NATIONAL BANK OF BELGIUM

NATIONAL BANK OF BELGIUM WORKING PAPERS - DOCUMENT SERIES

Liberalisering van netwerksectoren: Is de elektriciteitssector een uitzondering op de regel?

___________________

François Coppens (*) David Vivet (**)

The views expressed in this paper are those of the authors and do not necessarily reflect the views of the National Bank of Belgium.

__________________________________ (*) (**)

NBB, Microeconomic Information (e-mail: [email protected]). NBB, Microeconomic Information (e-mail: [email protected]).

NBB WORKING PAPER No. 59 - SEPTEMBER 2004

Editorial Director Jan Smets, Member of the Board of Directors of the National Bank of Belgium

Statement of purpose: The purpose of these working papers is to promote the circulation of research results (Research Series) and analytical studies (Documents Series) made within the National Bank of Belgium or presented by external economists in seminars, conferences and conventions organised by the Bank. The aim is therefore to provide a platform for discussion. The opinions expressed are strictly those of the authors and do not necessarily reflect the views of the National Bank of Belgium. The Working Papers are available on the website of the Bank: http://www.nbb.be

Individual copies are also available on request to: NATIONAL BANK OF BELGIUM Documentation Service boulevard de Berlaimont 14 BE - 1000 Brussels Imprint: Responsibility according to the Belgian law: Jean Hilgers, Member of the Board of Directors, National Bank of Belgium. Copyright © fotostockdirect - goodshoot gettyimages - digitalvision gettyimages - photodisc National Bank of Belgium Reproduction for educational and non-commercial purposes is permitted provided that the source is acknowledged. ISSN: 1375-680X


Abstract For quite a long time, network industries used to be regarded as (natural) monopolies. This was due to these industries having some special characteristics. Network externalities and economies of scale in particular justified the (natural) monopoly thesis. Recently, however, a trend towards deregulation of such industries has been observed. This trend started with the successful introduction of competition in the telecommunications sector. The main reason behind this success is that the economies of scale have disappeared as a result of emerging new technologies. The successful deregulation in telecommunications is in line with micro-economic theory, which predicts an increase in efficiency and lower prices when markets are opened up to competition.

The success in the telecommunications sector is often used as an argument for opening up other network industries to competition as well. In this paper we analyse whether this reasoning can be transposed to the electricity sector. It is argued that the two sectors, electricity and telecommunications, are similar in that they are both network industries which used to be characterised by economies of scale, and that technological progress might have put an end to this scale effect. There are however certain differences. Firstly, technological progress on the supply side was accompanied by a strong growth in demand in the telecommunications sector. This demand side effect is absent in electricity. Moreover, due to physical characteristics, the electricity sector seems to be more complicated: in order to introduce competition in the sector, it has to be split up into subsectors (production, transmission, distribution and supply). Competition is introduced in production and supply, transmission and distribution remain monopolies. This splitting up creates a new kind of costs, the so-called transaction costs.

The paper is centered around two issues: (a) are the basic assumptions behind the theoretical model of the perfectly free market met in the deregulated subsectors? and (b) do the transaction costs (partly) offset possible price decreases in competitive segments ?

There is no hard evidence that the hypotheses behind the theoretical model are met in the electricity sector, and there are strong indications that these transaction costs might be substantial. Moreover, in addition to the deregulation process, the electricity sector is also subject to other changes such as the internalisation of externalities (see the Kyoto protocol) and the debate on nuclear energy. These elements could exert an upward pressure on prices. Since electricity is ubiquitous, the deregulation process should be closely monitored.

JEL Classification: D23, D41, D42, D43, D62, L12, L13, L94, L96. Key words: Welfare economics; market structure and pricing; organizational behaviour, transaction costs, property rights, Electric Utilities, Telecommunications.



TABLE OF CONTENTS

Inleiding ....................................................................................................................................... 1 1. Theoretische aspecten van de liberalisering ...................................................................... 2 1.1. De neoklassieke micro-economische theorie ..................................................................... 2 1.2. Kritiek .................................................................................................................................. 3 1.3. Verticale desintegratie en transactiekosten........................................................................ 5 2. De elektriciteitssector; specifieke kenmerken in het licht van het liberaliseringdebat . 6 2.1. Inleidende begrippen .......................................................................................................... 6 2.2. De liberalisering in de telecommunicatiesector .................................................................. 9 2.3. Verkoop (levering) en consumptie.....................................................................................11 2.4. Productie............................................................................................................................13 2.4.1. Kostenstructuur van de elektriciteitsproductie ................................................................14 2.4.2. Het permanent evenwicht tussen vraag en aanbod........................................................18 2.4.3. Verhoogde onzekerheid en investeringen ......................................................................20 2.5. Transmissie en distributie ..................................................................................................20 2.6. Regulator ...........................................................................................................................24 2.7. Coördinatie met het oog op de betrouwbaarheid ..............................................................25 2.7.1. Nood aan coördinatie ......................................................................................................25 2.7.2. Organisatie van de markten ............................................................................................26 Conclusie ....................................................................................................................................29 Bibliografie .................................................................................................................................31



