Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS
JAARVERSLAG 2004 AAN DE EUROPESE COMMISSIE
19 juli 2005
1 WOORD VOORAF Met het onderhavige jaarverslag 2004 beoogt de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) te voldoen aan de rapporteringsverplichtingen die de artikelen 3(6), 4, 23(1) en (8) van de richtlijn 2003/54/EG van 26 juni 2003 betreffende gemeenschappelijke
regels
voor
de
interne
markt
voor
elektriciteit
en
de
artikelen 3(9), 5, 25(1) en (8) van de richtlijn 2003/55/EG van 26 juni 2003 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas aan België als lidstaat van de Europese Unie opleggen. Uiteraard heeft de CREG die niet op haar eentje gedaan. Zij heeft hiervoor beroep gedaan en ook kunnen rekenen op de loyale medewerking van de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG), de Commission wallonne pour l’Energie (CWaPE) en het Bestuur Energie van de Federale Overheidsdienst voor Economie, KMO, Middenstand en Energie. Het is de eerste keer dat dergelijk jaarverslag diende te worden opgesteld. Dit bleek meteen bij het opstellen ervan. Zo rees de vraag of dit jaarverslag op het voorbije kalenderjaar diende te slaan, dan wel op het jaar tussen 1 augustus 2004 en 31 juli 2005. Als goede Belgische instantie heeft de CREG voor een Belgisch compromis gekozen: het jaarverslag 2004 behandelt – zoals zijn naam het zegt – het kalenderjaar 2004, maar bespreekt onder de hoofding “toekomstige projecten” ontwikkelingen die zich aankondigen voor 2005 zo ze al niet in 2005 gerealiseerd werden. Hopelijk was dit een goed compromis. Minder goed is waarschijnlijk het feit dat de CREG niet heeft kunnen rekenen op de input van het Brussels Instituut voor Milieubeheer (BIM). Dit heeft tot gevolg dat alleen de publiek toegankelijke informatie inzake het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest of de informatie die de CREG toevallig zelf heeft, in dit jaarverslag is verwerkt.
De Brusselse Hoofdstedelijke
Regering werkt eraan om hieraan te verhelpen. Deze lacune valt ongetwijfeld dan ook te beschouwen als een kinderziekte eigen aan een eerste uitvoering van een toch wel belangrijke,
maar
ook
allesomvattende
rapporteringsverplichting.
Hopelijk
is
deze
kinderziekte verschoonbaar. Deze kinderziekte toont in ieder geval het belang aan van het bepaalde in artikel 23(7) van de elektriciteitsrichtlijn en artikel 25(7) van de gasrichtlijn volgens welke de regelgevende instanties in staat moeten worden gesteld om onder andere hun rapporteringsverplichting naar de Europese Commissie toe te kunnen nakomen. Het volstaat daartoe niet een
2/88
personeelskader formeel op te stellen; de regelgevende instanties moeten ook de middelen hebben om dit kader effectief op te vullen op een manier dat zij hun medewerkers nadat deze enige ervaring hebben opgedaan, niet in overdreven mate verliezen aan de ondernemingen actief op de elektriciteits- of gasmarkt. De overige mogelijke kinderziekten heeft de CREG proberen te voorkomen. Indien zij daarin desondanks niet zou geslaagd zijn, hoopt zij dat deze kinderziekten ook verschoonbaar zijn en dat zij ervan zal op de hoogte worden gebracht. Aldus kan zij ze voor het volgende jaarverslag effectiever bestrijden. In bijlage bij dit rapport zijn nog een reeks tabellen opgenomen met data die dit rapport verder aanvullen.
3/88
2 Belangrijkste ontwikkelingen in het voorbije jaar In België delen de federale overheid en de gewesten de bevoegdheid over de elektriciteitsen gasmarkt. De bevoegdheden zijn verdeeld over verschillende instanties.
De federale overheid is bevoegd voor:
de elektriciteits- en aardgastarieven
het hoogspanningsnet van elektriciteit met een spanning van meer dan 70 kilovolt (kV)
de opslag en het vervoer van aardgas
de productie van elektriciteit (met uitzondering van de productie van milieuvriendelijke energie)
kernenergie
De Gewesten zijn bevoegd voor:
de distributie van elektriciteit via netten met een spanning van minder dan of gelijk aan 70 kilovolt (kV)
de distributie van aardgas
milieuvriendelijke energie (milieuvriendelijke energie en elektriciteit uit warmtekrachtkoppeling)
rationeel energiegebruik
De Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) De CREG is de federale regulator in België. De kerngegevens van dit orgaan worden hieronder gegeven: a. Samenstelling van de CREG De CREG heeft twee organen: de Algemene Raad, die eens per maand samenkomt en een directiecomité die iedere week samenkomt.
4/88
Het directiecomité is verantwoordelijk voor het gehele bestuur van de CREG en neemt alle acties die noodzakelijk en nuttig zijn voor de uitvoering van zijn taken. Het directiecomité is samengesteld uit zes leden, onder wie een voorzitter, en is in zes directies georganiseerd: - marktcontentieux; - technische werking van de elektriciteitsmarkt; - technische werking van de gasmarkt; - controle op de prijzen en de rekeningen op de elektriciteitsmarkt; - controle op de prijzen en de rekeningen op de aardgasmarkt; - administratieve zaken. De Algemene Raad van de CREG is samengesteld uit vertegenwoordigers van de federale regering,
werkgeversorganisaties,
werknemersorganisaties,
milieuorganisaties,
elektriciteitsproducenten, netbeheerders, leveranciers, tussenpersonen en consumenten. De taak van de Algemene Raad is: 1. de algemene richting van de toepassing van de gas- en elektriciteitswet bepalen; 2. het evalueren van de manier waarop de directies hun taken uitvoeren en het formuleren van suggesties naar de Minister en het directiecomité toe; 3. advies geven omtrent elke materie die door het directiecomité voorgesteld wordt; 4. als discussieforum optreden over de doelen en strategieën in de elektriciteits- en gassector. b. Belangrijkste statutaire doelen en bevoegdheden De CREG heeft de taak om als adviseur op te treden naar de autoriteiten toe aangaande het functioneren en de organisatie van de markt voor elektriciteit en gas. Verder heeft de CREG een algemene taak van toezicht en controle van de elektriciteits- en de gaswet. Om deze doelen te bereiken, kunnen de belangrijkste taken van de CREG als volgt worden samengevat: 1. adviezen geven en voorstellen uitbrengen daar waar dit voorzien is in de wetgeving; 2. studies en onderzoeken uitvoeren betreffende de elektriciteits- en gasmarkt; 3. samenwerking met de Belgische concurrentieautoriteiten; 4. verwerken van aanvragen voor toelating van de constructie van nieuwe elektriciteitsproductiefaciliteiten en voor toelatingen voor gasvervoer;
5/88
5. opstellen van een indicatief programma voor productie van elektriciteit en voor de bevoorrading in aardgas; 6. goedkeuren van de tarieven van de transmissie- en distributienetbeheerders; 7. controle op de aanwezigheid van kruissubsidiëring; 8. controle op de onafhankelijkheid van de transmissienetbeheerder; 9. controle op de bevoorradingszekerheid en zo nodig hieromtrent aanbevelingen doen. Het directiecomité is het enige orgaan van de CREG dat bindende beslissingen kan nemen; deze beslissingsmacht betreft de goedkeuring of verwerping van de tarieven van de transmissie- en distributienetbeheerders en de vervoersondernemingen, alsook de goedkeuring of verwerping van de algemene contractuele voorwaarden die de toegang tot en het gebruik van het transmissienet voor elektriciteit en het aardgasvervoersnet regelen. Over andere materies kan de CREG adviezen uitbrengen, voorstellen opmaken of studies uitvoeren. De beslissingen worden echter genomen door de Minister van Energie en de federale regering. c. Onafhankelijkheid en aansprakelijkheid Volgens de elektriciteitswet en de gaswet is de CREG een autonome rechtspersoon. De zes leden van het directiecomité worden door de regering voor een hernieuwbare termijn van zes jaren aangeduid. Zij zijn onderworpen aan strikte onafhankelijksvereisten ten aanzien van de
elektriciteits-
en
aardgassector
en
ten
aanzien
van
de
hoogste
politieke
overheidsorganen. Het directiecomité staat onder het algemene toezicht van de Algemene Raad. De leden van deze Raad worden door de regering aangeduid. Het directiecomité moet jaarlijks een begroting voor de CREG opstellen. Deze begroting moet door de regering voor het komende jaar goedgekeurd worden. Na elk jaar moet de CREG de jaarlijkse rekeningen voorleggen en moet deze naar de Minister sturen, samen met het rapport van de bedrijfsrevisor. Beslissingen van de CREG kunnen voor burgerlijke en administratieve rechtbanken aangevochten worden.
6/88
d. Beschikbare juridische middelen voor de uitvoering van zijn taak Om zijn opdrachten te kunnen uitvoeren, kan de CREG alle noodzakelijke informatie opvragen van de transmissie- en distributienetbeheerders, de producenten, leveranciers en tussenpersonen die beweren die actief op de Belgische markt zijn. De CREG kan een controle ter plaatse uitvoeren van de rekeningen. De CREG kan ook administratieve geldboetes opleggen in het geval dat een onderneming weigert aan de bepalingen van de elektriciteitswet of de gaswet te voldoen. Toekomstig project Op 1 juni 2005 heeft het federale parlement twee wetten aangenomen die de tweede elektriciteits- en gasrichtlijnen beogen uit te voeren. Deze wetten wijzigen verschillende bevoegdheden en middelen van de CREG. Ten gevolge van deze wetten zal bijvoorbeeld de bevoegdheid tot goedkeuring van de nettarieven niet langer meer exclusief aan de CREG toekomen, maar wordt deze verdeeld tussen de CREG en de federale regering. Ook gaat bijvoorbeeld de bevoegdheid inzake de bevoorradingszekerheid die de CREG had, over naar de federale administratie.
De Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG) De VREG is de gewestelijke regulator in het Vlaamse Gewest. De kerngegevens van dit orgaan worden hieronder gegeven.
a. Samenstelling van de regulerende Commissie De reguleringsinstantie wordt geleid door een dagelijks bestuur bestaande uit een voorzitter en drie beheerders. Zij worden aangesteld door de Vlaamse regering. . De voorzitter zit de vergaderingen van het dagelijks bestuur voor en heeft een doorslaggevende stem bij staking van stemmen. b. Belangrijkste statutaire doelen en bevoegdheden De VREG heeft als taak om passende en doelmatige mechanismen te ontwikkelen voor regulering, controle en transparantie voor de Vlaamse elektriciteitsmarkt.
7/88
De reguleringsinstantie heeft een algemene taak van toezicht en controle op de toepassing van de betreffende decreten en reglementen en een regulerende en raadgevende taak ten behoeve van de Vlaamse regering inzake de organisatie en de werking van de Vlaamse elektriciteitsmarkt. Daarvoor zal de regulerende instantie: 1. gemotiveerde adviezen geven en voorstellen voorleggen waar wettelijk bepaald; 2. op eigen initiatief of op verzoek van de minister of de Vlaamse regering studies uitvoeren; 3. de netbeheerders aanwijzen en de controle uitoefenen op de conformiteit van de netbeheerders met de criteria zoals ze zijn opgesteld volgens de bepalingen; 4. leveringsvergunningen afleveren en de controle uitoefenen op de conformiteit van houders van een leveringsvergunning; 5. een technisch reglement opstellen voor het beheer van het distributienet, de toegang ertoe en de vereisten voor het aanleggen van directe lijnen en controle uitoefenen op de toepassing ervan; 6. een gedragscode voor de toegang tot het net opstellen; 7. controle uitoefenen op de uitvoering van de openbaredienstverplichtingen; 8. het energiefonds beheren; 9. geschillen beslechten die betrekking hebben op de toegang tot het distributienet, met uitzondering evenwel van de geschillen inzake contractuele rechten en verbintenissen; 10. alle andere taken uitvoeren die haar door decreten, besluiten, reglementen en beslissingen
van
de
Vlaamse
regering
betreffende
de
organisatie
van
de
elektriciteitsmarkt worden toevertrouwd. De VREG richt bovendien een bemiddelings- en arbitragedienst in voor geschillen betreffende de toegang tot het distributienet, de toepassing van het technisch reglement en de gedragscode c. Onafhankelijkheid en aansprakelijkheid Volgens het elektriciteitsdecreet en het gasdecreet is de VREG een autonome rechtspersoon. De reguleringsinstantie staat onder toezicht van de Vlaamse regering. Het toezicht wordt uitgeoefend door een regeringscommissaris die wordt benoemd en ontslagen door de
8/88
Vlaamse regering. De reguleringsinstantie brengt jaarlijks vóór 30 mei verslag uit aan de Vlaamse regering over haar werkzaamheden d. Beschikbare juridische middelen voor de uitvoering van zijn taak De VREG kan een producent, een netbeheerder of de houder van een leveringsvergunning de gegevens en inlichtingen vragen die nodig zijn voor de uitvoering van haar taken. Diegene aan wie een vraag is gericht om gegevens en inlichtingen te verstrekken, is verplicht binnen de door de reguleringsinstantie gestelde termijn alle medewerking te verlenen. De VREG kan ook administratieve geldboetes toekennen in het geval dat een onderneming weigert aan de bepalingen van het elektriciteitsdecreet of het gasdecreet te voldoen.
De Commission Wallonne Pour l’Energie (CWaPE) De CWaPE is de gewestelijke regulator in het Waalse Gewest. De kerngegevens van dit orgaan worden hieronder gegeven. a. Samenstelling van de regulerende Commissie Het directiecomité van de CWaPE is verantwoordelijk voor het gehele bestuur en neemt alle acties die noodzakelijk en nuttig zijn voor de uitvoering van zijn taken. De CWaPE bestaat uit een voorzitter en vier bestuurders benoemd door de Waalse Regering na een openbare oproep tot de kandidaten voor een hernieuwbare termijn van (vijf jaar). De diensten van de CWaPE worden georganiseerd in vier directies: -een directie voor de technische werking van de (elektriciteitsmarkt); -een directie voor de controle van de plichten van openbare dienst en van de methoden ter bevordering van milieuvriendelijke energie; - een administratieve directie; - een directie voor de technische werking van de gasmarkt en de mechanismen voor de promotie van gas uit hernieuwbare bronnen.
9/88
b. Belangrijkste statutaire doelen en bevoegdheden De CWaPE heeft, enerzijds, een opdracht van advies bij de overheid inzake de organisatie en de werking van de gewestelijke elektriciteitsmarkt en, anderzijds, een opdracht van toezicht op en controle van de toepassing van de desbetreffende decreten en besluiten. De CWaPE is namelijk belast met volgende taken : 1. het uitbrengen van gemotiveerde adviezen en voorstellen; 2. op eigen initiatief of op verzoek van de minister of van de Waalse regering, het voeren van onderzoeken en studies betreffende de elektriciteitsmarkt; 3. het opstellen van het technisch reglement in overleg met de netbeheerders en de controle op de toepassing daarvan; 4. de controle op de uitvoering van het aanpassingsplan door de netbeheerders; 5. de controle op de inachtneming van de voorwaarden waaronder de in aanmerking komende afnemers vallen; 6.de controle op de inachtneming van de voorwaarden met betrekking tot de vergunningen afgeleverd voor de aanleg van nieuwe directe lijnen; 7. de controle op de inachtneming van de voorwaarden om erkend te worden als leverancier van milieuvriendelijke elektriciteit; 8. de controle op en de raming van de tegeldemaking van de openbaredienstverplichtingen; 9. de bepaling van de methode voor de berekening van de werkelijke kosten van de openbaredienstplichtingen en de controle op de berekeningen uitgevoerd door elk betrokken bedrijf overeenkomstig die methodologie; 10. de controle op de inachtneming van de hoeveelheden elektriciteit geproduceerd op grond van hernieuwbare energiebronnen of van warmtekrachtkoppelingsinstallaties; 11. de aflevering van de getuigschriften voor de productie van milieuvriendelijke elektriciteit; 12. de bepaling van het bedrag van de administratieve geldboetes; 13. de samenwerking met de personen die een regulerende rol hebben ten aanzien van de elektriciteitsmarkt. De CWaPE richt ook een bemiddelings- en arbitragedienst in voor geschillen betreffende de toegang tot het net en de toepassing van het technisch reglement. De CWaPE neemt het secretariaat van deze dienst waar.
10/88
c. Onafhankelijkheid en aansprakelijkheid Volgens het elektriciteitsdecreet en het gasdecreet is de CWaPE een autonoom rechtspersoon. De CWaPE is onderworpen aan de controle van de Waalse regering door toedoen van twee commissarissen die worden benoemd en ontslagen door de Waalse regering. De CWaPE legt jaarlijks aan de Waalse regering een verslag voor over de uitvoering van haar opdrachten en de ontwikkeling van de gewestelijke elektriciteitsmarkt. De Waalse minister bevoegd voor energie deelt dit verslag uiterlijk voor het eerste semester mee aan de Waalse Parlement. Hij zorgt voor een gepaste bekendmaking van het verslag. De commissarissen van de Waalse regering maken elk jaar een evaluatieverslag op betreffende de werkzaamheden van de CWaPE dat bestemd is voor de Waalse regering d. Beschikbare juridische middelen voor de uitvoering van zijn taak Bij de uitvoering van de taken die haar worden opgelegd, kan de CWaPE van de netbeheerders alsook van de producenten, distributeurs en tussenpersonen die actief zijn in het Waalse Gewest, alle nodige inlichtingen vorderen. Zij kan overgaan tot een controle van hun rekeningen ter plaatse. De CWaPE kan ook administratieve geldboetes opleggen in het geval dat een onderneming weigert aan de bepalingen van het elektriciteits- of het gasdecreet te voldoen.
Het Brussels Instituut voor Milieubeheer (BIM) Het BIM is de administratie voor leefmilieu en energie van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. De kerngegevens van dit orgaan worden hieronder gegeven. a.
Samenstelling van de regulerende Commissie
Het BIM wordt vertegenwoordigd en beheerd door de Brusselse Hoofdstedelijke regering. De Brusselse Hoofdstedelijke regering is bevoegd om alle daden van beheer te stellen. Het dagelijks bestuur van het BIM wordt waargenomen door een leidend ambtenaar en een adjunct-leidend ambtenaar die door de Brusselse Hoofdstedelijke regering worden aangesteld.
11/88
b. Belangrijkste statutaire doelen en bevoegdheden Betreffende energie is het BIM belast met volgende taken: 1. het verwezenlijken van onderzoeken en studies betreffende het leefmilieu en de energie; 2. het verstrekken van adviezen betreffende het leefmilieu en de energie, uit eigen beweging of op verzoek van de Brusselse Hoofdstedelijke regering; 3. het bestuderen van de toepassing en de omzetting van de regels van de Europese gemeenschappen inzake leefmilieu en energie, alsook het geven van advies ter zake en de verslagen en alle andere inlichtingen bezorgen aan de Europese instellingen die wettelijk vereist zijn 4. het bijstaan van de plaatselijke besturen door het opmaken van milieu-richtplannen en audits en door het verlenen van raad en bijstand inzake leefmilieu en energie; 5. het oprichten en beheren van een databank in verband met milieu- en energiebeheer. Het BIM voorziet ook in een bemiddelingsprocedure voor de geschillen in verband met de toegang tot het distributienet, alsook voor de geschillen in verband met de toepassing van het netreglement. c. Onafhankelijkheid en aansprakelijkheid. Het BIM, met name de administratie voor leefmilieu en energie van het Brussels Hoofdstedelijk
Gewest,
wordt
vertegenwoordigd
en
beheerd
door
de
Brusselse
Hoofdstedelijke regering. d. Beschikbare juridische middelen voor de uitvoering van zijn taak Het BIM kan de netbeheerders, de leveranciers en de gebruikers van de netten verzoeken hem alle gegevens en informatie die nodig zijn voor de uitoefening van zijn functie, te verschaffen, binnen een door hem vastgestelde termijn. Het kan ook administratieve boetes opleggen
in
het
geval
een
onderneming
weigert
de
bepalingen
van
de
elektriciteitsordonnantie of de uitvoeringsbesluiten ervan na te leven (cf. artikel 32 van de elektriciteitsordonnantie).
