Plaats en datum Ons kenmerk Uw kenmerk Utrecht, 17 september 2007 Br-secr. 110N -

Ministerie van Economische Zaken T.a.v. de heer Ir. E.C.R.H. Eijkelberg Postbus 20101 2500 EL DEN HAAG

cc. Ministerie van Economische Zaken t.a.v. de heer Drs. M. Buys. Plaats en datum

Ons kenmerk

Uw kenmerk

Utrecht, 17 september 2007

Br-secr. 110N

-

Onderwerp: SDE-voorstellen

n.a.v. gesprek 6 juni j.l.

Geachte heer Eijkelberg, Op 6 juni 2007 hebben wij met u de hoofdlijnen van de nieuwe stimuleringsregeling voor Duurzame Energie besproken. Eén van de belangrijke verbeteringen ten opzichte van de oude MEP-regeling is de relatie tussen de actuele elektriciteitsprijs en de hoogte van de uit te keren SDE-bijdrage, zoals deze in de Artikelen 12 tot en met 15 van de concept AMvB is gedefinieerd en nader in Ministeriële Regelingen zal worden uitgewerkt. Tijdens het gesprek op 6 juni heeft u ons gevraagd met nadere voorstellen te komen voor: De vaststelling van de “basiselektriciteitsprijs” voor windenergie, zoals gedefinieerd in Artikel 13 van de AMvB, geldend op het moment van toekenning van de SDE-bijdrage. De jaarlijks vast te stellen “elektriciteitsprijs”, op basis waarvan het in de beschikking vastgestelde “basisbedrag” van de SDE-bijdrage wordt gecorrigeerd. De relatie tussen de ondergrens van de “basiselektriciteitsprijs” en de rendementseis, die door de exploitant wordt gesteld om het risico te compenseren, dat de “elektriciteitsprijs” in enig jaar onder de “basiselektriciteitsprijs” uitkomt. Hierbij treft u onze voorstellen aan.

Korte Elisabethstraat 6 3511 JG Utrecht Tel (030) 2316977 Fax (030) 2341176 E-mail [email protected] www.nwea.nl KvK 30205283 BTW nr. 8150.88.826.B01

1. “Basiselektriciteitsprijs” Voor de bepaling van de “onrendabele top” met behulp van het OT-model maakt ECN gebruik van een gemiddelde elektriciteitsprijs, die is gebaseerd op de lange termijn verwachting voor de elektriciteitsprijs, zoals die periodiek door ECN Beleidsstudies in opdracht van uw Ministerie ten behoeve van diverse doorrekeningen en scenario’s wordt vastgesteld. Deze gemiddelde elektriciteitsprijs is gebaseerd op het gemiddelde van de verwachting over een periode van 15 jaar, zijnde de evaluatieduur van voorheen de MEPbijdrage en thans de SDE-bijdrage. ECN corrigeert de aldus berekende elektriciteitsprijs met een aftrek voor “risicoafslag”, alvorens ECN deze prijs invoert in het OT-model. In aanvulling op de door ECN hiervoor gehanteerde overwegingen brengen wij het volgende onder uw aandacht: Bij windenergie is sprake van aanzienlijke jaarlijkse schommelingen in het windaanbod, die grote fluctuaties in de energieopbrengst tot gevolg hebben. Variaties van 15% zijn geen uitzondering. In een windarm jaar heeft de exploitant dus te maken met lagere inkomsten uit grijze stroom en uit de SDE-bijdrage. In windrijke jaren wordt dit gedeeltelijk goedgemaakt, maar de SDE-bijdrage in enig jaar is begrensd. De door ECN gehanteerde scenario’s gaan uit van een licht stijgende elektriciteitsprijs. De eerste jaren ligt de werkelijke elektriciteitsprijs dus lager dan de met behulp van dit scenario berekende LT-gemiddelde elektriciteitsprijs. In de eerste jaren zou dus aldus een niet kostendekkende SDE-bijdrage worden ontvangen (netto contant zou deze methode zonder correctie leiden tot ondersubsidiëring). De werkelijke ontwikkeling van de lange termijn elektriciteitsprijs is onzeker. Wanneer de SDE-bijdrage éénmaal is vastgesteld, ligt het risico van de ontwikkeling van de elektriciteitsprijzen geheel bij de exploitant. NWEA stelt voor de ECN methodiek voor de elektriciteitsprijs waarop de SDE-toekenning wordt gebaseerd te blijven hanteren, waarbij voor de genoemde risico’s gezamenlijk een afslag van 15% wordt gehanteerd. De resulterende elektriciteitsprijs is daarmee gebaseerd op een scenario dat in opdracht van uw Ministerie is ontwikkeld en dat door uw Ministerie en anderen ook voor andere doeleinden wordt gehanteerd. NWEA acht het ongewenst wanneer voor de bepaling van de SDE-bijdrage voor windenergie een afwijkend scenario en/of een afwijkende elektriciteitsprijs wordt gehanteerd. “Kosten onbalans” In het OT-model wordt de “Marktprijs stroom” verminderd met een post “Kosten onbalans” om te komen tot de uiteindelijke prijs, die een exploitant ontvangt voor de levering van de geproduceerde elektriciteit. De post “Kosten onbalans” omvat de vergoeding voor het management en de uitvoering van de Programma Verantwoordelijkheid en de kosten van eventuele boetes in geval sprake is van onbalans. In de meest recente versie van het OT-model is deze post voor windenergie begroot op € 6/MWh. Er zijn geen partijen in de markt die het management en de uitvoering van Programma Verantwoordelijkheid én de boetes voor eventueel optredende onbalans op zich