Liberalisering van netwerksectoren : Is de elektriciteitssector een uitzondering op de regel ? F. Coppens D. Vivet

Inleiding De liberalisering van de netwerksectoren in Europa mag onmiskenbaar als één van de meest ingrijpende economische veranderingen worden beschouwd sinds het ontstaan van de eengemaakte markt. Het is bovendien een proces dat niet alleen aanleiding geeft tot hevige discussies maar ook tot vele vraagtekens. De complexiteit van de betreffende sectoren is hieraan uiteraard niet vreemd, zeker in het geval van de elektriciteitssector. In de voorliggende studie wordt getracht om voor de niet-gespecialiseerde lezer de problematiek van de liberalisering van de elektriciteitssector te behandelen. De specifieke kenmerken van de branche worden besproken in het licht van de vrijmaking van de elektriciteitsmarkt en de mogelijke impact ervan. De lezer zal kunnen vaststellen dat de meeste cijfergegevens betrekking hebben op de Belgische context, ze dienen echter alleen ter verduidelijking van een aantal begrippen en zijn dus louter als voorbeeld bedoeld. De doelstelling is een algemene analyse te maken van de elektriciteitssector, zonder rekening te houden met de situatie in een bepaalde regio. In later te verschijnen artikels zal meer in detail ingegaan worden op concrete situaties (zoals o.m. de Europese elektriciteitsrichtlijn en haar omzetting naar Belgisch recht, een gedetailleerde behandeling van de Belgische elektriciteitssector, enz…).

NBB WORKING PAPER No. 59 – SEPT. 2004

In een eerste hoofdstuk worden, zeer beknopt, enkele aspecten van economische paradigmata toegelicht waarop zowel de liberaliseringsgedachte, als de kritiek erop, stoelen. Dit hoofdstuk is theoretisch en is bedoeld als korte herhaling van de relevante economische theorie. Voor lezers met een economische achtergrond is dit gekend. Aan niet-economisten wordt gevraagd om minstens de hoofdlijnen te volgen teneinde vertrouwd te geraken met begrippen zoals kostencurves, marginale kosten, vrije markten, transactiekosten e.d. In een tweede hoofdstuk wordt door het bespreken van de bijzondere kenmerken van de elektriciteitssector nagegaan of die verschillende specificiteiten van de branche verzoenbaar zijn met de vrijmaking ervan. Om een goed zicht te krijgen op dit laatste worden de kenmerken vaak vergeleken met de telecommunicatiesector, een netwerkindustrie die in de meeste landen reeds geliberaliseerd is. In de conclusie tenslotte, worden de belangrijkste bevindingen gesynthetiseerd weergegeven. In de tekst werden verschillende kaderstukjes opgenomen die de lezer, die niet vertrouwd is met sommige technische concepten, voldoende informatie aanreikt om de gedachtegang van de analyse te volgen.

1

1. Theoretische aspecten van de

liberalisering 1.1

De neoklassieke micro-economische theorie

Volgens de neoklassieke micro-economische theorie (1), wordt in een vrije markt het evenwicht bereikt op het punt waar de prijs gelijk is aan de marginale productiekosten. In een monopoliesituatie daarentegen ligt de evenwichtsprijs hoger dan de marginale kosten. De prijs op een monopoliemarkt is dus hoger, de vraag bijgevolg kleiner. Dit verschil tussen de twee markttypen kan grotendeels worden verklaard door de vaststelling dat in een perfect concurrerende markt de prijs voor de producent als gegeven wordt beschouwd, terwijl in een monopolie de producent het prijsniveau kan beïnvloeden. In grafiek 1 wordt een en ander geïllustreerd. Het evenwicht op de vrije markt wordt bereikt bij prijs Pc die overeenstemt met de geproduceerde hoeveelheid Qc dit wil zeggen op het snijpunt van de aanbod- en de vraagcurve. Het evenwicht op de monopoliemarkt ligt op de kruising tussen de prijs Pm en de hoeveelheid Qm. Die twee evenwichtssituaties zijn gebaseerd op de gelijkheid tussen de marginale inkomsten en de marginale kosten, waarbij de winst van de ondernemingen dus maximaal is (2). Om de hieronder beschreven reden ligt het evenwicht van de twee markten evenwel niet op hetzelfde punt. Bij volledig vrije concurrentie zijn de marginale inkomsten steeds gelijk aan de marktprijs aangezien die, zoals hierboven vermeld, altijd aan de ondernemingen wordt opgelegd : voor elke extra verkochte eenheid realiseert een onderneming extra inkomsten gelijk aan de marktprijs Pc. Bij een monopolie daarentegen zakken de marginale inkomsten naarmate de productie toeneemt. Wanneer de monopoliehouder een extra eenheid verkoopt, worden zijn marginale inkomsten door twee elementen bepaald : enerzijds stijgen de inkomsten met de prijs die voor deze eenheid wordt gevraagd, maar anderzijds zakken ze omdat de prijs van de rest van de productie gelijk wordt aan de (minder hoge) prijs van de laatst verkochte eenheid (3). De marginale inkomsten van het monopolie worden weergegeven door de curve Rm. In het licht van die situatie leidt het monopolie tot een ondoeltreffende economische allocatie, of tot ondoeltreffendheid in de zin van Pareto. Een markt is Pareto-optimaal als het niet mogelijk is de situatie van één van de economische spelers te verbeteren zonder die van een andere te verslechteren. Dat is niet het geval voor het monopolie. Om dit te kunnen aantonen, zij verwezen naar de betekenis van de vraagen de aanbodcurve. De vraagcurve toont de maximumprijs die de consumenten willen betalen voor een bepaalde hoeveelheid. De aanbodcurve geeft de