12/88
Belangrijkste wijzingen in de elektriciteits- en gasmarkt 2004 was wederom een drempeljaar in België, met het openen van de markt voor nagenoeg alle afnemers met professioneel verbruik van elektriciteit en aardgas in het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest en het Waalse Gewest, daar waar de levering aan eindklanten in het Vlaamse Gewest al sinds juli 2003 volledig opengesteld was voor concurrentie. In de concurrentieverhoudingen tussen de bestaande spelers en de nieuwe spelers op de elektriciteits- en gasmarkt vertaalde dit zich echter niet meteen in een sterke verandering. De marktaandelen evolueerden gestaag naar een grotere verscheidenheid toe. Er werden echter wel veel nieuwe leveranciers op de elektriciteits- en gasmarkt verwelkomd. In het Vlaamse en het Waalse Gewest samen werden er acht nieuwe leveringsvergunningen uitgereikt
aan
elektriciteitsleveranciers
en
negen
leveringsvergunningen
aan
aardgasleveranciers. Hoewel er in de totale elektriciteits- en aardgasprijs voor klanten die vrij hun leverancier kunnen kiezen, geen éénduidige evolutie beschreven kan worden, stellen we wel vast dat de gereguleerde vervoers-, transmissie- en distributienettarieven sinds 2003 markant gedaald zijn. Zo zijn de transmissienettarieven voor elektriciteitslevering aan grote industriële klanten gedaald met 19 tot 27% tussen 2003 en 2005. Over dezelfde periode daalden ook de distributienettarieven voor elektriciteit gemiddeld met 9 tot 15%. Op de aardgasmarkt daalde het vervoersnettarief met 10% sinds 2002 en voor de distributienettarieven vond een daling plaats van 7% en 4% respectievelijk voor de huishoudelijke klanten en de professionele klanten tussen 2003 en 2005. Enkel de industriële klanten zagen hun tarief op het distributienet van aardgas over dezelfde periode toenemen met 4%. Voor de elektriciteitsmarkt vond er een belangrijke ontwikkeling plaats in het kader van de koppeling van het Belgische elektriciteitsnet met het buitenland. De werken voor de uitbreiding van de capaciteit op de koppelverbinding tussen Frankrijk en België met een tweede 380 kV-draadstel startten en zouden tegen eind 2005 moeten beëindigd zijn. Ook werd er begonnen aan de uitbreiding van het productiepark met 532 MW, verdeeld over twee verschillende producenten. Naast deze ontwikkelingen merkte de VREG een aanzienlijke stijging van het aantal installaties dat in aanmerking kwam voor groenestroomcertificaten in het Vlaamse Gewest. Een stijging van 21 installaties deed het geïnstalleerde vermogen van productie van
13/88
elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen toenemen van 134 MW naar 200 MW in het Vlaamse Gewest. Er vond in het Vlaamse Gewest (waar 100% van de eindgebruikers een vrije keuze hebben van leverancier) ook een enorme stijging plaats van toegangspunten waarvoor een contract werd ondertekend met een leverancier. Maar liefst 53,27% van de elektriciteitsklanten en 44,66% van de aardgasklanten op het distributienet in het Vlaamse Gewest hebben actief een contract afgesloten, daar waar dit aandeel eind 2003 nog respectievelijk 18,83% en 3,52% bedroegen. De CWaPE installeerde in de loop van het jaar voor het Waalse Gewest ook zijn bemiddelings- en arbitragedienst in voor geschillen betreffende de toegang tot het net en de toepassing van het technisch reglement. De VREG had dit al eerder gedaan voor het Vlaamse Gewest. Belangrijkste dossiers behandeld door de regulatoren
De CREG De bevoegdheid van de vervoers-, transmissie- en distributienettarieven waarover het in 2004 voor het eerst de volledige competentie had, vormt een van de kerntaken van de CREG. Dit bracht in 2004 de controle en goedkeuring van zesenzestig tariefdossiers met zich mee. De CREG heeft ook heel wat werk gehad om de transmissienetbeheerder voor elektriciteit en aardgasvervoersondernemingen te overtuigen om meer evenwichtige contactuele voorwaarden voor de toegang tot en het gebruik van hun netten te bieden. In zijn adviserende taak aan de minister bevoegd voor energie, bracht de CREG een studie uit over het plan voor de ontwikkeling van het transmissienet, opgesteld door de transmissienetbeheerder
(ELIA).
Deze
studie
gaf
een
positief
advies
over
het
ontwikkelingsplan, waarin volgens de regulator op economische en milieuvriendelijke wijze werd voldaan aan de marktbehoeften, en de minister bevoegd voor energie keurde het ontwikkelingsplan dan ook goed.
14/88
Het indicatief plan van bevoorrading in aardgas handelt over de verwachte toekomstige evolutie van de vraag en de beschikbare reserves, over de bijkomende vervoerscapacitiet en over de nodige maatregelen om aan de piekvraag te voldoen. Het indicatief plan van bevoorrading in aardgas 2004-2014 werd ter goedkeuring voorgelegd aan de minister bevoegd voor energie. Op verzoek van de minister volgt de CREG ook de evolutie van de veilingen voor virtuele productiecapaciteiten op. Dit leidde in 2004 tot verscheidene studies over de organisatie, het verloop en de resultaten van de veilingen, waarin telkens enkele aanpassingen werden voorgesteld. In een evaluatie van de toepassing van de veilingen kwam de CREG tot het besluit dat de veilingen voor virtuele productiecapaciteit als een succes beschouwd kunnen worden, waarbij een verhoging van het volume aan productiecapaciteiten nog gewenst werd. Andere studies die de CREG nog uitvoerde tijdens dit jaar waren onder andere de studie over de elektriciteitsbeurs waarin de normatieve regels voor de oprichting werden bestudeerd alsook de haalbaarheid van een elektriciteitsbeurs. In deze studie stelde de CREG een reeks regulatieve maatregelen voor die onder meer de transparantie, de liquiditeit en het aanbod op de beurs kunnen stimuleren. In de aardgassector boog de CREG zich in een studie over de mededinging op de Lgasmarkt. Deze studie maakte duidelijk dat de exclusieve concessie van het Gasgebouw en GASUNIE over het Groningenveld, een negatieve invloed hebben op de mededinging in de Belgische L-gasmarkt. Een aantal maatregelen werden hierbij voorgesteld om een minimum aan concurrentie in te voeren.
De VREG De VREG werkte samen met de distributienetbeheerders aan een model-toegangscontract, met een meer evenwichtige verdeling van verantwoordelijkheden en aansprakelijkheden. De bedoeling is te komen tot één uniforme tekst voor elektriciteit en aardgas, die door alle Vlaamse distributienetbeheerders gebruikt wordt. Ook keurde de VREG het gemeenschappelijke voorstel van de distributienetbeheerders goed in verband met de handleiding voor de uitwisseling van commerciële gegevens tussen netbeheerders en leveranciers. Dit betekent een positieve stap in de informatie-uitwisseling tussen de marktpartijen
15/88
De implementatie van het stappenplan voor de gemengde distributienetbeheerders om te voldoen aan de gestelde onafhankelijkheids- en vertrouwelijkheidsvereisten uit het electriciteitsdecreet heeft de VREG aandachtig opgevolgd. In sommige gevallen moest de VREG overgaan tot een ingebrekestelling van de gemengde distributienetbeheerders om de naleving van de voorziene timing te realiseren. In een aanbeveling van begin 2004 legde de VREG ook de krijtlijnen vast voor een rechtzettingsprocedure voor onterechte leverancierswissels
De CWaPE De CWaPE analyseerde de aanpassingsplannen van de distributienetbeheerders voor elektriciteit
en
adviseerde
de
bevoegde
minister
hierover.
Ook
werden
de
ontwikkelingsplannen van de elektriciteitsdistributienetten gestandaardiseerd en werden de eerste rapporten geschreven over de kwaliteit en de continuïteit van de levering aan de elektriciteitsklanten. Verder werden de praktische modaliteiten betreffende de voorrang van het ingraven van de kabels bij het verbeteren, verniewen en uitbreiden van het distributienet voor elektriciteit gedefiniëerd.
De
algemene
voorwaarden
van
het
technisch
reglement
werden
geïmplementeerd en de mogelijke afwijking van toepassing ervan werden vastgesteld. In overleg met de betreffende partijen werd het « technisch reglement voor het beheer van het distributienetwerk van aardgas en de toegang ertoe» opgesteld en bekrachtigd. Ook stelde de CWaPE een rapport op met een gedetailleerd overzicht van de veiligheidsmaatregelen die door de distributienetbeheerder genomen moeten worden.
16/88
3 Regulering en Werking van de Elektriciteitsmarkt 3.1 Regulering [Artikel 23(1) behalve “h”] 3.1.1
Algemeen
De timing voor de vrijmaking van de Belgische elektriciteitsmarkt is zowel federaal als gewestelijk
georganiseerd.
Dit
betekent
dat
men
de
federale
en
gewestelijke
vrijmakingskalenders met elkaar moet combineren en dat de graad van openstelling van de markt varieert tussen de drie gewesten in België. De federale wetgever voorzag sinds 31 december 2002 in een vrije markt voor alle afnemers die meer dan 10 GWh per jaar verbruikten. Op 1 juli 2004 werd de categorie van in aanmerking komende afnemers uitgebreid naar alle eindafnemers die verbonden zijn op het transmissienet. In het Vlaamse Gewest is de markt sinds 1 juli 2003 volledig vrijgemaakt voor alle afnemers. In het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest kwamen begin 2004 alleen de industriële afnemers met een jaarlijkse consumptie van meer dan 10 GWh in aanmerking. Sinds 1 juli 2004 komen alle afnemers met een uitsluitend professioneel verbruik in aanmerking. De volledige vrijmaking van de Brusselse markt is voorzien in 2007. In het Waalse Gewest konden begin 2004 alleen de industriële afnemers met een jaarlijkse elektriciteitsconsumptie van 10 GWh of meer, en alle eindklanten die uitsluitend door groene leveranciers beleverd worden, hun leverancier vrij kiezen. Sinds 1 juli 2004 komen alle hoogspanningsklanten in aanmerking. Ook de laagspanningsklanten met uitsluitend professioneel
verbruik,
die
hiertoe
expliciet
een
aanvraag
richten
tot
hun
distributienetbeheerder, kunnen sinds die datum vrij hun leverancier kiezen. De volledige vrijmaking van de Waalse markt is – bij beslissing van de Waalse Regering – voorzien op 1 januari 2007.
17/88
Tabel 1 geeft een overzicht van de openingskalender in de Belgische elektriciteitsmarkt.
Tabel 1: De vrijmaking van de Belgische elektriciteitsmarkt1 Federale Staat
Drempel afnemers die meer dan 10 GWh per Vóór juli 2004 jaar verbruiken alle eindafnemers die verbonden zijn Sinds juli 2004 aan het vervoersnet
Vlaamse Gewest Sinds 1 juli 2003
Drempel Alle afnemers
Waalse Gewest
Drempel Afnemers met een jaarverbruik van 10 GWh of meer+ eindklanten die Vóór 1 juli 2004 uitsluitend beleverd worden door groene leveranciers Hoogspanningsklanten + laagspanningsklanten met Sinds 1 juli 2004 uitsluitend professioneel verbruik (op eigen aanvraag) Op 1 januari 2007 Alle afnemers
Brusselse Hoofdstedelijke Gewest Vóór 1 juli 2004 Sinds 1 juli 2004 Op 1 juli 2007
Drempel Afnemers met een jaarverbruik van meer dan 10 GWh Afnemers met uitsluitend professioneel verbruik Alle afnemers
% klanten vrij
% volume vrij
100 %
100 %
100 %
100%
% klanten vrij 100 %
% volume vrij 100 %
% klanten vrij
% volume vrij
0,01 %
26,7 %
1,1 %
54,6 %
100 %
100 %
% klanten vrij
% volume vrij
-
-
-
-
100 %
100 %
Bron: CREG, CWaPE en VREG
3.1.2
Beheer en allocatie van capaciteit op de koppelverbindingen en mechanismen om congestie aan te pakken
De fysische energie-uitwisselingen met de buurlanden bedroegen 21.411 GWh in 2004, een vermindering met 6,2% ten opzichte van het jaar voordien. De netto-invoer van elektriciteit daarentegen steeg ten opzichte van 2003 met 23,5% tot 7.793 GWh, waarmee 9% van het eigen verbruik van België werd gedekt. Een belangrijk deel van de energiestromen komt voort uit grensoverschrijdende doorvoer van elektriciteit door het Belgische transmissienet. De fysische doorvoer vertegenwoordigde ongeveer 5 TWh in 2004. Door hun willekeurig karakter, ten gevolge van ongeïdentificeerde 1
Op federaal niveau geven de percentages de vrijmaking van de eindafnemers weer die rechtstreeks op het transmissienet zijn aangekoppeld. Op gewestelijk niveau tonen de percentages het aandeel van eindafnemers op het distributienet die een vrije keuze van leverancier hebben.
18/88
stromen (de zogenaamde ‘loop flows’), veroorzaken deze fysische doorvoerstromen ernstige exploitatie- en veiligheidsproblemen en beperken ze sterk de beschikbare capaciteit op de koppelverbindingen. Huidige werking De voor de markt beschikbare capaciteit op de koppelverbindingen wordt op voorhand door de betrokken transmissienetbeheerder bepaald met een voldoende veiligheidsmarge om de ongeïdentificeerde stromen in zijn regelzone te kunnen opvangen. Hierbij volgt de transmissienetbeheerder het coördinatiemodel van de ‘Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity’ (UCTE). De methode voor de evaluatie van de beschikbare capaciteiten wordt ter kennis van de federale regulator gebracht. Deze capaciteiten worden op de hieronder beschreven wijze aan de marktpartijen toegewezen. Ze volstaan doorgaans niet. De transmissienetbeheerder publiceert de informatie over de beschikbare en toegewezen capaciteit op vrijwillige basis.
Op de noordgrens De toewijzing van capaciteit op de koppelverbindingen voor de doorvoer vanuit België in Nederland voor een periode van meerdere jaren gebeurt op basis van meerjarencontracten. Deze meerjarencontracten werden gesloten voor de openstelling van de Belgische elektriciteitsmarkt. De resterende capaciteit op deze koppelverbindingen wordt aangeboden in de vorm van jaar-, maand- en dagcapaciteit. De toewijzing van deze capaciteit op de koppelverbindingen tussen België en Nederland (de lijnen Zandvliet-Borssele, Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht en Meerhout-Maasbracht) gebeurt door middel van veilingen voor jaar, maand- en dagcapaciteiten en dit in beide richtingen. TSO Auction2, dochter van TenneT (de Nederlandse transmissienetbeheerder), organiseert de veilingen. Op de noordgrens van België doet zich zelden congestie voor.
Op de zuidgrens De toewijzing van capaciteit op de koppelverbindingen voor de invoer vanuit Frankrijk in België voor een periode van meerdere jaren gebeurt op basis van meerjarencontracten. Deze meerjarencontracten werden gesloten voor de openstelling van de Belgische elektriciteitsmarkt. 2
http://www.tso-auction.org/
19/88
De resterende capaciteit op deze koppelverbindingen wordt aangeboden in de vorm van maand- en dagcapaciteit.
De toewijzing van deze maand- en dagcapaciteit op de
koppelverbindingen voor de invoer vanuit Frankrijk in België gebeurt op basis van een systeem dat gemeenschappelijk is aan de Belgische en Franse transmissienetbeheerder en dat telkens voor één jaar wordt beslist. In 2004 werd dit gezamenlijk systeem verlengd. In dit systeem berekenen de Belgische en Franse transmissienetbeheerders elk afzonderlijk de beschikbare capaciteit, waarna de laagste waarde effectief wordt aangeboden aan de netgebruikers. De rangschikking van de partijen die maand- of dagcapaciteit willen reserveren gebeurt op basis van een voorrangslijst, opgesteld met toepassing van het ‘first come, first served’-principe. Deze lijst wordt, bij de toekenning van blokken van 25 MW – met maximum 100 MW per vrager – afgelopen tot de som van de toegekende capaciteiten overeenkomt met de aangeboden capaciteit. In 2004 kon gemiddeld 28% van de gevraagde maandcapaciteit toegekend worden, wat 15 procentpunt hoger is dan in 2003. Volgens het principe van ‘use-it-or-lose-it’ wordt alle ongebruikte maandcapaciteit opnieuw aangeboden op dagbasis. De resterende dagcapaciteit was gedurende 25% van de tijd ontoereikend om aan de dagvraag te voldoen. Voor de uitvoer van België naar Frankrijk worden door beide transmissienetbeheerders enkel maandcapaciteiten aangeboden, die in 2004 een groeiend succes kenden. Behalve de genomineerde energie, kreeg de zuidgrens immers ook om andere redenen energie te verwerken: hittegolven met tekorten aan koelwater in het zuiden van Frankrijk, de opening van de elektriciteitsmarkt in Frankrijk en grote hoeveelheden windenergie opgewekt in Noord-Duitsland zijn de oorzaken van toegenomen ‘loop flows’ in de richting van Frankrijk. Toekomstige projecten De federale energieregulator, de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG), onderzoekt de wettigheid van de meerjarencontracten gesloten betreffende het gebruik van de koppelverbindingen op de noord- en zuidgrens. De transmissienetbeheerders treffen de nodige voorbereidingen om een marktconform expliciet toewijzingsmechanisme in te voeren op de zuidgrens voor de maand- en jaarcapaciteiten, en het Belpex-beursproject zou een impliciete marktkoppeling van de ‘dayahead’-markten van Frankrijk, België en Nederland voorzien.
20/88
3.1.3
De regulering van de taken van de transmissie- en distributienetbeheerders
a) De netbeheerders
De transmissienetbeheerder Elia System Operator is de transmissienetbeheerder op federaal (netten met een nominale spanning van meer dan 70 kV) en lokaal niveau (netten van 30 tot 70 kV). De transmissienetbeheerder controleert de fysieke activa van het transmissienet. Hij bezit immers 100% van de aandelen van Elia Asset, de eigenaar van de fysieke activa. Tabel 2 geeft
de
eigendomsstructuur
van
de
transmissienetbeheerder
weer.
De
elektriciteitsproducenten Electrabel en SPE bezitten gezamenlijk 70% van de aandelen van Elia System Operator. De gemeenten (via de holding Publi-T) bezitten de resterende 30%.
Tabel 2: Eigendomsstructuur van de transmissienetbeheerder
Aandeelhouderschap (%) Electrabel SPE Publi-T
64,05 % 5,95 % 30,00 %
Totaal
100,00 %
Bron: www.elia.be
Toekomstige projecten In 2005 wordt Elia System Operator geïntroduceerd op de beurs. 40% van de aandelen, waarvan Electrabel en SPE de huidige eigenaars zijn, worden aan het publiek aangeboden, waardoor het aandeel van deze beide gezamenlijk beperkt wordt tot 30%. De distributienetbeheerders Er zijn zesentwintig distributienetbeheerders in België. Zij genieten van een wettelijk monopolie voor het gebied waarvoor zij als distributienetbeheerder zijn aangewezen. Eén distributienetbeheerder is een privé-onderneming die de Brusselse luchthaven en zijn omgeving bedient. Tien distributienetbeheerder zijn zuivere intercommunales wat betekent dat ze volledig in het bezit zijn van de lokale overheden (gemeenten of provincies). De resterende vijftien distributienetbeheerders zijn gemengde intercommunales en maken aldus
21/88
deel uit van een privaat-publiek partnership met Electrabel. Tabel 3 geeft een overzicht van de zesentwintig distributienetbeheerders. Tabel 3: Overzicht van de distributienetbeheerders in België Intercommunales
Vlaamse Gewest Gaselwest, IMEA, IMEWO, Intergem, Intermosane, IVEKA, IVERLEK, SIBELGAS-Noord Interelectra, Agem, GHA, IVEG, WVEM, PBE DNB BA
Gemengde
Zuivere
Private Bron: CREG
Brusselse Hoofdstedelijke Gewest Sibelga
Waalse Gewest Gaselwest, IDEG, IEH, Interest, Interlux, Intermosane, Sedilec, Simogel AIEG, AIESH, ALE, PBE, Regie de Wavre
Op dit moment bezit Electrabel in België gemiddeld ongeveer 50% van de aandelen van de gemengde
intercommunales.
Figuur
1
geeft
een
overzicht
van
de
typische
eigendomsstructuur van een gemengde intercommunale.
Figuur 1: Eigendomsstructuur van een gemengde intercommunale Electrabel Customer Solutions (levering)
Gemeenten Provincies
Electrabel
Electrabel Netmanagement (1)
Distributienetbeheerder
GeDIS SEGE (2)
Metering Co. (Indexis)
(1) enkel in het Vlaamse Gewest (2) GeDIS in het Vlaamse Gewest, SEGE in het Waalse Gewest nog in oprichtingsfase Bron: CREG
De gemengde intercommunales verzorgen samen de distributie van bijna 80% van de elektrische
energie
in
België.
Dit
is
te
zien
in
figuur
2.
De
vijf
grootste
distributienetbeheerders (die alle gemengde intercommunales zijn) verzorgen samen de 22/88
distributie van ongeveer 50% van de elektrische energie in België. De gemengde intercommunales vertegenwoordigen in het Waalse Gewest 75% van de markt voor de distributie van elektriciteit. In het Vlaamse Gewest is dat eerder 80%.
