische energie (klassiek en nucleair) afgeschreven voor het einde van de technische levensduur; recuperatie van de afschrijvingen via de tarieven op de nietgeliberaliseerde markt; – –
financieel voordeel geboekt op de “versnelde” afschrijvingen van de centrales door de producenten; recuperatie van het geboekte financiële voordeel: geen overeenkomst meer met de verwerking van de buitensporige afschrijvingen door de netbeheerder. Gecumuleerd financieel voordeel (afschrijving op 20 jaar, levensduur 40 jaar) na 20, 30 en 40 jaar 1985-2004
3.295 M€
2005-2014
3.883 M€
2015-2024
3.974 M€
(hypothesen: Belgisch nucleair park: 5.803 MW, percentage: 6%) 19
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT 4. Verlenging van de wettelijke levensduur van de bestaande centrales : • • •
de huidige wholesale forward prijzen zijn niet bevorderlijk voor de bouw van nieuwe centrales; de concentratie van de nieuwe investeringen in de gascentrales, het scenario van de uitstap uit de kernenergie, de kosten van de “Kyotonormen” (CO2-emissies) wijzen in de richting van een prijsstijging; In het buitenland worden initiatieven genomen om de levensduur van de kerncentrales te verlengen (bijvoorbeeld: centrale van Borssele in Nederland, aanbevelingen Cap Gemini voor Duitsland (1), Lehman Brothers voor Frankrijk (2) en Oxford Institute for Energy Studies in Groot-Brittannië (3)).
(1) Cap Gemini, European Energy Market Observatory, 2004 and Winter 2004/2005 data set, zevende uitgave, oktober 2005. (2) Lehman Brothers, Energy & Power, Global Equity Research France – Electricité de France. (3) Oxford Institute for Energy Studies, Natural Gas Research Programme, Future Natural Gas Demand in Europe, The Importance of the Power Sector, Anouk Honoré, januari 2006. 20
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT Raming voor het Belgische nucleair park Verlenging van de levensduur van 40 jaar tot
50 jaar
60 jaar
Gecumuleerde bijkomende kosten in M€
778
4.406
Gecumuleerde bijkomende marge in M€
8.371
13.046
Gecumuleerde winst voor de exploitant in de huidige marktomstandigheden in M€
7.593
8.640
(hypothesen Belgisch nucleair park: 5.803 MW; percentage: 6%; waarden 2005 hypothesen bijkomende kostprijs: extrapolatie waarden Borssele)
21
TARIEFVERLAGINGEN
1. ENERGIECOMPONENT De verlenging van de levensduur van een kerncentrale vermindert de jaarlijkse afschrijvingskosten, maar genereert bijkomende inkomsten voor de exploitant. Dat extra voordeel kan gedeeld worden met de afnemer (vb.: voor de Nederlandse centrale in Borssele storten de aandeelhouders 250 miljoen euro in een fonds voor de ontwikkeling van duurzame energie – akkoord met de Nederlandse overheid).
22
TARIEFVERLAGINGEN
2 – LEVERINGSCOMPONENT Er is te weinig gedetailleerde informatie beschikbaar voor een nauwkeurige analyse van deze component.
23
TARIEFVERLAGINGEN
3. NETWERKTARIEVEN Die tarieven behoren vandaag tot de bevoegdheid van de CREG en zijn de voorbije vier jaar zowel voor de transmissie als voor de distributie in dalende lijn gegaan. Het systeem is wettelijk gebaseerd op een “cost-plussysteem” (de CREG moet bewijzen dat bepaalde kosten niet gerechtvaardigd zijn). Mogelijkheid om over te stappen op een “price-capsysteem”. Een “price-capsysteem” houdt in ieder geval in dat de bewijslast voor de rechtvaardiging van de kosten bij de beheerders van het transmissie- en distributienet ligt. Voor de overschakeling op een “price-capsysteem” moeten de wetteksten aangepast worden. Het aangekondigde onderzoek van het patrimonium van distributienetbeheerders kan resulteren in een lagere billijke retributie.
de
24
TARIEFVERLAGINGEN
Volgens het onderzoek van Frontier Economics ”The practicalities of incentive regulation in GB - A report prepared for the CREG, January 2006” is dat goed voor een daling van 4,6% per jaar over de periode van 30 jaar die voorafgaat aan 2005. In België heeft de actie van de CREG van 2003 tot 2006 een verlaging van de beheersbare distributiekosten van 7,62% per jaar opgeleverd. 25
TARIEFVERLAGINGEN
4. NIET-GELIBERALISEERDE TARIEVEN Optimaal gebruik van het fonds ter ondersteuning van de plaatsing van meters met tweevoudig uurtarief.
26
TARIEFVERLAGINGEN
5. MEERJARENNETWERKTARIEVEN • van toepassing vanaf 01/01/2008 • bespreking en redactie van het KB sinds november 2005
27
Dank u voor uw aandacht De prijs van de elektriciteit per tariefcomponent *** Persconferentie
5 juli 2006
Guido CAMPS Directeur Controle van de prijzen en rekeningen op de elektriciteitsmarkt Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas
28