2

GRAFIEK 1

DE ONDOELTREFFENDE ALLOCATIE VAN HET MONOPOLIE

Prijs

Pm Aanbod

B Pc

A

Rm Qm

Qc

Vraag Hoeveelheid

minimumprijs aan – gelijk aan de marginale kosten – die de producenten voor een bepaalde productie zouden willen ontvangen. Uit grafiek 1 blijkt dat als de productie zou toenemen vanaf het monopolie-evenwicht (Qm, Pm), de consumenten bereid zouden zijn een hogere prijs te betalen dan de door de producenten gewenste minimumprijs, aangezien de vraagcurve zich op dit punt boven de aanbodcurve bevindt. Die vaststelling geldt voor alle productieniveaus tussen Qm en Qc. Door de productie te verhogen van Qm tot Qc, zou men verbeteringen in de zin van Pareto kunnen bereiken, aangezien voor elke prijs tussen de aanbod- en de vraagcurve, de tevredenheid van bepaalde economische spelers zou toenemen zonder aan die van de andere spelers te raken. Boven Qc, daarentegen, is een Pareto-verbetering niet meer mogelijk : in tegenstelling tot het monopolie is de vrije concurrentie dus een efficiënte markt. Bovendien kan makkelijk worden aangetoond dat de verhoging van het welzijn, eigen aan de vrije concurrentie, gelijk is aan de oppervlakte A + B. Die redenering is de belangrijkste theoretische grondslag van de op liberalisering gerichte beleidslijnen die de afgelopen jaren in de Europese Unie zijn uitgetekend. Zoals bij Adam Smith en zijn theorie van de onzichtbare hand verwijst ze naar de idee dat men, door de vrije markt te laten spelen, de beste middelenallocatie verkrijgt. Die logica doet evenwel bezwaren rijzen, die meer in het bijzonder haar basishypothesen ter discussie stellen. Die bezwaren worden in het volgende punt besproken. (1) Zie met name de volgende handboeken : Carlton D. en Perloff J. (1990), Cohen S.I. (2001) en Varian H. (2003). (2) De marginale inkomsten zijn de extra inkomsten die een onderneming realiseert als ze haar productie met één eenheid opvoert. De marginale kosten zijn de extra kosten die een onderneming oploopt als ze haar productie met één eenheid opvoert. (3) Deze redenering staat gedetailleerd beschreven in Varian H. (2003).