Figuur 2: Aandeel en distributienetbeheerder
cumulatief
aandeel
van
energie
verdeeld
14,00%
door
elke
100,00% 90,00%
12,00% 10,00%
70,00% 60,00%
8,00%
50,00% 6,00%
40,00% 30,00%
4,00%
Cumulative share
Share of each DSO
80,00%
20,00% 2,00%
Share of energy distributed in total of Belgium
AGEM
BIAC
GH A'pen
Wavre
A.I.E.G.
A.I.E.S.H.
PBE
IVEG
A.L.E.
WVEM
Interelectra
Interest
Simogel
Interlux
Sibelgas Noord
Mixed inter-municipalities
Intermosane
IDEG
0,00% Sedilec
Intergem
IEH
IMEA
Iveka
Iverlek
Sibelga
Gaselwest
0,00%
IMEWO
10,00%
Pure inter-municipalities
Cumulative share of energy distributed
Bron: CREG
b) De methodologie voor de bepaling van de nettarieven
Reguleringskader De transmissie- en distributienetbeheerders moeten jaarlijks de transmissie-, respectievelijk distributienettarieven ter goedkeuring voorleggen aan de CREG. Indien de CREG besluit dat zij de voorgestelde nettarieven niet kan goedkeuren, kan zij voorlopige tarieven goedkeuren die gelden voor een periode van drie maanden en die kunnen verlengd worden telkens voor een periode van drie maanden. De tariefstructuur is uniform voor het hele land, maar wel verschillend naargelang het gaat over transmissie-, dan wel distributienettarieven. De nettarieven daarentegen verschillen van
23/88
netbeheerder tot netbeheerder.
Er zijn dus 26 verschillende distributienettarieven en 1
transmissienettarief per aangeboden dienst. De nettarieven zijn gereguleerd op basis van de ‘cost plus’-methodologie. Zij dekken derhalve precies de transmissie-, respectievelijk distributiekosten, vermeerderd met een billijke winstmarge ter vergoeding van de geïnvesteerde kapitalen in de netten. De CREG dient de redelijkheid van de kosten te controleren door onder andere de kosten van een netbeheerder te vergelijken met die van gelijkaardige ondernemingen. Voor het bepalen van de billijke winstmarge volgt de CREG in principe (d.i. voorzover een netbeheerder voor zich zelf niet aantoont dat een andere benadering meer aangepast is) het ‘capital asset pricing model’-model3. Controle van de kosten en de nettarieven door de CREG De CREG controleert de transmissie- en distributiekosten zowel ex ante, als ex post. Figuur 3 geeft een overzicht van het controleproces op de kosten en de billijke winstmarge van de netbeheerders. Figuur 3: Overzicht van de tariefregulering in België 30 September
Tariefvoorstel door TNB en DNB Voor jaar i+1 (gebudgeteerde kosten)
30 December
Goedkeuring door de CREG van de tarieven voor 3 maanden of 1 jaar van jaar i+1
Startjaar van de regulering: jaar i
1e kwartaal
2e 3e 4e kwartaal kwartaal kwartaal
Goedkeuring van de tarieven door de CREG voor 3 maanden
Toepassing van de door de CREG geodgekeurde tarieven voor jaar i+1 Tariefvoorstel door TNB en DNB Voor jaar i+2 (gebudgeteerde kosten) Goedkeuring door de CREG van de tarieven voor 3 maanden of 1 jaar van jaar i+2
Jaar i + 1
30 September
Goedkeuring van de tarieven door de CREG voor 3 maanden
Toepassing van de door de CREG goedgekeurde tarieven voor jaar i+2
Bepaling door de CREG van de bonus-malus op de effectieve kosten van jaar
i+1
Tariefvoorstel door TNB en DNB Voor jaar i+3 (gebudgeteerde kosten)
jaar i + 2
Bron: CREG
3
Zie : http://www.creg.be/pdf/Lignes Directrices/Div-B218FR.pdf
24/88
Ex-ante controle gebaseerd op de gebudgetteerde kosten De transmissie- en distributienetbeheerders dienen elk jaar in september hun tariefvoorstel voor het volgende jaar ter goedkeuring in bij de CREG. Deze tariefvoorstellen zijn gebaseerd op de gebudgetteerde kosten.
Ex-post controle gebaseerd op de werkelijke kosten Elk trimester maakt de transmissienetbeheerder een rapport over aan de CREG met de kosten en opbrengsten van de afgelopen drie maanden. Voor de distributienetbeheerders geldt een halfjaarlijkse rapportering. In februari volgend op het verificatiejaar dienen zowel de transmissienetbeheerder als de distributienetbeheerders een jaarlijks rapport over te maken met de exploitatieresultaten van het voorbije jaar. Ieder jaar in februari start de CREG haar controle van de werkelijke kosten van het jaar voordien. Op basis van de werkelijke ‘regulated asset base’ bepaalt de CREG (in principe op basis van het door haar gekozen ‘capital asset pricing model’-model) de ex-post toegelaten billijke winstmarge van het kapitaal van elke netbeheerder. Deze winstmarge wordt dan vergeleken met de boekhoudkundige resultaten. Het verschil tussen de boekhoudkundige resultaten en de toegelaten winstmarge wordt overgedragen naar het nettarief van het daaropvolgende jaar. Echter, indien de netbeheerder bewijst dat dit verschil (geheel of gedeeltelijk) het resultaat is van eigen kostenbesparende maatregelen, mag hij 50% van het verschil (geheel of gedeeltelijk al naar het geval) behouden4. Toekomstige projecten De wet van 1 juni 2005 die onder andere beoogt de elektriciteitsrichtlijn om te zetten, kondigt een grondige hervorming van de regulering van de nettarieven aan. De betrokken bepalingen van deze wet zijn nog niet in werking getreden. Evaluatie van de kosten en de nettarieven door de CREG De tarieven worden in principe op basis van de verzamelde informatie gecontroleerd door de CREG, gebruik makend van een gedetailleerd rapporteringsmodel met kosten en fysische gegevens5. 4
Voor de transmissienetbeheerder geldt deze herverdelingsregel enkel voor het eerste jaar. Als een bonus twee opeenvolgende jaren verschijnt, kan de CREG beslissen een andere herverdelingsregel toe te passen 5 Het rapporteringsmodel is terug te vinden op de website van de CREG: http://www.creg.be/xls/Rapporteringsmodel-FR-2005.xls.
25/88
De evaluatie van de kosten en de tarieven door de CREG stoelt op: - een evaluatie van de rechtvaardigingsgronden voor de gerapporteerde kost, zoals verschaft door de netbeheerders; - een controle van de tariefparameters (inclusief energie- en vermogensschattingen), de tariefberekeningen en de methodes van kostenallocatie tussen tarieven en klantengroepen (controle op kruissubsidiëring); - voor de kosten die opgelegd zijn door de wetgeving (bijvoorbeeld kosten tengevolge van openbaredienstverplichtingen), een controle van de wettelijke gronden voor deze kosten; - een vergelijking van de werkelijke en de gebudgetteerde kosten doorheen de jaren; - een controle van de gerapporteerde kost met de boekhouding (controle ter plaatse door de CREG). Voor de distributienetbeheerders zijn de kosten uit de tariefvoorstellen voor 2005 (ingediend in 2004) geëvalueerd op basis van een benchmarking-oefening. De gebruikte benchmarkingmethodologie is de ‘Data Envelopment Analysis‘ (DEA).
De gedane DEA vergelijkt de
publieke distributienetbeheerders met elkaar. Figuur 4 geeft een overzicht van de door de CREG gebruikte methode.
Figuur 4: Het door de CREG gebruikte DEA model
WACC*RAB Depreciation (EUR) (EUR) Energy delivered (kWh) Energy delivered LV (kWh) # connections
DEA MODEL (constant returns to scale)
Total controlable costs (EUR)
# connections Peak demand (kW)
Controlable operating costs (EUR) Circuit length HV (km) Circuit length LV (km) # transformers
Bron: CREG
De DEA neemt 2003 als referentiejaar. De assumptie gebruikt om de kostenreductie voor het jaar
2005
te
berekenen
is
een
vijfjarige
reguleringsperiode
(d.w.z.
dat 26/88
de
distributienetbeheerders hun inefficiënties gecompenseerd moeten hebben tegen 2008). De jaarlijkse kostenreductie wordt beperkt tot 8%. Gegeven het reguleringskader (normatief ‘cost-plus’ systeem waarbij de kosten elk jaar gecontroleerd moeten worden) werd de benchmarking methodologie gebruikt om het billijke karakter te toetsen van de kosten ter goedkeuring bij de CREG ingediend door de distributienetbeheerder voor één jaar (2005). Voor de daaropvolgende jaren (2006 tot 2008) is – louter als richtlijn – de evolutie van de maximum kost gegeven. Bijgevolg moet deze elk jaar, wanneer de tarieven ter goedkeuring worden ingediend, geherevalueerd worden door de CREG. Figuur 5 toont de belangrijkste resultaten van deze DEA. Er zijn elf efficiënte distributienetbeheerders. De gemiddelde efficiëntie is 90,3% en de laagste gevonden efficiëntie is 70,2%. Op basis van deze resultaten werden de kosten voorgesteld in het tariefvoorstel voor exploitatiejaar 2005 aangepast voor de berekening van de nettarieven.
Figuur 5: Resultaten van de DEA voor exploitatiejaar 2005 100,00% 90,00% 80,00%
Efficiency
70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00%
D SO 1 D SO 2 D SO 3 D SO 4 D SO 5 D SO 6 D SO 7 D SO 8 D SO 9 D SO 10 D SO 11 D SO 12 D SO 13 D SO 14 D SO 15 D SO 16 D SO 17 D SO 18 D SO 19 D SO 20 D SO 21 D SO 22 D SO 23 D SO 24 D SO 25
0,00%
Bron: CREG
Informatieverspreiding Alle transmissie- en distributienettarieven worden gepubliceerd op de website van de CREG en van de respectieve netbeheerders. De CREG heeft de netbeheerders ook gevraagd om op hun website ook een hulpmiddel aan te bieden dat de netgebruikers toelaat de kost voor het
gebruik
van
hun
netwerk
te
berekenen.
Momenteel
bieden
reeds
de
transmissienetbeheerder en vijftien distributienetbeheerders een dergelijk hulpmiddel aan op hun website.
27/88
c) De transmissie- en distributienettarieven
De tabellen 4 tot 6 geven schattingen van de nettarieven (transmissie en distributie samen) voor de standaardconsumentenprofielen Dc, Ib and Ig, met telkens een overzicht van de kenmerken van deze standaardconsumentenprofielen. Aangezien de distributienettarieven verschillen van distributienetbeheerder tot distributienetbeheerders, geven deze tabellen een geschat bereik (minimum-maximum) en een gemiddelde weer.
Consument Dc - aansluiting op laagspanning - 2.200 kWh piekuren; 1.300 kWh daluren - jaarlijkse meteropname Tabel 4: Schatting van gemiddelde, minimum en maximum nettarieven voor consument Dc
Dc (EUR/MWh) Minimum Maximum Gemiddelde (2)
Inclusief BTW en Exclusief BTW heffingen (1) en heffingen (1) 54 37 119 96 67 51
De netwerktarieven bevatten meterkosten (opname van de meterstand en huur van de meter) en alle ondersteunende diensten (inclusief compensatie van de netverliezen). (1) Bevat alle heffingen van toepassing op Elia System Operator en de DNBs (financiering van de regulator, maatregelen voor de promotie van REG, participatie aan de ontmanteling van nucleaire sites, reductie van broeikasgassen, openbaredienstverplichtingen enz). (2) Het gemiddelde is gewogen door het aantal aansluitingen van elke distributienetbeheerder.
Bron: CREG
Consument Ib - aansluiting op laagspanning - 50 kW; - 50.000 kWh piekuren; - jaarlijkse meteropname Tabel 5: Schatting van gemiddelde, minimum en maximum nettarieven voor consument Ib
Ib (EUR/MWh) Minimum Maximum Gemiddelde (2)
Inclusief BTW en Exclusief BTW heffingen (1) en heffingen (1) 58 43 139 113 83 64
De netwerktarieven bevatten meterkosten (opname van de meterstand en huur van de meter) en alle ondersteunende diensten (inclusief compensatie van de netverliezen). (1) Bevat alle heffingen van toepassing op Elia System Operator en de DNBs (financiering van de regulator, maatregelen voor de promotie van REG, participatie aan de ontmanteling van nucleaire sites, reductie van broeikasgassen, openbaredienstverplichtingen enz). (2) Het gemiddelde is gewogen door het aantal aansluitingen van elke distributienetbeheerder.
Bron: CREG
28/88
Consument Ig - aansluiting op middenspanning - 4.000 kW; - 12.660.000 kWh piekuren, 11.340.000 kWh daluren; - maandelijkse meteropname Tabel 6: Schatting van gemiddelde, minimum en maximum nettarieven voor consument Ig Inclusief BTW en Exclusief BTW heffingen (1) en heffingen (1) 13 7 26 18 18 11
Ig (EUR/MWh) Minimum Maximum Gemiddelde (2)
De netwerktarieven bevatten meterkosten (opname van de meterstand en huur van de meter) en alle ondersteunende diensten (inclusief compensatie van de netverliezen). (1) Bevat alle heffingen van toepassing op Elia System Operator en de DNBs (financiering van de regulator maatregelen voor de promotie van REG, participatie aan de ontmanteling van nucleaire sites, reductie van broeikasgassen, openbaredienstverplichtingen enz). (2) Het gemiddelde is gewogen door het aantal aansluitingen van elke distributienetbeheerder.
Bron: CREG
Tabel
7
geeft
een
overzicht
van
de
transmissienettarieven
voor
drie
standaardconsumentenprofielen voor industriële klanten die rechtsreeks aangesloten zijn op het
transmissienet.
Een
overzicht
van
de
kenmerken
van
deze
standaardconsumentenprofielen is onder deze tabel gegeven.
Tabel 7: Schatting van gemiddelde nettarieven voor grote industriële consumenten, rechtstreeks aangesloten op het transmissienet
EUR/MWh Consumer 1 (420 GWh ; 75 MW) Consumer 2 (145 GWh ; 25 MW) Consumer 3 (13,5 GWh ; 2,5 MW)
Exclusief Inclusief BTW en BTW en heffingen heffingen 4,2 6,5 5,5 7,8 8,1 10,4
Bron: CREG
Consument 1 - aansluiting op 380/220/150kV netwerk - piekvraag: 75 MW - jaarlijkse vraag: 420 GWh (benuttiging: 5.600 uren)
Consument 2 - aansluiting op 70/36/30 kV transformators - piekvraag: 25 MW
29/88
- jaarlijkse vraag: 145 GWh (benuttiging: 5.800 uren)
Consument 3 - aansluiting op 70/36/30 kV netwerk - piekvraag: 2,5 MW - jaarlijkse vraag: 13,5 GWh (benuttiging: 5.400 uren) Evolutie van de nettarieven tussen 2003 en 2005
Distributienettarieven Ondanks het feit dat, tussen 2003 en 2005, de distributie-activiteit te maken kreeg met nieuwe heffingen en kosten van openbaredienstverplichtingen (bijvoorbeeld de kost verbonden aan de verplichte levering van 100 kWh gratis elektriciteit aan huishoudens in het Vlaamse Gewest, de compensatie van de inkomensverliezen van de gemeenten ten gevolge van de liberalisering voor het Waalse en Brusselse Hoofdstedelijke Gewest), zijn de distributienettarieven gedurende deze jaren gemiddeld gedaald met 10%, 15% en 9% voor de huishoudelijke, kleine professionele en industriële afnemers respectievelijk. Dit is duidelijk af te lezen in figuur 6.
2003=100
Figuur 6: Evolutie van de distributienettarieven (indices; 2003 = 100) 100
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
90
Residential 2003 =100
100
85
Small professional
100
91
Industrial
2005
Gebaseerd op de tariefvoorstellen van de distributienerbeheerders, zoals goedgekeurd door de CREG. Transporttarieven niet inbegrepen. ‘Residential’ = tarief ‘basket’ van Da, Db, Dc, Dd, De consumenten; ‘Professional’ = tarief ‘basket’ van Ia, Ib consumenten; ‘Industrial’ = tarief ‘basket’ van Ic, Id, Ie, If, Ig consumenten. Consumenten: volgens definiëring Eurostat. Prijzen: deflatie volgens consumentenprijsindex.
Bron: CREG
30/88
Transmissienettarieven Afhankelijk van de grootte van de afnemers, zijn de transmissienettarieven voor grote industriële klanten gedaald met 19 tot 27% tussen 2003 en 2005. Dit is duidelijk te zien in figuur 7.
Figuur 7: Evolutie van de transmissienettarieven (indices; 2003 = 100) 100,00
100
100
100
90,00 73
80,00
77
81
2003=100
70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Consumer 1 (420 GWh; 75 Consumer 2 (145 GWh; 25 MW) MW)
2003=100
Consumer 3 (13,5 GWh, 2,5 MW)
2005
Gebaseerd op de tariefvoorstellen van de transmissienetbeheerder, zoals goedgekeurd door de CREG. Heffingen niet inbegrepen. Prijzen: deflatie volgens consumentenprijsindex.
Bron: CREG
d) Evenwicht van de regelzone
Elke toegangsverantwoordelijke dient op dag D-1 bij de transmissienetbeheerder een toegangsprogramma in voor dag D, dat bepaalt wat zijn geplande injecties en afnames van actief vermogen zullen zijn. Echter, het evenwicht van de regelzone moet ook behouden blijven bij afwijkingen van de toegangsprogramma’s. Dit behoud van evenwicht wordt mogelijk dankzij het balanceringsmechanisme en de ondersteunende diensten in het algemeen (zie verder hoofdstuk 3.2.1). Omschrijving van het balanceringsmechanisme Voor de compensatie van de kwartuuronevenwichten door de transmissienetbeheerder op dag D wordt het volgende voorzien: alle producenten met een nominaal vermogen van meer dan 75 MW moeten hun beschikbare kwartuurvermogen ter beschikking van de tranmissienetbeheerder houden. Dit neemt de vorm aan van een aanbieding of bid van beschikbaar vermogen, ter verhoging of verlaging (‘Incremental/Decremental’ – vandaar de 31/88
afkorting ‘I/D-bids’) van de injectie van actief vermogen. Deze aanbiedingen worden aangegeven op dag D-1 in een coördinatieprogramma dat per toegangsverantwoordelijke wordt ingediend bij de transmissienetbeheerder, zonder mogelijkheid tot prijswijziging achteraf. Ook de gereserveerde tertiaire reserve met inbegrip van de afschakelbare klanten is beschikbaar voor de compensatie van deze kwartuuronevenwichten. België kent slechts één
regelzone
en
er
is
momenteel
nog
geen
samenwerking
met
andere
transmissienetbeheerders op het vlak van de ‘I/D-bids’. De bids worden gedefinieerd door hun prijs en volume, moeten minimum 15 minuten actief kunnen blijven en moeten binnen de 3 à 15 minuten leverbaar zijn, naargelang het ogenblik dat ze opgeroepen worden in het kwartuur voordien. De rangschikking van de verschillende aanbiedingen gebeurt op basis van de energieprijs. De aanbieder van capaciteit wordt, zowel ter verhoging als ter verlaging betaald volgens zijn bod (‘pay as bid’). De toegangsverantwoordelijke betaalt na de allocatie voor zijn onevenwichten en moet in dit verband een bankgarantie neerleggen. De prijs die hij betaalt, is verschillend naargelang hij zich in een positief of negatief onevenwicht bevindt ten opzichte van de regelzone, met bovenlimieten
gebaseerd
toegangsverantwoordelijke
op
de
mag,
in
APXoverleg
en met
de de
Powernext-
beursprijzen.
De
transmissienetbeheerder,
zijn
onevenwicht verminderen door bijvoorbeeld in te grijpen op een injectie onder zijn verantwoordelijkheid. Bovendien kan de toegangsverantwoordelijke ook gebruik maken van de ‘intraday hub’ van de transmissienetbeheerder om energie te blijven uitwisselen in de loop van dag D. De melding hiervan kan zelfs tot 12 uur van dag D+1, indien een aantal regels in acht genomen worden. Dit kan beschouwd worden als een systeem van snelle bijstand in het geval van externe en onvoorziene omstandigheden waarmee de toegangsverantwoordelijke zou geconfronteerd worden. De cijfers voor 2004 wijzen uit dat van dit systeem in toenemende mate gebruik wordt gemaakt door de marktspelers, met bijna 9.000 MWh in december 2004 als record. Informatieverspreiding De transmissienetbeheerder publiceert op zijn website de nettarieven van onevenwicht die goedgekeurd worden door de CREG. Bovendien geeft hij de historiek van deze prijs. Hij
32/88
publiceert eveneens het contract van toegangsverantwoordelijke, waarvan de algemene voorwaarden in 2004 goedgekeurd werden door de CREG. Interactie met congestiemanagement Het congestiemanagement wordt uitgewerkt op basis van de ‘I/D-bids’: goed geplaatste generatoren kunnen ingeschakeld worden uitgaande van hun ‘bids’, als dat de congestie helpt verminderen.