willen nemen voor dit bedrag. Een meer realistische, in de markt geldende vergoeding is € 10/MWh, uitgaande van een grijze stroomprijs circa € 54/MWh. Daarnaast zal bij stijgende elektriciteitsprijzen de boete voor onbalans, c.q. de kosten voor de inkoop en inzet van regelvermogen door TenneT, stijgen. Dit komt thans niet tot uiting in de gehanteerde vaste vergoeding van € 6/MWh. NWEA meent dan ook dat de post “Kosten onbalans”, die tevens een vergoeding omvat voor het management en de uitvoering van de Programma Verantwoordelijkheid, te laag is begroot. NWEA acht hiervoor een vergoeding van 15% van de elektriciteitsprijs meer in overeenstemming met de realiteit. Op basis van bovenstaande stelt NWEA voor de volgende “basiselektriciteitsprijs” te hanteren voor de vaststelling van de SDE-bijdrage: “basiselektriciteitsprijs” (inclusief “kosten onbalans”) = ((gemiddelde el-prijs volgens ECN scenario over 15 jaar) – 15%) – 15% In het NWEA advies van januari 2007 voor een verbeterde MEP regeling en de doorrekening van dit advies door KEMA en Ecofys is deze definitie gebruikt. Het Transitieplatform Offshore Windenergie (TOW) heeft in haar advies voor de ontwikkeling van offshore windenergie aangegeven dat bij windenergie de kosten in verband met van management en uitvoering Programma Verantwoordelijkheid en de kosten voor onbalans gesocialiseerd zouden moeten worden en door de elektriciteitsector (door middel van een omslag via het tarief voor systeemdiensten) gedragen zouden moeten worden. Volgens TOW is balanshandhaving van het net een taak van de beheerder van het landelijk net. Het huidige kostenverdeelsysteem sluit niet aan bij het karakter van windenergie. Volgens TOW rechtvaardigt het belang van windenergie dat de “kosten onbalans” over alle gebruikers worden verdeeld. NWEA steunt dit voorstel. Bijkomend voordeel van het TOW voorstel is dat hierdoor de door de Rijksoverheid te verstrekken SDE-bijdrage verminderd kan worden. 2. Jaarlijks vast te stellen “elektriciteitsprijs” In de AMvB is aangegeven, dat jaarlijks een actuele “elektriciteitsprijs” wordt vastgesteld. De werkelijk in enig jaar uit te keren SDE-bijdrage wordt op basis van deze “elektriciteitsprijs” berekend. NWEA is verheugd te constateren dat deze systematiek, waarvoor zij altijd heeft gepleit, in de AMvB is opgenomen. NWEA stelt voor deze elektriciteitsprijs te baseren op de ENDEX “forecast one-year-ahead” van de elektriciteitsprijs. Voor deze forecast bestaat een transparante, openbare markt. De ENDEX prijzen worden gepubliceerd (zie: www.Endex.nl ). NWEA stelt voor telkens de elektriciteitsprijs voor het komende jaar (n) in oktober van het lopende jaar (n-1) vast te stellen aan de hand van de gemiddelde ENDEXbaseload voor jaar (n) over de periode van 1 oktober van jaar (n-2) tot en met 30 september van jaar (n-1).