3.1.4
Feitelijke ontvlechting
Reguleringskader Voor de markt van de in aanmerking komende afnemers geldt de wettelijke verplichting dat de transmissie- en distributie-activiteiten juridisch ontvlochten zijn van productie, levering (aan in aanmerking komende afnemers) en doorverkoop. Deze wettelijke verplichting van juridische ontvlechting is ook feitelijk geïmplementeerd. De netbeheerders zijn afzonderlijke rechtspersonen die geen activiteiten (mogen) ontwikkelen op het vlak van productie, levering en doorverkoop. Enige uitzondering is AGEM, een kleine zuivere distributienetbeheerder in het Vlaamse Gewest. Elke netbeheerder maakt zich aan de consumenten kenbaar als een afzonderlijke en onafhankelijke entiteit, met een eigen naam, logo, adres, telefoonnummer en website. De werkelijke ontvlechting van communicatie en informaticasystemen kan wel nog verbeterd worden. Er is geen ontvlechting van eigendom wettelijk opgelegd, noch geïmplementeerd. Zoals reeds werd aangehaald in hoofdstuk 3.1.3., bezitten de twee grootste producenten aandelen in de transmissienetbeheerder en bezit de grootste producent ook aandelen in de gemengde distributienetbeheerders. Echter, zowel in het Vlaamse als in het Waalse Gewest zijn er wettelijke
beperkingen
geïntroduceerd
op
de
eigendomsstructuur
van
de
distributienetbeheerders. In het Vlaamse Gewest heeft de grootste producent op dit moment nog steeds gemiddeld 50% van het kapitaal van de gemengde distributienetbeheerders in handen. Tegen 5 september 2006 moet dit gereduceerd zijn tot maximum 30%. In het Waalse Gewest moet reeds op dit moment tenminste 51% van de aandelen van de gemengde intercommunales in handen zijn van de gemeenten of de provincies.
33/88
Voor de gemengde distributienetbeheerders is de proportie van de kosten uitbesteed aan eigen filialen belangrijk. Electrabel Netmanagement is de technische operator van alle gemengde distributienetbeheerders. Bijgevolg wordt een belangrijk deel van de kosten van deze gemengde distributienetbeheerders, zoals de meeste personeels- en materiaalkosten, uitbesteed aan Electrabel Netmanagement. Electrabel zelf verschaft de energie voor de compensatie van de netverliezen aan alle gemengde distributienetbeheerders. Indexis, dat eigendom is van de gemengde distributienetbeheerders, is verantwoordelijk voor de meteringactiviteiten6. Gedis (in het Vlaamse Gewest) is verantwoordelijk voor de strategische beslissingen met betrekking tot de werking en het onderhoud van de distributienetten en voor de boekhouding van de verbonden distributienetbeheerders. Voor de transmissienetbeheerder kan het aandeel van de kosten die uitbesteed worden aan verbonden ondernemingen geschat worden op ongeveer 20%. Publicatie en certificatie van rekeningen Vermits de transmissie- en distributie-activiteiten juridisch ontvlochten zijn van de productie, levering en doorverkoop, zijn de gepubliceerde rekeningen van deze activiteiten eveneens ontvlochten. De transmissienetbeheerder heeft geen andere activiteiten dan de transmissie van elektrische energie. De rekeningen van deze activiteit ondergaan een aparte audit van een gecertificeerde accountant. De meeste van de distributienetbeheerders hebben wel andere activiteiten naast de distributie-activiteit. Deze zijn vooral: - levering van elektriciteit aan niet in aanmerking komende afnemers in het Waalse en het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest; - distributie van aardgas; - televisiekabel- en telecomdiensten; - straatverlichting. Voor de meeste distributienetbeheerders worden de rekeningen van deze verschillende activiteiten niet afzonderlijk ge-audit.
6
In het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest, is Indexis alleen verantwoordelijk voor de verwerking van de meetgegevens. De onderneming Metrix is verantwoordelijk voor de meteropname zelf. In beide andere gewesten is Indexis verantwoordelijk voor zowel de meteropname als de verwerking van de gegevens.
34/88
Tot op heden werden er door gecertificeerde accountants nog geen audits uitgevoerd bij de netbeheerders naar specifieke vereisten of vragen van de regulator. Wel kan de regulator de ‘management letter’ van een intern audittraject van een netbeheerder opvragen. Toekomstige projecten In 2005 verrichtte de CREG ter plaatse een onderzoek naar de overeenkomst tussen de aan haar door de distributienetbeheerders gerapporteerde cijfers en de cijfers in de boekhouding van de distributienetbeheerders. Sancties Zowel de federale als de regionale regulatoren beschikken over instrumenten om sancties op te leggen aan de netwerkbeheerders die onder hun bevoegdheid vallen bij het niet naleven van hun wettelijke verplichtingen tot ontvlechting. De CREG kan de transmissienetbeheerder verplichten tot naleving van de wetgeving inzake juridische ontvlechting. Indien de transmissienetbeheerder deze verplichting niet naleeft, kan de CREG een administratieve geldboete opleggen. Ook kan de CREG de minister bevoegd voor Energie adviseren, de aanstelling van de transmissienetbeheerder te herroepen in geval van grove tekortkoming van de netbeheerder. De Vlaamse energieregulator, de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG), de Waalse energieregulator, de Commission Wallone pour l’Energie (CWaPE) en de Brusselse energieregulator, het Brussels Instituut voor Milieubeheer (BIM), beschikken ook over de mogelijkheden van het opleggen van administratieve geldboetes en het herroepen van de aanduiding van distributienetbeheerders om deze laatsten te sanctioneren indien zij niet voldoen aan de wettelijke vereiste van juridische ontvlechting. Vóór het einde van 2004 heeft geen enkele regulator een sanctie getroffen in het kader van de juridische ontvlechting van de netbeheerders. Toekomstige projecten De VREG heeft in 2005 administratieve geldboetes opgelegd aan de gemengde intercommunales voor niet-naleving van een onderhandeld programma van ‘mijlpalen’, dat specifiek tot doel had ontvlechting op het operationele niveau te verzekeren.
35/88
3.2. Concurrentie [Artikel 23(8) en 23(1)(h)] 3.2.1
Beschrijving van de groothandels- en productiemarkten
a) De markten
Grootte van de Belgische markt in 2004 De totale hoeveelheid opgevraagde elektrische energie bedroeg 87,6 TWh in 2004, waarvan 3,9 TWh gebruikt werd voor het dekken van de netverliezen. Het totale Belgische elektriciteitsverbruik bedroeg dus 83,8 TWh in 2004, wat 2,1% meer is ten opzichte van het jaar voordien. Deze energie werd geleverd met een piek in het opgevraagd vermogen van 13,7 GW op 20 december 2004 om 18u30. Deze piek ligt 135 MW hoger dan in 2003. Het minimum in het opgevraagd vermogen werd vastgesteld op 1 augustus 2004 en bedroeg 6,1 GW of 44% van de piekwaarde. De productiemarkt Het maximaal ontwikkelbaar vermogen bedroeg 15,7 GW op 31 december 2004. Slechts twee producenten, Electrabel en SPE, hebben een aandeel van meer dan 5% in dit productiepark. Electrabel alleen heeft een aandeel van meer dan 70%. De drie grootste producenten hebben samen ongeveer 95% van de productiemarkt in handen. In de ‘merit order’, de voorrangslijst volgens welke de verschillende types centrales worden aangesproken, kunnen een aantal productie-eenheden beschouwd worden als “altijd draaiend”, wat moet geïnterpreteerd worden als “draaiend naargelang de beschikbaarheid van de energiebron”. Dit is het geval voor eenheden die hernieuwbare energie als primaire energiebron gebruiken, zoals water of wind. Een andere categorie eenheden waarvan de productie
afhankelijk
is
van
niet-centrale
beslissingen,
wordt
gevormd
door
de
warmtekrachtkoppeling. De basis van het Belgische productiepark bestaat uit nucleaire eenheden, die samenwerken met de accumulatiecentrales met oppomping. Deze pompcentrales maken gebruik van de overtollig geproduceerde energie tijdens de daluren om op te pompen, waarna ze zelf
36/88
energie produceren op de economisch of technisch meest geschikte momenten. In dat opzicht behoren ze tot de groep van de piekeenheden. De onderlinge rang in de ‘merit order’ van de eenheden op steenkool ten opzichte van de STEG’s is omwille van milieu-overwegingen (prijs van de CO2-emissierechten) en brandstofkosten conjunctureel gebonden. Het voeden van steenkoolcentrales met een andere brandstof, zoals biomassa, kan een grotere jaarlijkse gebruiksduur verantwoorden. Dit heeft echter een dubbelzinnig effect op de ‘merit order’: naargelang het type biomassa, kan deze als brandstof enerzijds beduidend duurder uitvallen dan steenkool; daartegenover staat dat de kost van de CO2-uitstoot wegvalt bij het gebruik van biomassa. Bovendien levert het gebruik van biomassa groenestroomcertificaten op. De eenheden op stookolie kunnen duidelijk lager opgenomen worden in de ‘merit order’ omwille van hun hogere brandstofkosten. Onder de eenheden op fossiele brandstoffen vervullen ook de STEG’s met hun karakteristiek goed rendement een belangrijke rol in het productiepark. Als piekeenheden telt het Belgische productiepark tenslotte nog (open cyclus-) gasturbines en turbojets. Hoofdstuk 5.1 geeft het marktaandeel per type eenheid in de energieproductie aan. De groothandelsmarkt De CREG heeft in de vrijgemaakte markt slechts een beperkt zicht op het volume van de verhandelde elektrische energie en de duur van de contracten, zowel op het vlak van de bilaterale OTC-producten met een looptijd van 1 tot 5 jaar als op de langeretermijncontracten tussen producenten en leveranciers. In dit kader is het bestaan en het volume van ‘demand side participation’ in de groothandelsmarkt moeilijk te beoordelen. Naast de OTC- en de langeretermijncontracten, zijn de ‘Virtual Power Plant’- of VPPveilingen een bron van aankopen van elektriciteit. Hoofdstuk 3.2.3. bespreekt de VPPveiligen. Op dit ogenblik is er publiekelijk slechts beperkte informatie beschikbaar omtrent de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt. De ‘Belgian Power Index’ (BPI) is de enige beschikbare dagelijkse Belgische notering, maar deze wordt unilateraal bepaald door de grootste marktspeler en is erg beperkt in volume (gewoonlijk maximaal 100MW), wat zijn rol als
37/88
representatieve index sterk beperkt. De evolutie van de BPI hangt wel nauw samen met de ontwikkelingen op de APX-beurs. Figuur 8 toont dit duidelijk aan.
Figuur 8: De evolutie van de BPI en de APX (‘baseload day-ahead’)
BPI Baseload day ahead tegen APX Baseload day ahead 80,00 70,00
€/MWh
60,00 50,00 40,00 30,00 20,00
1/ 04 /2 00 15 4 /0 4/ 20 04 29 /0 4/ 20 04 13 /0 5/ 20 04 27 /0 5/ 20 04 10 /0 6/ 20 04 24 /0 6/ 20 04 8/ 07 /2 00 22 4 /0 7/ 20 04 5/ 08 /2 00 19 4 /0 8/ 20 04 2/ 09 /2 00 16 4 /0 9/ 20 04 30 /0 9/ 20 04
10,00
BPI €/MWh
APX €/MWh
Bron: Platts’ European Power Daily, bewerkte gegevens
Toekomstige projecten De oprichting van een elektriciteitsbeurs in België, de ‘Belpex’, wordt verwacht in 2006. Deze ‘Belpex’ zou – zoals reeds aangehaald in hoofdstuk 3.1.2. – in eerste instantie een ‘day ahead’-markt zijn. Het Belpex-beursproject is nog volop in ontwikkeling. Op dit moment worden dan ook nog geen gestandaardiseerde beursproducten verhandeld. De ondersteunende diensten De ondersteunende diensten omvatten: 1. de primaire regeling van de frequentie die automatisch geactiveerd wordt; 2. de secundaire regeling van het evenwicht in de Belgische regelzone, die op vraag van de transmissienetbeheerder geactiveerd wordt; 3. de tertiaire reserve, die op vraag van de transmissienetbeheerder geactiveerd wordt; 4. de regeling van de spanning en van het reactief vermogen; 5. het congestiebeheer; 6. de black-start dienst.
38/88
Het primaire reservevermogen moet binnen de 15 à 30 seconden – naargelang de benodigde hoeveelheid vermogen – na het begin van de frequentiestoring geleverd kunnen worden. De transmissienetbeheerder bepaalt zelf de technische specificaties betreffende de terbeschikkingstelling en de levering van het secundaire en tertiaire reservevermogen. De transmissienetbeheerder dient de evaluatiemethode voor de bepaling van het te voorziene vermogen voor de eerste drie onderdelen van de ondersteunende diensten – en het resultaat van de toepassing van de methode – aan de CREG ter goedkeuring voor te leggen. De transmissienetbeheerder verwerft het reservevermogen voor de eerste drie categorieën aan via een openbare aanbesteding bij elektriciteitsproducenten. Het totale geschatte benodigde primaire, secundaire en tertiaire reservevermogen (exclusief afschakelbare klanten) bedroeg in 2004 respectievelijk 105MW, 150 MW en 460MW. Voor de tertiaire reserve sloot de transmissienetbeheerder in 2004 ook contracten met zes industriële grootverbruikers; hierdoor werden zij voor een deel van hun verbruik afschakelbaar.
Deze
werkwijze
is
goedkoper
dan
de
klassieke
manier
van
capaciteitsreservatie bij producenten. De schatting van de benodigde aanvulling met behulp van afschakelbare klanten bedroeg 200 MW in 2004.
b) Integratie
België is een netto-invoerder van elektriciteit. Terwijl 14,6 TWh uit het buitenland werd ingevoerd in 2004, werd 6,8 TWh uitgevoerd. De netto binnenlandse productie in 2004 bedroeg 81.537 GWh. De aankoop en doorverkoop van elektriciteit op de groothandelsmarkt heeft voornamelijk een nationaal karakter. Een belangrijk reden daarvoor (zie hoofdstuk 3.1.2.) is de beperkte beschikbare capaciteit op de koppelverbindingen, in het bijzonder op de Frans-Belgische grens. De commerciële capaciteit voor import vanuit Frankrijk is beperkt, en bedraagt ongeveer 1.000 MW in de zomer, 2.000 MW in de winter en 1.500 MW in het tussenseizoen. Een belangrijk deel van deze capaciteit is echter niet toegankelijk voor de marktspelers, maar is gereserveerd voor de zogenaamde historische contracten (langlopende contracten die reeds in werking waren voor 19 februari 2000). Aangezien de vraag naar capaciteit op
39/88
maandbasis de beschikbare hoeveelheid vaak sterk overstijgt, en er dus vaak congestie optreedt, werd beslist tot uitbreiding van de Frans-Belgische koppelverbinding. Echter, de beperkte hoeveelheid werkelijk beschikbare capaciteit op de koppelverbinding aan de zuidgrens, gecombineerd met de vereisten van de nationale balanceringsregels, hebben tot gevolg dat de relevante groothandelsmarkt voor elektriciteit op dit moment nog steeds nationaal moet worden afgebakend. In 2004 werden de concurrentieverhoudingen tussen de spelers op de elektriciteitsmarkt nauwelijks veranderd door overnames of fusies. Zowel de overname van Citypower door SPE als de vier zaken die voor de Raad van de Mededinging verschenen (verder beschreven in 3.2.3) brachten geen noemenswaardige verschuivingen met zich mee in de marktaandelen van concurrerende bedrijven op de verschillende markten.
3.2.2
Beschrijving van de kleinhandelsmarkt
De controle op de kleinhandelsmarkt is een gewestelijke bevoegdheid. De bespreking is dan ook opgedeeld naar de verschillende gewesten. Vlaamse Gewest
Marktaandelen Tabel 8 geeft een overzicht van de marktaandelen in het Vlaamse Gewest voor de verschillende categorieën van eindafnemers.
Tabel 8: Marktaandelen van de leveranciers in het Vlaamse Gewest (in geleverd volume) Markt (DSO + TSO)
Speler 1 Speler 2 Speler 3 Speler 4 Speler 5 Speler 6 Speler 7 Speler 8 Andere
Huishoudens en kleine professionelen
Middelgrote industrie en ondernemingen
< 1 kV
> 1 kV en ‘assimilated’
41,41% 11,80% 3,11% 1,23% 1,04% 1,10%
18,58% 0,91% -
Grote industrie Klanten met een consumptie van > 10 GWh/jaar 16,13% 4,6% 0,09%
Totaal Marktaandelen 41,41% 34,71% 11,80% 4,60% 3,11% 1,23% 1,04% 0,91% 1,19%
Bron: VREG
40/88
Op dit moment heeft de VREG aan achttien leveranciers een vergunning toegekend. Daarvan hebben er veertien geen vennootschapsrechtelijke banden met de enige netbeheerder. De vier andere zijn speler 1, speler 2, speler 3 en een andere speler. Uit tabel 8 blijken drie leveranciers een marktaandeel van meer dan 5% te hebben. Deze drie hebben samen een marktaandeel van 87,92%. Speler 1 en speler 2 hebben samen iets meer dan 76% van de kleinhandelsmarkt in handen. Het aandeel van de zuiver buitenlandse ondernemingen is klein. Immers, van de acht bij naam genoemde spelers worden enkel speler 4, speler 5, speler 6 en speler 7 beschouwd als volledig buitenlands. Deze hebben samen een marktaandeel van minder dan 10%.
Switching In 2004 koos 4,29% van de grote industriële afnemers met telegemeten lezing ervoor een contract te tekenen, hetzij met een nieuwe leverancier, hetzij met de standaardleverancier. Dit brengt de switchingsgraad sinds de vrijmaking van de markt voor deze categorie van klanten op 40,53%. In 2004 tekende 34,54% van de kleinhandelsklanten (huishoudelijke en kleine professionele klanten) een contract met een nieuwe of een standaardleverancier. Dit brengt de switchingsgraad sinds de vrijmaking van de markt voor die categorie van klanten op 53,31%. Waalse Gewest
Marktaandelen Tabel 9 geeft een overzicht van de marktaandelen in het Waalse Gewest voor de verschillende categorieën van eindafnemers. Tabel 9: Marktaandelen van de leveranciers in het Waalse Gewest (kolom 2, 3 en 4 in aantal beleverde afnamepunten en kolom 5 in geleverd volume) Markt (DSO + TSO)
Huishoudens en kleine professionelen Laagspanning
Niet vrijgemaakt Speler 1 Speler 2 Speler 3 Speler 4 Speler 5 Speler 6 Speler 7 Speler 8 Andere
Middelgrote industrie en ondernemingen Hoogspanning en gerelateerde klanten
Grote industrie
Totaal
Klanten met een consumptie van > 10 GWh/jaar
Marktaandelen
99,7 % 78,3 %
3,6 % 13,4 % 66,7 % 11,6 % 1,1 %
1,8 % 0,3 %
18,9 % 1,0 %
1,1 % 2,5 %
45,2 % <1% 8,2 % 41,0 % 2,4 % <1% <1% <1% 2,1 % 1,1 %
Bron: CWaPE
41/88
Op dit moment zijn er in het Waalse Gewest tien leveranciers actief. Zes daarvan hebben geen enkele vennootschapsrechtelijke band met een of meerdere netbeheerders. De vier anderen zijn speler 2, speler 3, speler 7 en speler 8. Er zijn twee spelers, speler 2 en speler 3 die aan marktaandeel van meer dan 5% hebben. Ze hebben samen 49,2% van de markt in handen. Echter, dit vertegenwoordigt een aandeel van bijna 90% in de vrijgemaakte markt. De drie grootste spelers samen vertegenwoordigen een aandeel van 51,6 % van de totale markt, of 94,16% van de vrijgemaakte markt. Het aandeel van de zuiver buitenlandse ondernemingen is zeer klein (enkel speler 4, speler 5, speler 6 en een andere speler zijn volledig buitenlands).
Switching Wat switching betreft, beschikt de CWaPE nog niet over precieze gegevens. Van de in aanmerking komende klanten wordt 60% bediend door een standaardleverancier. Ongeveer 40% van deze klanten dus heeft een contract getekend met een leverancier naar eigen keuze (die de standaardleverancier of een andere kan zijn). Slechts 270 klanten (minder dan 2%) hebben een contract getekend met een andere dan de aan hen toegewezen leverancier. Kleinhandelsprijzen Eurostats elektriciteitsprijzen voor de kleinhandelsmarkt in 2004 worden in tabel 10 opgesplitst volgens de verschillende kostenelementen. Deze opsplitsing wordt gemaakt voor de standaardconsumentenprofielen Dc, Ib en Ig, die in punt 3.1.3.c al besproken werden. Bij het bekijken van de gemiddelde prijzen, moet men indachtig zijn dat de kleinhandelsprijs kan verschillen tussen consumenten met eenzelfde profiel omdat ze door een andere distributienetbeheerder worden beleverd en dus een ander distributienettarief dienen te betalen of omdat ze in een ander gewest wonen, waardoor er ander heffingen gelden op de aangekochte energie.
42/88
Tabel 10: Opsplitsing van de gemiddelde elektriciteitsprijzen op de kleinhandelsmarkt
Gemiddelde prijzen in EUR/MWh Nettarieven exclusief BTW en heffingen
Dc
Ib
Ig
51
64
11
6
6
5
Energiekosten en leveranciersmarge
60
59
44
Belasting op de toegevoegde waarde
25
27
12
142
156
72
Taksen, heffingen en toeslagen7
Gemiddelde totale prijs (incl. BTW) Bron: CREG
3.2.3
Maatregelen om misbruik van machtspositie te voorkomen
Federale maatregelen
VPP-veilingen De VPP-veilingen vormen een verbintenis voor Electrabel, die de Raad voor de Mededinging oplegde in haar reeks beslissingen met betrekking tot de concentraties tussen Electrabel Customer Solutions en de gemengde intercommunales. Op termijn moet hierdoor in totaal 1200 MW netto-productiecapaciteit ter beschikking worden gesteld van derden. Electrabel is in de loop van 2004 viermaal overgegaan tot de veiling van virtuele productiecapaciteit. Er worden basis- en piekproducten verhandeld. Deze twee types van producten zijn elk samengesteld uit een geheel van tien VPP-producten met een verschillende looptijd en met verschillende begindatums van levering (twee per veiling). Eind 2004 bedroeg de op de markt aangeboden gecumuleerde en niet vervallen capaciteit – na in totaal vijf VPP-veilingen – 1.075 MW.8 Van deze capaciteit werd 900 MW effectief aangekocht. De VPP-verbintenis loopt tot eind december 2008, waardoor de potentiële hoeveelheid aangekochte productiecapaciteit uiterlijk tot december 2011 gebruikt kan worden. Figuur 9 geeft een overzicht van de resultaten van de veilingen in 2004. Op de vier veilingen werd respectievelijk 98%, 94%, 88% en 61% van de aangeboden capaciteit verkocht, terwijl het aantal succesvolle kopers varieerde tussen zes en negen. 7
Sterk variabel wegens de gewestelijke keuzes in verband met het al dan niet toepassen van de ELIA-taks van 4,91€/MWh 8 Deze hoeveelheid houdt rekening met de eerste veiling van december 2003.
43/88
Figuur 9: Voor veiling aangeboden en verkochte hoeveelheid virtuele productiecapaciteit in 2004 350 300 250 200 150 100 50 0
Feb-04
May-04
Sep-04
Nov-04
Verkochte producten - Basis
175
160
230
155
Verkochte producten - Piek
90
80
135
120
180
170
277
300
90
85
138
150
Aangeboden capaciteit Basis Aangeboden capaciteit - Piek
Bron: http://www.endex.nl/vpp/public/, bewerkte gegevens
Gezien de verschillende looptijden en de begindatums van de VPP-producten varieert de beschikbaarheid van de capaciteit sterk. Het profiel van de gecumuleerde capaciteit die uitoefenbaar is door de kopers wordt per trimester weergegeven in figuur 10. Belangrijk om te noteren is het feit dat dit profiel verder evolueert na 2004. De producten met latere begindatum komen immers ook nog in toekomstige veilingen aan bod. Toekomstige projecten Op het moment van het schrijven van het onderhavige rapport hadden ook in 2005 reeds twee veilingen plaatsgevonden.
44/88
Figuur 10: Profiel van de gecumuleerde uitoefenbare capaciteit – situatie op 31/12/2004 1200
1000
MW
800
600
400
200
0
1T2004 2T2004 3T2004 4T2004 1T2005 2T2005 3T2005 4T2005 1T2006 2T2006 3T2006 4T2006 1T2007 2T2007 3T2007 4T2007 Totaal Piekproduct
120
190
125
240
320
325
230
175
175
150
150
90
80
45
45
Totaal Basisproduct
245
385
355
540
525
620
485
315
295
255
175
115
75
75
75
Bron: http://www.endex.nl/vpp/public/, bewerkte gegevens
Acties van de CREG Hoewel de Belgische wet haar geen specifieke bevoegdheid toekent om toe te zien op de naleving van de mededingingsregels en in het bijzonder om eventuele misbruiken van dominante positie op de elektriciteitsmarkt te beletten, heeft de CREG in 2004 een aantal acties op dit vlak gevoerd. Zo maakte de CREG, in het raam van haar studiebevoegdheid, op eigen initiatief een studie om de verschillen te onderzoeken tussen de prijzen die in Vlaanderen door de twee grootste standaardleveranciers, namelijk Electrabel Customers Solutions en Luminus, worden toegepast op hun actieve en hun standaardafnemers. Als gevolg van deze analyse, die zowel het mededingingsrecht als het Belgische handelsrecht op de prijsstelsels van deze leveranciers toepaste, heeft de CREG een aantal bezwaren geformuleerd en de twee leveranciers verzocht hun prijsbeleid grondig te herzien en de manier te verbeteren waarop ze hun afnemers informeren over de prijzen en de algemene voorwaarden die op hen van toepassing zijn9. Op vraag van de minister van Energie heeft de CREG ook een studie gemaakt over de noodzakelijke regulatieve maatregelen bij de oprichting van een Belgische elektriciteitsbeurs. 9
In het bijzonder verweet deze studie Electrabel Customers Solutions dat het haar dominante positie misbruikte en Luminus dat ze het Belgische handelsrecht overtrad. Als gevolg hiervan hebben de betrokken leveranciers hun prijssystemen voor de levering van elektriciteit aangepast. Deze wijzigingen aan de bestaande prijsstelsels vormden het onderwerp van nieuwe studies in 2005, die tot het besluit komen dat ze geen overtreding van het mededingingsrecht noch van het Belgische handelsrecht meer inhouden.
45/88
Behalve aan de normatieve regels met betrekking tot de concrete oprichting en organisatie van de beurs, besteedt de studie ook bijzondere aandacht aan de haalbaarheid ervan. Bijgevolg onderzoekt de studie de relevante marktfactoren die een rechtstreekse invloed op de beurs hebben, zoals de sterk geconcentreerde marktstructuur, het risico dat de prijzen op de beurs gemanipuleerd kunnen worden en de rol van de VPP’s. Op basis hiervan stelde de CREG een aantal regulatieve maatregelen voor die de transparantie, de liquiditeit en het aanbod op de beurs kunnen bevorderen. Verder werd gesuggereerd om wijzigingen aan te brengen in de huidige marktregels voor VPP’s en balancering, alsook van toewijzing en nominatie van capaciteit aan de koppelverbindingen. Eind 2003 belastte de Algemene Raad van de CREG een extern bureau met een algemene studie over de werking van de elektriciteitsmarkt in België. De besluiten van deze studie werden eind 2004 gepubliceerd Deze studie stipt de hoofdpunten aan van de werking van de Belgische markt zoals die er vandaag uitziet, identificeert de elementen die de werking ervan zouden kunnen bemoeilijken, en formuleert aanbevelingen om hieraan te verhelpen. De Algemene Raad van de CREG vatte eind 2004 het kritische onderzoek van deze studie aan.
De Raad voor de Mededinging De Raad voor de Mededinging heeft in 2004 vier beslissingen getroffen in zaken aangaande concentraties met betrekking tot de elektriciteitssector. Op 8 maart 2004 trof de Raad voor de Mededinging een beslissing in verband met de concentratieoperatie waarbij de internationale coöperatieve vereniging met beperkte aansprakelijkheid Sibelga haar afnemers, naargelang ze in aanmerking komen, overdraagt aan Electrabel Customers Solutions door deze laatste als standaardleverancier aan te duiden. In deze beslissing stelde de Raad dat een aantal verbintenissen, door beide partijen aangegaan, het effect van de versterking van hun dominante positie tengevolge van deze operatie compenseerden, en verklaarde ze de concentratie bijgevolg toelaatbaar. In de loop van de eerste helft van 2004 werden drie andere concentraties aan de Raad voor de Mededinging gemeld: de concentratie waarbij de N.V. Elia System Operator en de N.V. Elia Asset de exclusieve controle verwerven van de N.V. BEL-Engineering die hen wordt overgedragen door de N.V. Suez-Tractebel, de concentratie waarbij de N.V. Essent Belgium de activiteit van elektriciteitslevering aan de in aanmerking komende afnemers van de elektriciteitsregie van de stad Waver verwerft en tenslotte de concentratie waarbij enerzijds de intercommunale ALE haar gebonden afnemers, naargelang ze in aanmerking komen,
46/88
overdraagt aan de N.V. SPE en anderzijds de N.V. SPE de exclusieve controle van de N.V. ALE-TRADING verwerft. In elk van deze zaken stelde de Raad voor de Mededinging dat de concentratie niet de verwerving of versterking tot gevolg mocht hebben van een dominante positie die op significante wijze de daadwerkelijke mededinging op de betrokken Belgische markt of een wezenlijk deel ervan belemmerde en verklaarde de concentraties bijgevolg toelaatbaar. Gewestelijke maatregelen Ter bevordering van de transparantie worden de statuten en verplichtingen van de verschillende spellers vastgelegd door de wetgever. Elk jaar moeten de leveranciers een rapport opstellen dat uitlegt hoe zij aan deze verplichtingen voldoen. Deze informatie wordt door de gewestelijke regulator gecontroleerd. De algemene voorwaarden in de contracten moeten overeenstemmen met de toepasbare wettelijke voorzieningen en de technische voorschriften, zoals uiteengezet in hoofdstuk 6. Tenslotte is ook de aard en de deadline voor het leveren van informatie door de leveranciers duidelijk vastgelegd.
47/88
4 Regulering en Werking van de Gasmarkt 4.1 Regulering [Artikel 25(1)] 4.1.1
Algemeen
De timing voor de vrijmaking van de Belgische gasmarkt is zowel federaal als gewestelijk georganiseerd. Dit betekent dat men de federale en gewestelijke vrijmakingskalenders met elkaar moet combineren en dat de graad van openstelling van de markt varieert tussen de drie gewesten in België. De federale wetgever voorzag sinds 31 december 2002 in een vrije markt voor alle afnemers die meer dan 5 miljoen m³ per jaar verbruikten. Op 1 juli 2004 werd de categorie van in aanmerking komende afnemers uitgebreid naar alle eindafnemers die verbonden zijn op het aardgasvervoersnet. In het Vlaamse Gewest is de markt sinds 1 juli 2003 volledig vrijgemaakt voor alle afnemers. In het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest komen sinds 1 juli 2004 alle afnemers met een uitsluitend professioneel verbruik in aanmerking. De volledige vrijmaking van de Brusselse markt is voorzien in 2007. In het Waalse Gewest werden op 4 januari 2004 alle afnemers met een consumptie van meer dan 12 GWh per jaar vrijgemaakt. Sinds 1 juli 2004 komen ook de afnemers met een jaarverbruik tussen 0,12 GWh en 12 GWh in aanmerking. De volledige vrijmaking van de Waalse markt is voorzien op 1 januari 2007.
48/88
Tabel 11 geeft een overzicht van de situatie in de Belgische gasmarkt.
Tabel 11: De vrijmaking van de Belgische gasmarkt10 Federale Staat
Drempel afnemers die meer dan 5 mijloen m³ Vóór juli 2004 per jaar verbruiken alle eindafnemers die aangesloten Sinds juli 2004 zijn op het aardgasvervoersnet
% klanten vrij
% volume vrij
59%
98%
100%
100%
Drempel Alle afnemers
% klanten vrij 100 %
% volume vrij 100 %
Drempel Afnemers met een jaarverbruik van meer dan 12 GWh Afnemers met een jaarverbruik van meer dan 0,12 GWh Alle afnemers
% klanten vrij
% volume vrij
0,01 %
13 %
1,4 %
35 %
100 %
100 %
Drempel
% klanten vrij
% volume vrij
-
-
100 %
100 %
Vlaamse Gewest Sinds 1 juli 2003 Waalse Gewest Sinds 4 januari 2004 Sinds 1 juli 2004 Op 1 januari 2007 Brusselse Hoofdstedelijke Gewest Sinds 1 juli 2004 Op 1 juli 2007
Afnemers met uitsluitend professioneel verbruik Alle afnemers
Bron: CREG, CWaPE, VREG
4.1.2
Beheer en allocatie van capaciteit op de koppelverbinding en mechanismen om congestie aan te pakken
In 2004 werd 43.2 bcm gas getransporteerd op het Belgische vervoersnet. Bijna 60% van deze hoeveelheid, namelijk 25,7 bcm, kwam voort uit grensoverschrijdende doorvoer en was dus bestemd voor het buitenland. Slechts 17,6 bcm was bestemd voor verbruik en opslag in België zelf. De beschikbare capaciteiten op alle grenspunten worden gepubliceerd op de website van Fluxys, de aardgasvervoersonderneming11. Tabel 12 geeft de beschikbare capaciteit weer voor december 2004 en de eerste helft van 2005. Deze tabel toont aan dat de meeste ingangspunten gekenmerkt worden door contractuele congestie.
10
Op federaal niveau geven de percentages de vrijmaking van de eindafnemers weer die rechtstreeks op het vervoersnet zijn aangekoppeld. Op gewestelijk niveau tonen de percentages het aandeel van eindafnemers op het distributienet die een vrije keuze van leverancier hebben. 11 zie http://www.fluxys.net/pdf/Fluxys_FreeCapacity_041201.pdf
49/88
Tabel 12: Invoercapaciteit 2004
Bron: Fluxys
Gegevens over de stromen in 2004 tonen aan dat de gebruiksratio’s van de verschillende ingangspunten van het vervoersnet variëren tussen 40% en 100%. Echter, het jaar 2004 werd gekenmerkt door relatief milde wintermaanden. In haar Indicatief Plan voor de Bevoorrading van Aardgas12 2004-2014, heeft de CREG een inschatting gedaan van de fysische congestie op het netwerk in het geval van een strenge winter (1/50-criterium). Het resultaat van deze inschatting leidde bij de CREG tot het besluit dat het netwerk virtueel verzadigd is, en er zich een tekort zou kunnen manifesteren in het geval van een strenge winter.
Dit
leidde
de
CREG
ertoe
een
reeks
investeringen
in
de
Belgische
vervoersinfrastructuur aan te bevelen (zie punt 5.2.b. hieronder). Toekomstige projecten De CREG krijgt desondanks geregeld meldingen van verzadiging. Bovendien werd er een belangrijk nieuw contract gesloten tussen Distrigas en Gazexport, in december 2004, voor de doorvoer van 300.000 m³(n)/h aardgas tussen Eynatten en Zeebrugge. Naar aanleiding hiervan onderzoekt de CREG of er sprake kan zijn van scheeftrekkingen tussen de capaciteit die respectievelijk toegewezen wordt aan vervoer en doorvoer. Huidige werking De toewijzingsregels en het congestiebeheer voor binnenlands vervoer zijn beschreven in de Belangrijkste
Voorwaarden13
van
Fluxys,
goedgekeurd
door
de
CREG
14
op 24 december 2004 . Overeenkomstig de Belgische regelgeving moet tegen juni 2006 de nodige informatica-infrastructuur voorzien zijn ter ondersteuning van een ’day ahead’vrijmaking van niet genomineerde capaciteit. Tot slot kan gemeld worden dat Fluxys 12 13
zie http://www.creg.be/pdf/Propositions/F360FR.pdf zie http://www.creg.be/pdf/decisions/B244-3FR.pdf
50/88
eveneens op haar website een kalender van de geplande werkzaamheden op haar netwerk publiceert.
4.1.3
De
regulering
van
de
taken
van
de
vervoersondernemingen
en
de
distributienetbeheerders
a) De netbeheerders
De vervoersondernemingen voor aardgas Fluxys is de vervoersonderneming voor aardgas, die instaat voor de bediening van zowel het nationale vervoersnet als de opslageenheden en hiervan ook de eigenaar is. Hoewel Fluxys niet over een wettelijk monopolie beschikt, voert Fluxys haar activiteiten uit onder een natuurlijk monopolie. Indirect bedient ze ook de LNG-terminal, via een aandeel van 92% in de onderneming Fluxys LNG. Details van de eigendomstructuur van Fluxys zijn weergegeven in figuur 11. Toekomstige projecten De wet van 1 juni 2005 die onder andere de gasrichtlijn beoogt om te zetten, houdt in dat in de loop van 2006 het beheer van de overbrenging-, opslag- en LNG-installaties de vorm zal aannemen van een wettelijk gereguleerd monopolie.
14
zie http://www.creg.be/pdf/decisions/B244-3FR.pdf
51/88
Figuur 11: Eigendomsstructuur van de vervoersonderneming
Bron: www.fluxys.net
De onderneming Suez-Tractebel, die eveneens hoofdaandeelhouder is van de belangrijkste leveranciers op de kleinhandelsmarkt, namelijk Electrabel Customer Solutions en Distrigas, bezit de meerderheid van de aandelen. Iets minder dan een derde van de aandelen is in het bezit van de gemeenten via de holding Publigas. De distributienetbeheerders Er zijn negentien distributienetbeheerders voor gas in België. Zij genieten een wettelijk monopolie voor het gebied waarvoor zij als distributienetbeheerder zijn aangewezen. Vijf distributienetbeheerders zijn zuivere intercommunales, wat betekent dat zij volledig in het bezit zijn van de lokale overheden (gemeenten of provincies). De resterende veertien distributienetbeheerders zijn gemengde intercommunales en maken aldus deel uit van een privaat-publiek
partnership
met
Electrabel.
Er
zijn
in
het
Vlaamse
Gewest
elf
distributienetbeheerders, wat een status quo is in vergelijking met 2003. In 2004 waren er in het Waalse Gewest acht distributienetbeheerders. Tabel 13 geeft een overzicht van de negentien distributienetbeheerders. Toekomstige projecten Door een fusie van Intermosane en ALG zijn er sinds januari 2005 nog slechts zeven distributienetbeheerders in het Waalse Gewest.
52/88
Tabel 13: Overzicht van de distributienetbeheerders in België in 2004 Intercommunales
Gemengde
Zuivere
Vlaamse Gewest Gaselwest, Intergem, IMEWO, IVEKA, Iverlek, IGAO, SIBELGAS-Noord Pligas, IVEG, WVEM, Intergas Netbeheer BV
Brusselse Hoofdstedelijke Gewest Sibelga
Waalse Gewest Gaselwest, IDEG, IGH, Interlux, Intermosane, Sedilec, Simogel ALG
Bron: CREG
Op dit moment bezit Electrabel gemiddeld ongeveer 50% van de aandelen van de gemengde intercommunales. De gemengde intercommunales verdelen samen 80% van het gas in het Vlaamse Gewest en ongeveer twee derde van de markt in het Waalse Gewest.
b) De methodologie voor de bepaling van de nettarieven
Reguleringskader De vervoersondernemingen en de distributienetbeheerders moeten jaarlijks hun nettarieven ter goedkeuring voorleggen aan de CREG. Indien de CREG besluit dat zij de voorgestelde nettarieven niet kan goedkeuren, kan zij voorlopige tarieven goedkeuren die gelden voor een periode van drie maanden en die kunnen verlengd worden telkens voor een periode van drie maanden. De tariefstructuur is uniform voor het hele land, maar wel verschillend naargelang het gaat over vervoers-, dan wel distributienettarieven. De nettarieven daarentegen verschillen van netbeheerder tot netbeheerder. Er zijn dus negentien verschillende distributienettarieven en één vervoersnettarief per aangeboden dienst. De nettarieven zijn gereguleerd op basis van de ‘cost plus’-methodologie. Zij dekken derhalve precies de vervoers-, respectievelijk distributiekosten, vermeerderd met een billijke winstmarge ter vergoeding van de geïnvesteerde kapitalen in de netten. De CREG dient de redelijkheid van de kosten te controleren door onder andere de kosten van de vervoersonderneming of een distributienetbeheerder te vergelijken met die van gelijkaardige ondernemingen. Voor het bepalen van de billijke winstmarge volgt de CREG in principe (d.i. voorzover de vervoersondernemingen of distributienetbeheerders voor zich zelf niet aantonen dat een andere benadering meer aangepast is) het ‘capital asset pricing model’model15. 15
Zie : http://www.creg.be/pdf/Lignes Directrices/Div-B218FR.pdf.