De aldus verkregen vergoeding wordt, analoog aan de “basiselektriciteitsprijs” gecorrigeerd met 15% voor risico en windaanbod en met 15% voor “kosten onbalans”. 30 sep (n-1)

“elektriciteitsprijs (n)” = ((gemiddelde 1 okt (n-2)

(ENDEXbaseload (n) – 15%) – 15%)

Wij hebben begrepen dat in de AMvB (de mogelijkheid) is opgenomen dat een voorschot wordt vastgesteld op basis van de verwachting van de “elektriciteitsprijs” in het komende jaar, maar dat achteraf bij de vaststelling van de SDE-bijdrage wordt uitgegaan van de werkelijke “elektriciteitsprijs”. NWEA is geen voorstander van deze systematiek: Gegeven de fluctuaties op de elektriciteitsmarkt leidt uitbetaling op basis van voorschotten en jaarlijkse correctie achteraf tot veel extra administratieve rompslomp zowel voor de uitvoeringsinstantie als voor de exploitant. Pas na correctie is bekend hoeveel middelen beschikbaar zijn voor aflossing, onderhoud en voorzieningen. De exploitant kan zijn jaarrekening pas afsluiten (en zijn aangifte Vpb opstellen) als de correctie is vastgesteld. Dit is een ongewenste administratieve belasting zonder aanwijsbaar voordeel. Een correctie aan de hand van de prijsontwikkeling, die achteraf plaatsvindt, leidt tot extra onzekerheid tijdens de exploitatiefase. Dit vertaalt zich voor de exploitant in hogere financieringskosten. Als er veel windaanbod is, produceren de windturbines veel elektriciteit en daalt de prijs op de energiemarkt. Bij een correctie / vaststelling van de werkelijke elektriciteitsprijs na afloop van het jaar zou feitelijk rekening gehouden moeten worden met deze correlatie. Dat maakt de vaststelling voor de uitvoeringsinstantie nog complexer. De uitvoeringskosten en extra administratieve lasten nemen nog verder toe. 3. Relatie hoogte “basiselektriciteitsprijs” en rendementseis exploitant In de concept AMvB zijn de SDE-bijdrage en de “elektriciteitsprijs” communicerende vaten. Wanneer de “elektriciteitsprijs” daalt onder het niveau van de “basiselektriciteitsprijs” wordt de SDE-bijdrage begrensd op het in de beschikking vastgelegde niveau (zie Artikel 15.1a.). Des te lager de door de overheid vastgestelde “basiselektriciteitsprijs”, des te lager is het risico voor de exploitant; maar des te groter is de budgettaire reservering, die de overheid voor de SDE bijdragen moet maken (met een gerede kans dat deze budgetten maar gedeeltelijk worden uitgekeerd). U heeft ons gevraagd of en zo ja, welke relatie bestaat tussen de hoogte van de “basiselektriciteitsprijs” en de rendementseis van de exploitant. Uiteraard is er een verband. Dit verband is echter niet eenduidig te bepalen. Op basis van een analyse van historische gegevens blijkt het volgende. In het verleden varieerde de baseload-prijs voor elektriciteit tussen circa € 20 en € 60 per MWh. Uit diverse studies blijkt dat verwachtingen voor de toekomst veelal gebaseerd zijn op


de recente ontwikkeling van de elektriciteitsprijs. Een goede verwachting blijft toch slechts een verwachting. In dat licht bezien lijkt de beste benadering voor de elektriciteitsprijs te bestaan uit een normale verdeling met µ = 40 (= gemiddelde “basiselektriciteitsprijs”) en σ ≈ 6 (= standaardafwijking). Op basis van deze verdeling kan de “onderschrijdingskans” (en daarmee het exploitatierisico) voor elke waarde van de “basiselektriciteitsprijs” worden vastgesteld. Enkele rekenvoorbeelden: Voor een “basiselektriciteitsprijs” ≤ € 20/MWh is deze kans ≈ 0; Voor een “basiselektriciteitsprijs” van € 28/MWh (µ-2σ) is deze kans ≈ 2,5%; Voor een “basiselektriciteitsprijs” van € 34/MWh (µ-σ) is deze kans ≈ 16%; Voor een “basiselektriciteitsprijs” van € 40/MWh (µ) is deze kans 50%. NWEA is er evenwel geen voorstander van dit risico separaat te vertalen in een hoger “rendement op EV” in het OT-model. NWEA meent dat met een correctie van 15% op de lange termijn verwachting van de elektriciteitsprijs, dit risico én de eerder genoemde risico elementen op uitvoeringstechnisch eenvoudige wijze en afdoende zijn afgedekt. Wij gaan ervan uit met onze voorstellen, die zowel toepasbaar zijn voor windenergie op land als voor windenergie op zee, constructief te hebben bijgedragen aan een deugdelijke, billijke en op termijn houdbare SDE-regeling voor windenergie. Met vriendelijke groet, Nederlandse Wind Energie Associatie NWEA

Joop Lasseur, voorzitter


Plaats en datum Ons kenmerk Uw kenmerk Utrecht, 17 september 2007 Br-secr. 110N -

Recommend Documents