53/88
Op 1 april 2004 werd de structuur van het vervoerstarief omgeschakeld van een unitair postzegeltarief naar een systeem met aparte entry- en exittarieven welke beter de kosten en de vraag naar capaciteit reflecteren. De CREG controleert de vervoers- en distributiekosten zowel ex ante, als ex post. Het overzicht dat figuur 3 geeft van het controleproces op de kosten en de billijke winstmarge van de netbeheerders van elektriciteit, geldt evenzeer voor de vervoersondernemingen als voor de distributienetbeheerders van aardgas. Ook de meerjarentarieven voor het gebruik van de LNG terminal te Zeebrugge na 2006, die nodig zijn om uitbreidingswerken in deze infrastructuur mogelijk te maken, moeten ter goedkeuring voorgelegd worden aan de CREG. Deze bevoegdheid oefende de CREG in 2004 voor het eerst uit, wanneer zij het meerjarentariefvoorstel goedkeurde, dat de vervoersonderneming die de LNG terminal te Zeebrugge exploiteert, voorlegde. Ingevolge de beslissing van de Raad van State om de toepassing van een deel van de wetgeving inzake de liberalisering van de gasmarkt op doorvoer te schorsen, valt het beheer van vervoerscapaciteit gereserveerd voor doorvoer niet onder de controlebevoegdheid van de regulator. De doorvoertarieven zijn niet gereguleerd. Controle en evaluatie van de kosten en de nettarieven door de CREG
Ex ante controle gebaseerd op de gebudgetteerde kosten De vervoersondernemingen en de distributienetbeheerders dienen elk jaar in september hun tariefvoorstel voor het volgende jaar ter goedkeuring in bij de CREG. Deze tariefvoorstellen zijn gebaseerd op de gebudgetteerde kosten. De CREG controleert onder meer of elke aan een klant verleende en gefactureerde dienst wordt vergoed volgens een tarief dat de geraamde kosten dekt. Hierbij wordt specifiek toegezien op de afwezigheid van kruissubsidies tussen de gereguleerde activiteiten onderling en tussen de niet-gereguleerde activiteiten en de gereguleerde activiteiten.
54/88
Ex post controle gebaseerd op de werkelijke kosten Elk trimester maakt de vervoersonderneming een rapport over aan de CREG met de kosten en opbrengsten van de afgelopen drie maanden. Voor de distributienetbeheerders geldt een halfjaarlijkse rapportering. In februari volgend op het verificatiejaar dienen zowel de vervoersondernemingen als de distributienetbeheerders een jaarlijks rapport over te maken met de exploitatieresultaten van het voorbije jaar. Ieder jaar in februari start de CREG haar controle van de werkelijke kosten van het jaar voordien. Op basis van de werkelijke ‘regulated asset base’ bepaalt de CREG (in principe op basis van het door haar gekozen ‘capital asset pricing model’-model) de toegelaten billijke winstmarge van het kapitaal van de vervoersonderneming of distributienetbeheerder. Deze winstmarge wordt dan vergeleken met de behaalde resultaten. Het verschil, zowel positief als negatief, wordt overgedragen naar het nettarief van het daaropvolgende jaar. Toekomstige projecten De wet van 1 juni 2005 die onder andere beoogt de gasrichtlijn om te zetten, kondigt een grondige hervorming van de regulering van de nettarieven aan. De betrokken bepalingen van deze wet zijn nog niet in werking getreden. De CREG bereidt een gelijkaardige controle op de distributienettarieven voor aardgas voor als zij al heeft uitgewerkt voor de distributienettarieven voor elektriciteit.
c) Vervoers- en distributienettarieven
Tabel 14 geeft een schatting van de nettarieven (vervoer en distributie samen) voor de consumentenprofielen I4-1, I1 en D3, waarvan de kenmerken hieronder gegeven zijn. Aangezien
de
distributienettarieven
verschillen
van
distributienetbeheerder
tot
distributienetbeheerder, geeft deze tabel een geschat bereik (minimum-maximum) en een gemiddelde weer: I4-1
116 300 MWh
belasting 250 dagen, 4000 uren
I1
116.3 MWh
geen belasting gespecificeerd, als nodig 115-200 dagen
D3
23 260 KWh
geen belasting gespecificeerd
55/88
Tabel 14: Schatting van de nettarieven voor standaardconsumenten, gebaseerd op de goedgekeurde tarieven voor 2005 (excl. BTW) Consumententype Vervoersnettarief (€/MWh) Distributietarief (€/MWh) - gemiddeld Distributietarief (€/MWh) - maximum Distributietarief (€/MWh) - minimum Heffingen op nettarieven (€/Mwh)
I4-1 1,44 0,59 2,33 0,07 0,59
I1 1,44 4,71 7,16 2,43 1,74
D3 1,44 10,11 13,57 6,81 1,74
Bron: CREG
Evolutie van de nettarieven tussen 2003 en 2005
Distributienettarieven Het referentiejaar 2003 is een benadering van het tarief voor de diverse klantengroepen voor de start van de regulering door de CREG. Figuur 12 toont dat voor de residentiële klanten (verbruik 22 MWh) een daling van circa 7% zichtbaar is tussen 2003 en 2005. Voor de grote professionele gebruiker (2.800 MWh) is er een meer beperkte daling zichtbaar die in de grootteorde van 5% ligt voor dezelfde periode. Tenslotte kan voor de grote industriële klant (verbruik van 25.000 MWh) geconcludeerd worden dat er in nominale termen een stijging van het tarief is van 4%, hetgeen in reële termen een status quo benadert.
Figuur 12: Evolutie van de distributienettarieven sinds 2002/2003 115%
109%
110%
109%
105%
100%
104%
100%
100%
100%
96% 95%
95%
93%
90%
85%
80% 2003 Distribution charge (€/MWh) - residential
2004 Distribution charge (€/MWh) - large pofessional
2005 Distribution charge (€/MWh) - industrial
Bron: CREG
56/88
Vervoersnettarieven Sinds de start van de regulering in de laatste maanden van 2002 is het nettarief met 10% afgenomen.
Figuur 13: Evolutie van de vervoersnettarieven 102%
100%
100%
98%
96% 94%
94%
92%
91% 90%
90%
88%
86%
84% 2002
2003
2004
2005
Transmission charge (€/(m³/h)year)
Bron: CREG
d) Evenwicht op het netwerk
Omschrijving van het balanceringsmechanisme Inzake het binnenlands vervoer (d.i. al het vervoer behalve de doorvoer16) hanteert de vervoersonderneming een systeem van dagelijkse balancering met uurbeperkingen. Er zijn drie soorten onevenwichtstoleranties: per uur (HIT), cumulatief (CIT) en dagelijks (DIT) – met overeenkomstige penaliteiten. De vervoersonderneming beheert een systeem met vier balanceringszones (drie voor H-gas en een voor L-gas). Onevenwichten worden geaggregeerd over de drie H-gas zones heen, behalve wanneer er congestie optreedt op de overdrachtspunten tussen deze zones - iets wat op sinds 1 april 2004 – datum van invoering van het huidige systeem - nog niet is voorgekomen. In dat laatste geval worden de bevrachters (shippers) naar hun contractuele route teruggeduwd (pushed back). Dit terugduw-principe 16
wordt
enkel
toegepast
wanneer
de
vervoersonderneming
zich
Er is een afzonderlijk systeem van toepassing op de doorvoer van aardgas.
57/88
geconfronteerd ziet met extreme situaties. Wanneer dit gebeurt, moet de bevrachter in evenwicht zijn in de evenwichtszones die zijn ingangs- met zijn uitgangspunten verbinden. Balancering door de vervoersonderneming Overeenkomstig de gedragscode dient de bevrachter ervoor te zorgen dat hij binnen de balanceringperiode
in
evenwicht
is.
Wat
de
bevrachters
ook
doen,
dient
de
vervoersonderneming erover te waken dat het net in zijn geheel in evenwicht blijft, teneinde de netintegriteit te behouden. Om deze ‘residuele’ balanceringstaak waar te nemen, beroept de vervoersonderneming zich op ‘line pack’, samen met kleine hoeveelheden opgeslagen gas in de LNG- en opslagfaciliteiten Het behouden van het netevenwicht steunt op snel beschikbare capaciteit van opslag en LNG, maar betreft slechts beperkte geaggregeerde volumes. De vervoersonderneming contracteert ook – via een jaarlijkse aanbesteding – bijstand bij de leveranciers om het netevenwicht enkele uren lang te handhaven in geval van zwaar incident. Tenslotte sluit de vervoersonderneming, waar mogelijk, akkoorden af met de beheerders van aanpalende vervoersnetten (zogenaamde ‘Operational Balancing Agreements’, ofwel OBAs). Die
OBAs
bieden
ruime
mogelijkheden
voor
samenwerking
tussen
de
vervoersondernemingen in het voldoen aan de residuele balanceringsbehoeften.
4.1.4
Toegang tot opslag
De toegang tot opslag is gereguleerd op dezelfde wijze als de toegang tot het vervoersnet voor de overbrenging van aardgas. Er zijn twee opslagsites in België. De toegang tot iedere site wordt afzonderlijk verleend.
Loenhout: ondergrondse opslagfaciliteiten voor aardgas Loenhout is een opslagfaciliteit in een ondergrondse watervoerende laag voor hoogcalorisch aardgas met de volgende karakteristieken: ▪
opslagcapaciteit: 580 miljoen m³(n) (bruikbaar volume) + 20 miljoen m³(n) (operationele behoeften van de vervoersonderneming);
▪
totale injectiecapaciteit (piek) tot 250,000 m³(n) per uur;
▪
totale uitzendcapaciteit basis tot 250,000 m³(n) per uur;
58/88
▪
totale uitzendcapaciteit piek (cumulatief) tot 500,000 m³(n) per uur.
De beschikbare capaciteit in Loenhout is met voorrang gereserveerd voor netgebruikers die gas leveren aan leveranciers van eindafnemers aangesloten op het distributienet. De volledige beschikbare capaciteit voor 2004 is gereserveerd onder de vorm van standaardpakketten (SBU) door twee verschillende gebruikers die aan deze voorrangsregel voldoen.
Zeebrugge: piekbesnoeiingsinstallatie Zeebrugge is een opslagfaciliteit voor LNG met de volgende karakteristieken: ▪
opslagcapaciteit: 55 million m³(n);
▪
vaste uitzendcapacititeit: 400,000 m³(n) per uur;
▪
onderbreekbare uitzendcapacititeit: 100,000 m³(n) per uur.
De faciliteit wordt gevuld door LNG te transporteren per vrachtwagen vanuit de LNG-terminal in Zeebrugge. De beschikbare capaciteit in Zeebrugge is met voorrang gereserveerd voor netgebruikers die gas leveren van leveranciers van eindafnemers aangesloten op het distributienet. De volledige beschikbare capaciteit voor 2004 is gereserveerd onder de vorm van standaardpakketten (SBU) door een enkele gebruiker die aan deze voorrangsregel voldoet. Toekomstige project De CREG streeft naar de volledige naleving van de “Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators” (GGP-SSO) dat door het Forum van Madrid werd goedgekeurd op 18 maart 2005. Echter, omwille van de vereiste informatica-investeringen en omwille van de tijd nodig om nieuwe diensten te ontwikkelen, is volledige naleving pas voorzien in 2006.
4.1.5
Feitelijke ontvlechting
Reguleringskader De vervoersactiviteiten voor de markt van de in aanmerking komende afnemers op het aardgasnet kennen nog geen wettelijke verplichting tot juridische ontvlechting van invoer, levering (aan in aanmerking komende afnemers) en doorverkoop. De verplichting tot administratieve en operationele ontvlechting is echter wel al wettelijk bepaald. De vervoersondernemingen
hebben
de
twee
wettelijke
verplichtingen
reeds
feitelijk
geïmplementeerd en heeft bovendien ook vrijwillig de juridische ontvlechting doorgevoerd.
59/88
De activiteiten van de vervoersondernemingen die niet het vervoer van aardgas inhouden, zijn nu gevestigd in afzonderlijke zetels en maken zich aan de consument kenbaar als afzonderlijke commerciële entiteiten. De band met de oorspronkelijke groep blijft echter sterk. Voor de markt van de in aanmerking komende afnemers geldt de wettelijke verplichting dat de distributieactiviteiten juridisch ontvlochten zijn van invoer, levering (aan in aanmerking komende afnemers) en doorverkoop. Deze wettelijke verplichting van juridische en operationele ontvlechting is ook feitelijk geïmplementeerd. Elke distributienetbeheerder maakt zich aan de consument kenbaar met aparte merknamen, logos en websites. De werkelijke ontvlechting van communicatie en informaticasystemen kan wel nog verbeterd worden. Er is geen ontvlechting van eigendom wettelijk opgelegd, noch geïmplementeerd. De vervoersonderneming Fluxys en de voornaamste leveranciers Distrigas en Electrabel Customer Solutions behoren tot dezelfde groep (Suez-Tractebel). Fluxys en Distrigas hebben heden zeven gemeenschappelijke leden in hun respectievelijke raden van bestuur. De grootste leverancier van aardgas, Electrabel Customer Solutions, is via de Electrabel NV ook gelieerd aan de gemengde distributienetbeheerders. Echter, zowel in het Vlaamse als in het Waalse Gewest zijn er wettelijke beperkingen geïntroduceerd op de eigendomsstructuur van de distributienetbeheerders. In het Vlaamse Gewest heeft de grootste leverancier nog steeds gemiddeld 50% van de gemengde distributienetbeheerders in handen. Tegen 5 september 2006 moet dit gereduceerd zijn tot maximum 30% en tegen 2018 moet de ontvlechting van eigendom volledig zijn. In het Waalse Gewest moet tenminste 51% van de aandelen van de gemengde intercommunales in handen zijn van de gemeenten of de provincies. Toekomstige projecten De wet van 1 juni 2005 die onder andere de omzetting van de gasrichtlijn beoogt, legt de juridische ontvlechting op aan de vervoersondernemingen.
Publicatie en certificatie van rekeningen Vermits de vervoers- en distributie-activiteiten de facto juridisch ontvlochten zijn van de productie, levering en doorverkoop, zijn de gepubliceerde rekeningen van deze activiteiten
60/88
eveneens ontvlochten. Zij worden gecontroleerd door de CREG. Dezelfde regels zijn van toepassing als in de elektriciteitssector, zoals terug te vinden in hoofdstuk 3.1.4. In de rekeningen van de N.V. Fluxys zitten ook de niet-gereguleerde inkomsten van de doorvoeractiviteiten alsook van een aantal andere activiteiten vervat. Bij de distributienetbeheerders bestaan er verschillende situaties: de rekeningen kunnen louter
gereguleerde
gasdistributieactiviteiten
bevatten,
gereguleerde
gas-
en
elektriciteitsdistributieactviteiten bevatten, of er kunnen ook andere (niet-gereguleerde) activiteiten geïntegreerd zijn. Deze laatste kunnen bijvoorbeeld zijn: - levering van aardgas aan niet in aanmerking komende afnemers in het Waalse Gewest of het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest; - televisiekabel- en telecomdiensten of straatverlichting. Afzonderlijk van het onderzoekstraject dat uitgevoerd wordt door de regulator, is er een audittraject dat door de aangeduide commissaris-bedrijfsrevisor van Fluxys intern uitgevoerd wordt en waarvan de resultaten door de regulator opgevraagd worden. Sancties Net zoals in de elektriciteitssector beschikken zowel de federale als de regionale regulatoren op basis van hun respectievelijke aardgaswetgevingen over instrumenten om sancties op te leggen aan de netwerkbeheerders die onder hun bevoegdheid vallen bij het niet naleven van hun wettelijke verplichtingen tot ontvlechting. De CREG kan de vervoersondernemingen verplichten tot naleving van de wetgeving inzake administratieve en operationele ontvlechting. Indien de vervoersondernemingen deze verplichting niet naleven, kan de CREG een administratieve geldboete opleggen. De VREG, de CWaPE en het BIM, beschikken ook over de mogelijkheden tot het opleggen van
administratieve
geldboetes
en
het
herroepen
van
de
aanduiding
van
distributienetbeheerders om deze laatsten te sanctioneren indien zij niet voldoen aan de wettelijke vereiste van juridische ontvlechting. Vóór het einde van 2004 heeft geen enkele regulator een sanctie getroffen in het kader van de juridische ontvlechting van de netbeheerders.
61/88
Toekomstige projecten De VREG heeft in 2005 administratieve geldboetes opgelegd aan de gemengde intercommunales voor niet-naleving van een onderhandeld programma van ‘mijlpalen’, dat specifiek tot doel had ontvlechting op het operationele niveau te verzekeren.
62/88
4.2 Concurrentie [Artikel 25(1)(h)] 4.2.1
Beschrijving van de groothandelsmarkt
a) De markten Het volume op de nationale aardgasmarkt bedroeg in 2004 187.330 GWh of ruwweg 17 bcm. Hiervan wordt 100% ingevoerd. De belangrijkste bronnen waren in 2004 (in dalende volgorde): Noorwegen, Nederland en Algerije. Figuur 14 geeft een overzicht van de Belgische bevoorrading per ingangszone in 2004.
Figuur 14: Belgische bevoorrading per ingangszone in 2004 (EZ = Entry Zone)
Belgische bevoorrading per inganszone in 2004 (in GWh)
2%
6%
2%
17% LNG terminal Zeebrugge
14%
EZ Zeebrugge EZ Zandvliet (H) EZ Antwerpen (L) EZ 's Gravenvoeren EZ Eynatten 31%
EZ Blaregnies (H) EZ Blaregnies (L)
27% 1%
Bron: CREG
Deze figuur toont duidelijk aan dat de bevoorrading van aardgas in België goed gespreid is over de verschillende ingangszones, al neemt Zeebrugge een belangrijke plaats in. 63% van de bevoorrading wordt verzorgd door middel van langetermijncontracten met een buitenlandse producent en 28% door middel van kortetermijncontracten met een buitenlandse producent. In 2004 vertegenwoordigde laagcalorisch gas, dat uitsluitend afkomstig is uit Nederland, 30,6% van het in België verbruikte aantal GWh aardgas.
63/88
In de loop van 2004 werd, bij benadering, gemiddeld 1.250 GWh (107 miljoen m³) per dag verhandeld op de Zeebrugge Hub. In 2004 werd slechts één categorie van producten verhandeld op de Zeebrugge Hub, met name ‘day-ahead’-producten (met vlakke levering over de dag).
Toekomstige projecten Sinds februari 2005 is ‘within-day’ handel mogelijk dankzij het nieuwe elektronische platform APX ZEE.
b) Integratie Momenteel worden in België twee verschillende types gas gebruikt voor de levering aan eindafnemers: hoogcalorisch gas (H-gas) en laagcalorisch gas (L-gas). De twee types gas vormen afzonderlijke markten. Een onderscheid moet daarom gemaakt worden tussen de groothandelsmarkt voor L-gas en de groothandelsmarkt voor H-gas. L-gas De groothandelsmarkt voor L-gas wordt gekenmerkt door een erg beperkte aanbodzijde. Door de constructie van het Gasgebouw beschikt Gasunie Trade & Supply over een exclusief afnamerecht van het aardgas uit het Groningenveld. Aangezien dit veld van strategisch belang is voor de bevoorrading van L-gas en er slechts weinig volwaardige alternatieven beschikbaar zijn, is Gasunie Trade & Supply een dominante speler op deze markt. De onderneming levert aan verschillende leveringsbedrijven in Nederland, Duitsland, Frankrijk en België. Gasunie Trade & Supply bevoorraadt onder meer Distrigas en Gaz de France, die de historische leveranciers zijn van L-gas in respectievelijk België en NoordFrankrijk. Deze ondernemingen verkopen op hun beurt in België het L-gas door aan andere leveranciers. In principe zijn andere ondernemingen (in België of in het buitenland) vrij om te concurreren met deze nationale groothandelaars. De mededinging op dit niveau van de groothandelsmarkt
wordt
echter
beperkt
door
de
afwezigheid
van
beschikbare
vervoerscapaciteit op het Nederlandse exit-punt Hilvarenbeek en de afwezigheid van beschikbare capaciteit op de Nederlandse conversiefaciliteiten. De Belgische Raad voor de Mededinging nam een ‘L-gas release’-verbintenis op in de reeks concentratiebeslissingen
tussen
Electrabel
Customer
Solutions
en
de
gemengde
64/88
intercommunales. Via dit programma verbond Distrigas zich ertoe om L-gas aan nietdiscriminerende voorwaarden ter beschikking te stellen aan geïnteresseerde leveranciers. Het programma biedt flexibiliteit aan zonder financieel risico (geen ‘take or pay’-verplichting), maar is beperkt in de tijd (tot september 2006). Toekomstige projecten Concrete gegevens inzake het effect van het ‘L-gas release’-programma zijn nog niet voorhanden. De CREG bereidt een onderzoek voor naar de impact van het bestaande ‘L-gas release’-programma op de marktwerking. H-gas De verkoopsactiviteiten op de groothandelsmarkt voor H-gas vinden plaats via OTCcontracten op de grenspunten en op de Zeebrugge hub. De grensoverschrijdende doorvoer van H-gas verloopt via drie grote assen waarlangs een totaal maximum volume van 33 miljard m³(n) aardgas kan vervoerd worden. De deelnemers aan de tradingactiviteiten op de Zeebrugge Hub zijn zowel nationale als internationale spelers17. Van deze deelnemers hadden in 2004 uitsluitend Distrigas, Wingas, Gaz de France en BP Belgium een activiteit op het vervoersnet voor de belevering van de Belgische markt. Toekomstige projecten De kwaliteitsspecificaties op een van die grote assen, met name de vTn-leiding (EynattenZeebrugge), wijken echter af van de kwaliteitsspecificaties op overige delen van het netwerk. Dit vormt een belemmering voor handel op de Hub omdat de Hub fysisch gelocaliseerd is op de vTn-leiding. De CREG onderzoekt in dat verband de mogelijkheden om enerzijds de kwaliteitsspecificaties te harmoniseren en anderzijds de locatie van de Hub te wijzigen.
4.2.2
Beschrijving van de kleinhandelsmarkt
De controle op de kleinhandelsmarkt is een gewestelijke bevoegdheid. De bespreking is dan ook opgedeeld naar de verschillende gewesten.
17
Voor een volledige lijst: www.huberator.be
65/88
Vlaamse Gewest
Marktaandelen Tabel 15 geeft een overzicht van de marktaandelen in het Vlaamse Gewest voor de verschillende categorieën van eindafnemers.
Tabel 15: Marktaandelen van de leveranciers in het Vlaamse Gewest (in geleverd volume) Markt (DNB + TNB)
Gasgestookte centrales
Huishoudens en kleine ondernemingen
Speler 1 Speler 2 Speler 3 Speler 4 Speler 5 Speler 6 Andere
onbekend -
< 120 MWh/jaar 33,26% 5,97% 1,35% 0,26%
Medium industriële en commerciële klanten
Grote industriële klanten
Totale markt
< 1 mcm 2,26% 2,50% 0,36% -
≥ 1 mcm 52,28%* 1,76% -
54,54% 33,26% 5,97% 2,50% 2,12% 1,35% 0,26%
* bevat ook cijfer voor gasgestookte centrales Bron: VREG
Op dit moment heeft de VREG aan vijftien leveranciers een vergunning toegekend. Twaalf daarvan hebben geen vennootschapsrechtelijke banden met de netbeheerders. Speler 2, speler 3 en een andere speler zijn de drie uitzonderingen. Drie spelers hebben een marktaandeel van meer dan 5% en hebben samen 93,77% van de markt in handen. Het aandeel van zuivere buitenlandse bedrijven is zeer klein (geen enkele van de zes grotere ondernemingen kan beschouwd worden als zuiver buitenlands).
Switching In 2004 koos 11,10% van de grote industriële afnemers met telegemeten lezing ervoor een contract te tekenen. Dit brengt de totale switchingsgraad sinds de vrijmaking van de markt voor deze categorie van klanten op 92,51%. In 2004 tekende 41,15% van de kleinhandelsklanten (huishoudelijke en kleine professionele klanten) een contract. Dit brengt de totale switchingsgraad sinds de vrijmaking van deze categorie van afnemers op 1 juli 2003 op 44,64%.
66/88
Waalse Gewest
Marktaandelen Tabel 16 geeft een overzicht van de marktaandelen in het Waalse Gewest voor de verschillende categorieën van eindafnemers.
Tabel 16: Marktaandelen van de leveranciers in het Waalse Gewest (in geleverd volume) Markt (DNB + TNB) Niet vrij-gemaakt Speler 1 Speler 2 Speler 3 Speler 4 Speler 5 Speler 6 Andere
Gasgestookte centrales
Huishoudens en kleine ondernemingen
Medium industriële en commerciële klanten
Grote industriële klanten
< 120 MWh/jaar
< 1 mcm
≥ 1 mcm
99% 100%
<1% 68%
63% 3% 14% 13% 1% 7%
<1% 31% <1%
<1%
Totale markt 24% 50% 7% 6% 6% 3% 3% <1%
Bron: CWaPE
Op dit moment zijn er in het Waalse Gewest twaalf gasleveranciers actief. Acht van hen hebben geen enkele vennootschapsrechtelijke band met de netbeheerders (hoewel één van deze
acht
wel
de
eigendom
van
een
andere
leverancier
deelt
met
een
distributienetbeheerder). Speler 1, speler 2, speler 5 en een andere speler zijn de vier uitzonderingen. Vier spelers hebben een marktaandeel van meer dan 5%. De drie grootste spelers hebben samen 63% van de totale markt in handen. Echter, dit vertegenwoordigt bijna 83% van de vrijgemaakte markt. Het aandeel van zuiver buitenlandse bedrijven is zeer klein. Speler 3, speler 4, speler 6 en drie andere (kleine) spelers kunnen als zuiver buitenlands worden beschouwd. Van de anderen worden er twee wel als Belgische spelers beschouwd, hoewel de meerderheid van de aandelen in handen is van een buitenlandse maatschappij. Twee van de grotere leveranciers en nog enkele kleinere leveranciers hebben hun positie in de markt verstrekt door middel van overnames Er zijn 4 invoerders, waarvan er op dit moment slechts drie actief zijn. Toekomstige projecten In het Waalse Gewest zullen twee gasleveranciers door een buitenlandse maatschappij gekocht worden in 2005
67/88
Switching Tabel 17 geeft een schatting van de switchingsgraad in het Waalse Gewest op 31 december 2004. Tabel 17: Switching (uitgedrukt in volume) op 31/12/2004 (transmissie + distributie) medium size industrial and comm. large industrial customers total market
≤ 1 mcm > 1 mcm
1% 33% 14%
Bron: CWaPE
Kleinhandelsprijzen Eurostats gasprijzen voor de kleinhandelsmarkt in 2004 worden in tabel 18 opgesplitst naar hun
verschillende
kostenelementen.
Deze
opsplitsing
wordt
gemaakt
voor
de
standaardconsumentenprofielen I4-1, I1 en D3 die in punt 4.1.3.c al besproken werden. Bij het bekijken van de gemiddelde prijzen, moet men indachtig zijn dat de kleinhandelsprijs kan verschillen tussen consumenten met eenzelfde profiel omdat ze door een andere distributienetbeheerder worden bediend en dus een ander distributienettarief dienen te betalen of omdat ze in een ander gewest wonen, waardoor er ander toeslagen en heffingen gelden op de aangekochte energie.
Tabel 18: Opsplitsing van de gemiddelde gasprijzen op de kleinhandelsmarkt
Gemiddelde prijzen in EUR/MWh Nettarieven exclusief BTW en heffingen
D3
I1
I4-1
11,6
6,2
2,0
1,7
1,7
0,6
Energiekosten en leveranciersmarge
18,0
20,1
12,7
Belasting op de toegevoegde waarde
6,6
5,9
3,3
37,9
33,9
18,6
Taksen, heffingen en toeslagen
Gemiddelde totale prijs (incl. BTW) Bron: CREG
68/88
5 Bevoorradingszekerheid 5.1 Elektriciteit [ Artikel 4] a) Productie Vraag-aanbodverhouding
In 2004 werd de hoogste vraag naar elektrisch vermogen bereikt op 20 december. Op die dag bedroeg de vraag 13.708 MW. Daartegenover staat een op dit ogenblik beschikbaar ontwikkelbaar vermogen van 15.700 MW. Redelijkerwijze mag men ervan uitgaan dat de vraag naar elektrisch vermogen in de toekomst zal toenemen tussen 0,7 en 1,5 % per jaar.
Aangekondigde investeringen in productie
Goedgekeurde projecten in bouwfase -
STEG - 132 MW: N.V. Essent Energie op de site van de N.V. INEOS in Antwerpen
-
STEG - 400 MW: Zandvliet Power - RWE A.G.(50%)/N.V. Electrabel (50%) - op de site van de N.V. BASF in Antwerpen
Goedgekeurde projecten, nog niet in bouwfase -
windmolenpark – 60 x 3,6 à 5 MW: C-Power op de Thortonbank
De huidige opsplitsing per gebruikte primaire energiebron van het geïnstalleerd vermogen
Figuur 15 geeft een overzicht van het aandeel van de verschillende primaire energiebronnen in het Belgische productiepark eind 2004. Het grootste deel wordt ingenomen door de nucleaire en de klassieke thermische centrales.
69/88
Figuur 15: Opsplitsing per energiebron van het geïnstalleerd vermogen in het Belgische productiepark 1% 2% 8%
1% 0%
9%
Klassiek thermisch Nucleair
43%
WKK Pompcentrales Afval en recuperatiestoom Hydro Windkracht Biogas
37%
Bron: http://www.bfe-fpe.be/, bewerkte gegevens
Toekomstige projecten De verwachte ontwikkelingen op dit vlak zijn in de eerste plaats een verdere toename van het aandeel van de centrales op aardgas in het klassieke thermische deel. Verder zou windkracht sterk moeten stijgen in de komende jaren als gevolg van twee offshore windenergieprojecten, van maximaal 300 en 150 MW. Van het aandeel van de nucleaire eenheden in het Belgische productiepark wordt verwacht dat het sterk zal dalen als gevolg van de geprogrammeerde progressieve uitstap van België uit de nucleaire productie van elektrische energie.
De huidige opsplitsing per primaire energiebron van de nettoproductie van elektrische energie
Figuur 16 geeft een overzicht van het aandeel van de verschillende primaire energiebronnen in de Belgische totale nettoproductie van elektrische energie in 2004 (productie exclusief het eigen verbruik van de elektriciteitscentrales). Hoewel nucleaire centrales slechts 37% van het geïnstalleerd vermogen uitmaken, staan ze in voor 56% van de nettoproductie van
70/88
elektrische energie. Opvallend is ook het grote aandeel van aardgas, dat instaat voor meer dan een vierde van de Belgische nettoproductie.
Figuur 16: Opsplitsing per energiebron van de totale nettoproductie in 2004 van elektrische energie 1,5%
0% 0%
1,5% 0% 3%
2% Nucleair
11%
Aardgas Vaste brandstoffen Andere gassen Vloeibare brandstoffen Afval en recuperatiestoom Pompcentrales 55%
Hydro Windkracht
26%
Biogas
Bron: http://www.bfe-fpe.be/, bewerkte gegevens
De indienststelling van productie-eenheden in 2004
Het merendeel van de nieuwe productie-eenheden in 2004 zijn windgeneratoren op het vasteland waarvan respectievelijk zes en zeven eenheden werden gebouwd in Brugge en Hoogstraten, gezamenlijk goed voor 26 MW. Een ander beduidend cijfer was de capaciteitsverhoging van de nucleaire eenheid van Doel 2 met 40 MW. Op een paar kleinere projecten in warmtekrachtkoppeling en eenheden op afval en recuperatiestoom na, goed voor telkens 1 MW, vonden voor de eenheden op andere primaire energiebronnen weinig veranderingen plaats ten opzichte van 2003.
71/88
De rol van de CREG in de bouw van installaties voor de productie van elektriciteit
Een individuele vergunning is vereist voor: •
de bouw van elke nieuwe installatie voor de elektriciteitsproductie met een nettoontwikkelbaar vermogen groter dan 25 MWe;
•
verbouwingen of aanpassingen van bestaande installaties voor elektriciteitsproductie indien dit aanleiding geeft tot een toename van het netto-ontwikkelbaar vermogen met meer dan 10% of met meer dan 25 MWe.
De CREG stelt de minister bevoegd voor energie voor dergelijke vergunningen al dan niet te verlenen. Voor de installaties of verbouwingen die hierbuiten vallen, geldt enkel een meldingsplicht bij de CREG. De criteria die in acht genomen worden zijn: - integratie in het elektriciteitsnet; - bijdrage tot het respecteren van de openbaredienstverplichtingen; - kwaliteit en regelmatigheid van de elektriciteitsleveringen; - respecteren van de richtlijnen inzake de keuze van de primaire energiebronnen en de aan te bevelen productiekanalen; - conformiteit met het technisch reglement; - gebruik van kanalen met hoog rendement gebaseerd op de best beschikbare technologieën, hetgeen moet blijken uit het spaarzaam gebruik van natuurlijke rijkdommen en het beheersen van specifieke uitstoot, teneinde rekening te houden met de internationale verbintenissen van België en in het bijzonder de gemeenschappelijke Europese reglementeringen betreffende de uitstoot van grote verbrandingsinstallaties; - de ligging ten opzichte van gebruikscentra; - de aard, de hoeveelheid en de oorsprong van de gebruikte brandstoffen. De hogervermelde richtlijnen inzake primaire energiebronnen en productiekanalen worden aangegeven door de CREG in een voorstel van indicatief programma van de productiemiddelen voor elektriciteit, dat om de drie jaar wordt aangepast voor de volgende tien
jaar.
Dit
programma
wordt
vastgelegd
in
samenwerking
met
de
Federale
Overheidsdienst Energie en na raadpleging van de vervoersondernemingen voor aardgas, het Federaal Planbureau, de interdepartementale commissie voor de duurzame ontwikkeling 72/88
en de gewestregeringen. De CREG stelde in 2004 een indicatief programma op voor de periode 2005-2014. Toekomstige projecten Door de wet van 1 juni 2005 hoort het opstellen van dit voorstel van indicatief programma de volgende jaren niet meer bij de taken van de CREG, maar bij die van de Federale Overheidsdienst Energie.
Capaciteitsmechanismen
Op de Belgische elektriciteitsmarkt bestaat er een expliciete stimulus voor het investeren in productiecapaciteit
die
gebruik
maakt
van
hernieuwbare
brandstoffen
of
in
productiecapaciteit bestaande uit warmtekrachtkoppeling. De stimulus komt onder de vorm van een certificatenverplichting waarbij elke leverancier een bepaalde minimale hoeveelheid hernieuwbare energie en energie uit warmtekrachtkoppeling moet leveren ten opzichte van zijn totale portefeuille van geleverde energie. Deze stimulus is een gewestelijke bevoegdheid en
is
eerder
in
het
leven
geroep
om
milieuoverwegingen
dat
voor
de
bevoorradingszekerheid. Naast de certificatenverplichting bestaat er ook nog een impliciete stimulus voor de investeerder die inhoudt dat de eventueel onbenutte capaciteit van een centrale gereserveerd kan worden door de transmissienetbeheerder voor de ondersteunende diensten en het mechanisme voor de balancering (zoals besproken in hoofdstuk 3). Aldus ontstaat er een opvangnet voor het risico van de investering. De gereguleerde nettarieven kunnen ook als impliciete incentief worden beschouwd in zoverre dat deze een vergoeding betekenen voor alle nuttige investeringen die door de netbeheerders gemaakt worden. Deze investeringen worden impliciet gestuurd door de ontwikkelingsplannen die door de respectieve netbeheerders wordt opgesteld en dwingend zijn na de goedkeuring door de bevoegde ministers.
73/88
Toekomstige projecten De wet van 1 juni 2005 bepaalt dat voor nieuwe grote elektriciteitsinstallaties afwijkingen kunnen
voorzien
worden
op
de
algemene
elektriciteitswetgeving
inzake
tarifaire
methodologie. Deze uitzonderingsmaatregel maakt expliciete incentieven mogelijk in de toekomst.
b) Infrastructuur
In 2004 werd het hoogspanningsnet uitgebreid vooral met nieuwe ondergrondse verbindingen. Het 150 kV-net werd uitgebreid met bijna 60 km ondergrondse kabels. Hiervan was de verbinding Avernas – Tienen – Verbrande Brug de belangrijkste, die het sluitstuk vormt van een versterkingsproject van de verbinding van de nucleaire centrale van Tihange naar Avernas en verder naar Verbrande Brug. Dit betekent een aanzienlijke versterking van de voeding in Oost-Brabant. Bovengronds ging het uitsluitend om het plaatsen van een tweede draadstel op bestaande lijnen. Op het vlak van de koppelverbindingen is vooruitgang waar te nemen in de versterking van de koppelverbinding met Frankrijk. De plaatsing van een tweede 380 kV-draadstel op de lijn Avelgem – Avelin startte begin 2004 en zal wellicht tot eind 2005 duren. De versterking van de 220/150 kV-as Chooz – Monceau is eveneens gestart. Beide projecten hebben een aanzienlijke toename van de invoercapaciteit in België vanuit Frankrijk tot doel. Aan de grens
met
Nederland
worden
de
uitvoeringsstudies
voor
de
plaatsing
van
dwarsregeltransformatoren van 380 kV verdergezet.
c) Levering
Continuïteit van levering Continuïteit van levering is een openbaredienstverplichting, die onder de bevoegdheid van de gewesten valt.
Vlaamse Gewest Elke Vlaamse distributienetbeheerder is verplicht tot een jaarlijkse rapportering aan de VREG omtrent de kwaliteit van de dienstverlening, zowel wat betreft de continuïteit van de 74/88
levering (frequentie en gemiddelde duurtijd van de onderbrekingen voor het gehele systeem en per klant), als wat betreft de technische karakteristieken van de spanning en de overeenstemming met de timing die wettelijk is opgelegd. Dit jaarlijks rapport wordt gevolgd door een driejaarlijks indicatief investeringsplan, dat jaarlijks ge-updated wordt en dat als basis dient voor de goedkeuring van toekomstige investeringskosten. Er is op dit moment geen boete- of compensatiesysteem in werking. Wel is er een systeem van ‘Service Level Agreement’ om de distributienetbeheerders de juiste incentieven te geven om te investeren in de kwaliteit van de dienstverlening naar de leveranciers op hun netwerk toe. Overtreding van deze overeenkomst leidt wel tot een compensatiebetaling.
Waalse Gewest De Waalse distributienetbeheerders moeten bij de Waalse regulator, de CWaPE, een jaarlijks rapport indienen over de kwaliteit van de verdeling. Indicatoren voor het meten van deze gemiddelde kwaliteit zijn de gemiddelde duurtijd van de onderbrekingen, de frequentie van
de
onderbrekingen
en
de
jaarlijkse
duur
van
de
onderbrekingen.
De
distributienetbeheerders moeten zelf ook deze gegevens publiceren op hun website. De CWaPE legt op basis van deze indicatoren wel verbeteringsinvesteringen op aan de distributienetbeheerders indien zij oordeelt dat deze nodig zijn. De leverancier van de laatste toevlucht
Vlaamse Gewest Hoewel de Vlaamse wetgeving de Vlaamse regering de bevoegdheid toekent om, na advies van de VREG, een openbaredienstverplichting op te leggen aan de distributienetbeheerders met betrekking tot de verzekerde bevoorrading van de afnemers ingeval de houder van een leveringsvergunning zijn verplichtingen niet nakomt, heeft de Vlaamse Regering, ondanks het herhaaldelijk aandringen van de VREG, nog geen gebruik gemaakt van deze mogelijkheid. In afwachting van een wettelijk vastgestelde regeling heeft de VREG een voorlopige noodleveranciersprocedure opgesteld. Deze bestaat erin dat, wanneer een leverancier zijn verplichtingen ten opzichte van zijn afnemers niet meer nakomt, de afnemers van deze leverancier door hun distributienetbeheerder toegewezen worden aan een door hem aangeduide leverancier, de zogenaamde noodleverancier. Hij moet de afnemers vervolgens, binnen vijf werkdagen na de toewijzing aan de noodleverancier, inlichten over het feit dat zij, met inachtname van een opzegtermijn van een maand, de mogelijkheid hebben om alsnog
75/88
met een door hen zelf gekozen leverancier een nieuwe leveringsovereenkomst te sluiten. Tot nog toe werd slechts eenmaal gebruik gemaakt van deze voorlopige procedure.
Waalse Gewest Op
elke
distributienetbeheerder
actief
in
het
Waalse
Gewest
rust
een
openbaredienstverplichting met betrekking tot de tijdelijke levering aan eindafnemers ingeval hun leverancier hun bevoorrading niet langer kan verzekeren. Zij zijn verplicht op voorhand de nodige maatregelen te nemen om ervoor te zorgen dat in dergelijke gevallen meteen een door hen aangeduide noodleverancier het nodige kan doen. Binnen de tien dagen moet de distributienetbeheerder de afnemer op de hoogte brengen van de wijziging in leverancier en hem eraan herinneren dat hij zelf een andere leverancier kan kiezen, met inachtname van een opzegtermijn van een maand. Tot op heden is in het Waalse Gewest nog geen gebruik gemaakt van deze procedure.
76/88
5.2 Gas [Artikel 5] a) Vraag De vraag naar aardgas
Zoals beschreven in hoofdstuk 4.2.1, bedroeg het totale gasverbruik 187.330 GWh in 2004. Redelijkerwijze mag men ervan uitgaan dat de vraag naar aardgas in de toekomst zal toenemen met 2,92 %. Tabel 19 geeft deze evolutie weer.
Tabel 19: Binnenlandse vraag naar aardgas Binnenlandse vraag naar aardgas (som) G.m³(n) 2000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 H-gas 11.67 12.89 13.38 13.80 14.89 15.21 15.60 16.03 L-gas 4.85 5.23 5.32 5.42 5.57 5.63 5.71 5.81 total 16.52 18.12 18.70 19.22 20.46 20.84 21.31 21.84 TWh 182.99 201.26 207.58 213.6 227.63 232.08 237.38 243.32 index 100 103.1 106.1 113.1 115.3 117.9 120.9 Gemiddelde jaarlijkse groei van
2011 2012 2013 2014 16.47 16.92 17.39 17.86 5.92 6.01 6.11 6.22 22.39 22.93 23.50 24.08 249.39 255.59 262.02 268.44 123.9 127.0 130.2 133.4 2.92%
Bron: CREG, Indicatief Plan van bevoorrading in aardgas 2004-2014
De vastgestelde piekvraag in 2004 lag dicht bij 850 GWh/dag, hetzij 35.4 GWh/uur. Dit komt voor een ‘normaal’ jaar ongeveer overeen met een gemiddelde van 3.300 km³(n)/uur gedurende een gehele dag. De uurpiek ligt naar schatting rond de 4.100 km³(n)/uur. Voor het uitstippelen van het bevoorradingsbeleid is het veilig rekening te houden met een mogelijke piek (“extreem jaar”) van 5.040 km³(n)/uur.
De huidige opsplitsing van de aardgasvraag per sector
Figuur 17 geeft een overzicht van de opsplitsing van de aardgasvraag per sector in 2004. De klanten aangesloten op het aardgasvervoersnet verbruiken vooral H-gas. Het L-gas wordt vooral afgenomen op het distributieniveau.
77/88
Figuur 17: Sectoriële verdeling van de Belgische aardgasvraag in 2004(TWh) 100 90 80 70
TWh
60 Gaz L
50
Gaz H
40 30 20 10 0 Clients directs électricité
Clients directs industrie
Distribution
Bron: CREG, Jaarverslag 2004
De huidige en toekomstige beschikbare bevoorradingsbronnen H-gas Voor het H-gas schat men dat het maximum jaarlijks contractueel volume, in verhouding tot de jaarlijkse binnenlandse consumptie de volgende ratio kent: 78% in 2004, 50% in 2010, 39% in 2014. De geschatte maximale piekvoorziening van de huidige ‘take-or-pay’contracten (gebaseerd op de maximale uurlijkse contractuele voorziening), in verhouding tot de geschatte dagelijkse piekconsumptie kent volgende ratio: 39% in 2004, 24% in 2010, 20% in 2014. Het langstlopende bestaande ‘take-or-pay’-contract loopt tot 2024. Mogelijk is de duurtijd van sommige contracten vóór 1 juli 2004 verlengd.
L-gas Voor het L-gas schat men dat het maximum jaarlijks contractuele volume, in verhouding tot de jaarlijkse binnenlandse consumptie de volgende ratio kent: 132% in 2004, 119% in 2010, 111% in 2014. De geschatte maximale piekvoorziening van de huidige ‘take-or-pay’contracten (gebaseerd op de maximale uurlijkse contractuele voorziening), in verhouding tot de geschatte dagelijkse piekconsumptie kent volgende ratio: 43% in 2004, 39% in 2010, 37% in 2014. Het langstlopende huidige ‘take-or-pay’-contract loopt tot 2016.
78/88
b) Infrastructuur
Investeringen in capaciteit
Gerealiseerde projecten -
Nieuw ingangspunt van het vervoersnet in Zandvliet, met indicatieve capaciteit van 250 km³(n)/h.
Goedgekeurde projecten in bouwfase -
In Zeebrugge wordt geïnvesteerd in de uitbreiding van de LNG-terminal (verdubbeling van de capaciteit, namelijk – volgens Fluxys LNG – van 4.5 bcm/jaar tot 9 bcm/jaar). De goedkeuring is gegeven op 29 september 2004 en het einde van de werkzaamheden is gepland eind 2006.
-
De versterking van de leiding Zomergem-Zelzate. Het einde van de werkzaamheden is voorzien tegen oktober 2005.
-
In 2003 werd de bouw van een compressiestation op de terminal van de interconnector in Zeebrugge goedgekeurd. De bouw van dit station heeft als doel de vervoerscapaciteit van het continent in de richting van het Vereningd Koninkrijk te verhogen. De huidige capaciteit van 8 bcm wordt zo verhoogd tot ongeveer 23 bcm rond 2006/2007.
Capaciteitsmechanismen De gereguleerde tarieven kunnen als impliciete incentief worden beschouwd in zoverre dat deze een vergoeding betekenen voor alle nuttige investeringen die door de netbeheerders gemaakt worden. Deze investeringen worden impliciet gestuurd door het indicatieve investeringsplan dat door de CREG wordt opgesteld. Dit plan houdt echter geen verplichting in, maar de minister bevoegd voor energie kan wel, na advies van de CREG, elke vervoeronderneming verplichten om de verbindingen of verbeteringen die hij nodig acht, uit te voeren. Op deze manier worden investeringen in de bouw van pijpleidingen ter verruiming van de importcapaciteit gestimuleerd, net als investeringen in extra capaciteiten op de koppelverbindingen, de hervergassingstreinen en de LNG-terminal. De uitbouw van de importcapaciteit, de capaciteiten op de koppelverbindingen en de opvolging van de LNGterminal is voor tien jaar vastgelegd in het Indicatief Plan en wordt door gereguleerde financiële vergoedingen en tarifaire regimes (‘cost-plus’) gestimuleerd. 79/88
Toekomstige projecten De
wet
van
1
juni
2005
bepaalt
dat
voor
nieuwe
grote
aardgasinstallaties
(koppelverbindingen, opslaginstallaties en LNG-installaties) afwijkingen kunnen voorzien worden
op
de
algemene
aardgaswetgeving
inzake
tarifaire
methodologie.
Deze
uitzonderingsmaatregel maakt expliciete incentieven mogelijk in de toekomst. Opslag Zoals vermeld in hoofdstuk 4.1.4, worden de capaciteiten van de opslagfaciliteit in Loenhout in eerste instantie gereserveerd voor de leveranciers van de gasverbruikers aangesloten op het distributienet.
c) Levering
Continuïteit van levering Op het vervoersnet zijn onderbrekingen hoogst uitzonderlijk. Er is sinds de aanvang van de liberalisering geen enkele onderbreking bekend van de bevoorrading van Belgische afnemers, buiten de contractueel voorziene onderbrekingen. De te volgen procedure in geval van onderbreking, of indien het vervoer moet onderbroken worden, is beschreven in de Belgische regelgeving (meer bepaald in de Gedragscode). Continuïteit van levering op de distributienetten is een openbaredienstverplichting, die onder de bevoegdheid van de gewesten valt.
Vlaamse Gewest Elke Vlaamse distributienetbeheerder is verplicht tot een jaarlijkse rapportering aan de VREG omtrent de kwaliteit van de dienstverlening, zowel wat betreft de continuïteit van de levering, als wat betreft de technische karakteristieken van het drukniveau en de calorische waarde, en de overeenstemming met de timing zoals wettelijk is opgelegd. Dit jaarlijkse rapport wordt gevolgd door een driejaarlijks indicatief investeringsplan, dat jaarlijks geupdate
wordt
en
dat
als
basis
dient
voor
de
goedkeuring
van
toekomstige
investeringskosten. Er is op dit moment geen boete- of compensatiesysteem in werking. Echter, er is een systeem van ‘Service Level Agreement’ om de distributienetbeheerders de juiste incentieven te geven om te investeren in de kwaliteit van de dienstverlening naar de 80/88
leveranciers op hun netwerk toe. Overtreding van deze overeenkomst leidt wel tot een compensatiebetaling.
Waalse Gewest De Waalse distributienetbeheerders moeten aan de Waalse regulator, de CWaPE, een jaarlijks rapport indienen over de kwaliteit en de veiligheid van de verdeling. Er zijn geen statistieken over de onderbrekingen beschikbaar. Enkel zeer plaatselijke onderbrekingen (voor enkele uren en een beperkt aantal klanten) worden aangegeven en worden vooral veroorzaakt door de werken van derden. De CWaPE legt op basis van deze indicatoren wel verbeteringsinvesteringen op aan de distributienetbeheerders indien zij oordeelt dat deze nodig zijn. Toekomstige Projecten Op 28 juni 2005 vond er een allereerste onderbreking van de bevoorrading van Belgische afnemers, buiten de contractueel voorziene onderbrekingen, plaats tengevolge van een accidenteel lek in een bovengrondse leiding te Ghlin. De leverancier van de laatste toevlucht De regulering rond de leverancier van de laatste toevlucht is een openbaredienstverplichting, die onder de bevoegdheid van de gewesten valt.
Vlaamse Gewest Hoewel de Vlaamse wetgeving de Vlaamse Regering de bevoegdheid toekent om, na advies van de VREG, een openbaredienstverplichting op te leggen aan de distributienetbeheerders met betrekking tot de verzekerde bevoorrading van de afnemers ingeval de houder van een leveringsvergunning zijn verplichtingen niet nakomt, heeft de Vlaamse Regering, ondanks het herhaaldelijk aandringen van de VREG, nog geen gebruik gemaakt van deze mogelijkheid. In afwachting van een wettelijk vastgestelde regeling heeft de VREG een voorlopige noodleveranciersprocedure opgesteld. Deze bestaat erin dat, wanneer een leverancier zijn verplichtingen ten opzichte van zijn afnemers niet meer nakomt, de afnemers van deze leverancier door hun distributienetbeheerder toegewezen worden aan een door hem aangeduide leverancier, de zogenaamde noodleverancier. Deze moet de afnemers
81/88
vervolgens, binnen vijf werkdagen na de toewijzing aan de noodleverancier, inlichten over het feit dat zij, met inachtname van een opzegtermijn van een maand, de mogelijkheid hebben
om
alsnog
met
een
door
hen
zelf
gekozen
leverancier
een
nieuwe
leveringsovereenkomst te sluiten. Tot nog toe werd slechts eenmaal gebruik gemaakt van deze voorlopige procedure.
Waalse Gewest Op
elke
distributienetbeheerder
actief
in
het
Waalse
Gewest
rust
een
openbaredienstverplichting met betrekking tot de tijdelijke levering aan eindafnemers ingeval hun leverancier hun bevoorrading niet langer kan verzekeren. Geen enkele andere beschikking is in aanvulling op dit decreet voorzien. Tot op heden heeft een dergelijk geval zich nog niet voorgedaan in het Waalse Gewest.
82/88
6 Openbaredienstverplichting [Artikel 3(9) Elektriciteit en 3(6) Gas] a) Labels voor primaire energiebronnen (elektriciteit)
Elke leverancier heeft de verplichting om jaarlijks de brandstofmix, zoals vermeld op zijn facturen, te valideren. Voor hernieuwbare energiebronnen is hij een evenredig aantal certificaten van oorsprong verschuldigd. Toekomstige projecten •
De wet van 1 juni 2005 die onder andere beoogt de elektriciteitsrichtlijn om te zetten, vergt dat de volgende elementen steeds op de factuur vermeld worden: o
het aandeel van iedere energiebron ten opzichte van het geheel van de gebruikte energiebronnen door de leverancier tijdens het verstreken jaar;
o
de bestaande referentiebronnen en hun impact op het milieu, op zijn minst in termen van CO2-uitstoot en van radioactief afval.
•
Net zoals de certificatenverplichting voor hernieuwbare energiebronnen gaat er ook een mechanisme met certificatenplicht opgezet worden voor wartekrachtkoppeling.
b) Consumentenbescherming
Om een hoog niveau van bescherming voor de eindklanten te garanderen, zijn er maatregelen voorzien betreffende de doorzichtigheid van de contractuele voorwaarden en de algemene informatieverstrekking, zoals beoogd in annex A van de elektriciteits- en gasrichtlijn. Voorschriften aangaande de informatie- en transparantieverplichtingen van de leveranciers naar de consumenten toe, worden hoofdzakelijk gestipuleerd in de federale wetgeving. Hiernaast hebben leveranciers ook de verplichting om de consumenten van de algemene voorwaarden van hun contract te voorzien, die door de gewestelijke autoriteiten goedgekeurd moeten worden.. Zowel de bescherming van de kwetsbare klanten (hieronder besproken) en de regeling omtrent de leverancier van de laatste toevlucht (besproken in
83/88
hoofdstuk 5) worden door de gewestelijke autoriteiten behandeld. Tenslotte kan men van leverancier veranderen zonder kosten
c) De bescherming van kwetsbare klanten
De bescherming van kwetsbare klanten is een openbaredienstverplichting, die onder de bevoegdheid van de gewesten valt. Naast de bescherming van kwetsbare klanten tegen een overhaaste afkoppeling van hun energievoorziening kunnen kwetsbare klanten onder bepaalde voorwaarden ook nog genieten van een sociale maximumprijs voor hun energie. Deze maximumtarieven worden besproken onder punt d (gereguleerde prijzen voor de eindgebruikers). Vlaamse Gewest Alvorens
een
leverancier
zijn
leveringscontract
met
een
eindafnemer
die
met
betalingsmoeilijkheden kampt, kan opzeggen, dient hij een procedure uitgewerkt door de Vlaamse regering te volgen welke de eindafnemer meerdere keren de kans biedt zijn betalingsmoeilijkheden op te lossen. In elk geval heeft iedere huishoudelijke eindafnemer recht op een minimale levering van elektriciteit op 6 ampère. Dit laatste is niet gratis. Indien de betrokken eindafnemer zijn facturen hiervoor niet betaalt en onwil in zijnen hoofde wordt vastgesteld, kan de overheid de stopzetting van deze minimale levering toestaan. In dat geval kan de betrokken eindafnemer enkel nog elektriciteit verbruiken indien hij een budgetmeter heeft en deze oplaadt. De elektriciteitstoevoer kan niet worden afgesloten in de periode van 15 december tot 15 februari. De aardgastoevoer mag niet worden afgesloten in de periode van 1 december tot 1 maart.
Waalse Gewest
Elektriciteit Voor elektriciteit geldt dat wanneer een residentiële klant niet in staat is om zijn elektriciteitsrekening te betalen, de leverancier eerst een aanmaningsprocedure moet volgen. Aan het einde van deze procedure moet de leverancier, indien de klant noch zijn 84/88
rekening
heeft
betaald
noch
gevraagd
heeft
om
afbetalingsfaciliteiten,
de
distributienetbeheerder de opdracht geven om een budgetmeter te installeren. De stopzetting van levering is enkel toegestaan indien de klant de budgetmeter weigert. Verder geniet een speciale categorie van kwetsbare klanten, de zogenaamde “beschermde klanten”, van bijkomende bescherming. Indien deze klanten over onvoldoende financiële middelen beschikken om hun budgetmeter op te laden, zullen zij genieten van een minimale elektriciteitslevering van 1300 Watt voor een ononderbroken periode van 6 maanden. Aan het einde van deze periode kan de elektriciteitslevering onderbroken worden, maar enkel nadat de overheid de machtiging hiertoe heeft gegeven aan de distributienetbeheerder. De minimale elektriciteitslevering kan niet onderbroken worden tussen 15 november en 15 maart. De klant blijft echter aansprakelijk voor de betaling van zijn verbruik tijdens die periode.
Aardgas Voor aardgas geldt dat wanneer een residentiële klant niet in staat is om zijn gasrekening te betalen, de leverancier eerst een aanmaningsprocedure moet volgen. Aan het einde van die procedure kan de gaslevering onderbroken worden, indien de klant geen beschermde klant is. Indien hij wel een beschermde klant is, zou de leverancier de distributienetbeheerder de opdracht moeten geven om een budgetmeter te installeren. Echter, tot op heden is deze procedure nog niet van kracht omdat de budgetmeter voor aardgas nog niet beschikbaar is op de Belgische markt, tengevolge van technische- en veiligheidsvereisten. Daarom is er voorlopig een overgangsprocedure ingesteld. De gaslevering kan nooit onderbroken worden tijdens de periode tussen 15 november en 15 februari. De klant blijft echter aansprakelijk voor de betaling van zijn verbruik tijdens die periode. Aantal ontkoppelingen van consumenten wegens niet-betaling In 2004 waren er 27 ontkoppelingen voor niet-betaling van aardgaslevering in het Vlaamse Gewest en 1.900 in het Waalse Gewest. Voor elektriciteit waren dit 387 ontkoppelingen in het Vlaamse Gewest. Voor het Waalse Gewest zijn er voor de elektriciteitssector geen statistieken beschikbaar.
85/88
d) De gereguleerde prijzen voor de eindgebruikers
Zowel in de aardgas- als in de elektriciteitssector zijn er nog verschillende gebruikersgroepen die onder een regime van gereguleerde tarieven vallen. Enerzijds zijn dit de klantengroepen die beschermd worden en recht hebben op sociale tarieven; anderzijds betreft het de afnemers die nog niet in aanmerking komen om hun leverancier vrij te kiezen. Rechthebbenden op de specifiek sociale tarieven De elektriciteits- en gasleveranciers verzekeren de bevoorrading van een in aanmerking komende residentiële beschermde klant met een laag inkomen of in een kwetsbare situatie met eerbiediging van de sociale maximumprijzen bepaald door de minister bevoegd voor economie, na advies van de CREG. Samenstelling van de social elektriciteitstarieven18 Voor de levering van elektriciteit omvat het sociale tarief een vaste term die afhangt van de Ne-parameter en een proportionele term die afhangt van zowel de Ne- als de Nc-parameter. Deze tarifering geldt voor het jaarlijks verbruik dat boven 500 kWh/jaar uitstijgt, vermits de eerste 500 kWh/jaar gratis is. De parameter Nc geeft maandelijks de evolutie weer van de kosten van het totale brandstofmix die wordt gebruikt in het Belgische productiepark voor de elektrische energieproductie. De parameter Ne geeft maandelijks de niet-brandstof gerelateerde kosten weer, meer bepaald de evolutie van de kosten van uitbating en afschrijvingen. Samenstelling van de sociale aardgastarieven19 Voor de levering van gas wordt het niveau van de maximumprijzen bepaald door de Iga- en de Igd-parameter. De Iga-parameter is een index voor de aankoop van het gas. De evolutie van deze parameter is heel gelijklopend met de evolutie van de internationale olieprijzen – met een vertraging van zes maanden – en haar evolutie is afgevlakt. De Igd-parameter is een index voor de gasdistributie. De evolutie van deze parameter is sterk gelijklopend met de Belgische inflatie. De berekening van de Iga- en Igd-parameter wordt maandelijks door Figas-Synergrid gedaan en gecontroleerd door de CREG.
18 19
Deze tarieven worden gepubliceerd op de website van de CREG. www.creg.be Deze tarieven worden gepubliceerd op de website van de CREG. www.creg.be
86/88
Compensaties voor de leveranciers De leverancier die elektriciteit of aardgas levert met toepassing van de sociale maximumtarieven, wordt vergoed voor het verschil tussen dit sociaal tarief en de prijs die op deze klant van toepassing zou geweest zijn indien deze niet beschermd was. De CREG betaalt hem deze vergoeding uit een fonds. Elke eindafnemer betaalt een sociale bijdrage om dit fonds te spijzen. Niet in aanmerking komende afnemers Zoals af te leiden is uit tabel 1 (voor elektriciteit) en tabel 11 (voor gas) komen na 1 juli 2004 een aantal klantensegmenten in het Waalse en het Brusselse Hoofdstedelijke Gewest nog niet in aanmerking. De tarieven voor deze niet in aanmerking komende afnemers klanten worden bepaald door de minister bevoegd voor economie, na advies van de CREG. Deze tarieven worden berekend op basis van de maandelijks herziene parameters Nc en Ne (voor elektriciteit) en Iga en Igd (voor gas)20.
e) De transparantie en de algemene voorwaarden van de leverancierscontracten
Alle leveranciers van elektriciteit en aardgas op de Belgische markt hebben een overeenkomst met de federale minister bevoed voor consumentenzaken ondertekend die de residentiële klant moet verzekeren dat ze correct behandeld worden, voornamelijk op gebied van verkoop en marketing. Verder moeten de leveranciers een vergunning hebben om aan vrijgemaakte klanten te mogen leveren. Deze vergunningen worden uitgereikt door de federale en de gewestelijke overheden, na advies van de respectieve energieregulator. In het Vlaamse Gewest verricht de VREG regelmatig een controle bij de leveranciers omtrent het navolgen van de algemene voorwaarden zoals bepaald in de Vlaamse energiewetten. Verder is de VREG in besprekingen met de distributienetbeheerders betrokken om tot gestandaardiseerde contracten voor netgebruik te komen, zowel voor leveranciers als eindgebruikers.
20
De tarieven voor deze klanten kunnen worden geraadpleegd op http://www.creg.be
87/88
In het Waalse Gewest worden de algemene voorwaarden van het contract voor de toegang tot het netwerk doorgegeven aan de CWaPE voor de aansluiting plaats vindt. Voor de leveringscontracten op de vrije markt, worden de documenten die naar de klanten werden gestuurd, gecontroleerd door de CWaPE. Voor de standaardleveranciers moeten de algemene voorwaarden van de leveringscontracten aan de minister worden bekendgemaakt en goedgekeurd.
88/88