1.2

Kritiek

De perfecte concurrentie berust op een aantal hypothesen : – de markt bepaalt de prijs : de producenten en consumenten kunnen de prijs niet beïnvloeden. Die voorwaarde is vervuld als de producenten en consumenten zeer talrijk zijn ; – de informatie is perfect : de producenten en de consumenten beschikken over alle nodige informatie betreffende de werking van de markt ; – het verhandelde product is homogeen : alle producenten verkopen een identiek product ; – vrijheid om zich op de markt te begeven en ze te verlaten : de ondernemingen kunnen zich op de markt begeven en ze verlaten zonder bijzondere kosten. In werkelijkheid zijn die voorwaarden zeer zelden vervuld. De meeste markten bevinden zich tussen twee uitersten : de vrije concurrentie en het monopolie. Is de eerste voorwaarde niet vervuld, dan komt dat meestal doordat de markt een oligopolie is, wat betekent dat er slechts enkele concurrenten op de markt actief zijn. In een oligopolie gebeurt het vaak dat één van de concurrenten, doorgaans de grootste onderneming, over een marktmacht (of monopoliemacht) beschikt, en dus een hogere prijs kan opleggen dan de vrije marktprijs. Een onderneming kan bijvoorbeeld marktmacht hebben omdat ze goedkoper produceert dan haar concurrenten, of omdat de kwaliteit van haar product beter is. Bij de bepaling van hun prijzen zullen de andere ondernemingen rekening moeten houden met het gedrag van de dominante onderneming. In de sector van de elektriciteitsproductie, bijvoorbeeld, publiceerde de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) in 2001 een studie waarin de aandacht werd gevestigd op de problemen met betrekking tot de marktmacht (1). De voorwaarde van de perfecte informatie is in min of meerdere mate vervuld, afhankelijk van de markt. Ontoereikende informatie leidt tot onzekerheid die de optimale werking van de markt belemmert, met hogere prijzen of producten van lagere kwaliteit tot gevolg. De economische spelers zoeken informatie, maar dat zoeken heeft een prijs (in tijd en/of geld). Wanneer ze vinden dat die prijs hoger is dan het nut van de informatie, zetten ze hun zoektocht stop en baseren ze hun keuze op de beschikbare gegevens. Als de informatie ontoereikend is, zijn spelers die niet van risico’s houden, geneigd bij hun vroegere keuzen te blijven. Tegen de achtergrond van een liberalisering, bijvoorbeeld, verklaart dit, althans in een eerste fase, waarom de consumenten niet noodzakelijk de minder dure producten van een nieuwe concurrent verkiezen. De onzekerheid heeft ook effecten op het gedrag van de ondernemingen


die hun investeringen kunnen uitstellen in afwachting van meer informatie over de toekomstperspectieven (2). De situatie waarbij de homogeniteitsvoorwaarde niet is vervuld, wordt monopolistische concurrentie genoemd. Op een dergelijke markt verkoopt iedere onderneming een product dat in zekere mate verschilt van de producten van haar concurrenten (dat is in ieder geval wat de consumenten ervaren). Die verschillen geven de ondernemingen een zekere marktmacht. Als een onderneming haar prijs verhoogt, zal ze niet al haar klanten verliezen. Deze laatste vinden namelijk dat de producten van andere ondernemingen het product van de onderneming in kwestie niet perfect kunnen vervangen. De voorbeelden van monopolistische concurrentie zijn zeer talrijk en zeer uiteenlopend. Ook de vrijheid om zich op een markt te begeven en ze te verlaten, is een voorwaarde die in werkelijkheid zelden vervuld is. Op tal van markten zijn er barrières voor de toetreding, d.w.z. hindernissen die de komst van nieuwe concurrenten bemoeilijken of vertragen. Voorbeelden zijn de kostenvoordelen van reeds gevestigde ondernemingen, het bestaan van schaalvoordelen die aanzienlijke investeringen noodzakelijk maken voor nieuwe spelers die zich op de markt willen begeven, en specifieke voorschriften of beperkingen. Omdat ze de concurrentie bij de bron beperken, stellen de toegangsbarrières de gevestigde ondernemingen in staat hun prijs te verhogen zonder dat ze rekening moeten houden met de komst van nieuwe concurrenten. De nutsmaatschappijen, bijvoorbeeld, worden traditioneel geconfronteerd met aanzienlijke toetredingsbarrières, meer in het bijzonder wat de toegang tot het netwerk en het bestaan van schaalvoordelen betreft (3). Ten slotte zij opgemerkt dat, volgens de theorie van de betwistbare markten, een markt op concurrerende wijze kan functioneren met een beperkt aantal producenten. Als een markt betwistbaar is, als er dus nieuwkomers dreigen toe te treden, zien de ondernemingen zich feitelijk verplicht de vrije marktprijs toe te passen. Mochten ze een hogere prijs hanteren, dan zouden zich onmiddellijk nieuwe concurrenten op de markt begeven (4). Dit onderzoek van de hypothesen toont aan dat perfecte concurrentie in werkelijkheid zeer zelden voorkomt : ze moet vóór alles worden beschouwd als een referentiekader voor de beoordeling van andere markttypen. In het licht van de liberalisering van een monopolie is het werkelijke doel dus nooit de optimale situatie te bereiken, maar veeleer ze te benaderen. Als de voorwaarden duidelijk niet vervuld zijn, is het immers mogelijk dat de

(1) CREG (2001b). (2) Zie Dixit A. en Pindyck R. (1994) voor de effecten van de onzekerheid op de investeringsbeslissing. (3) Zie ter zake Pénard T. (2002). (4) Zie Baumol W., Panzar J. en Willig R. (1982) voor de betwistbare markten.

3

verhoging van de doeltreffendheid niet opweegt tegen de kosten verbonden aan het reguleren en corrigeren van de onvolkomenheden op de markt. De meeste economisten vinden trouwens dat in een aantal situaties, bij een slecht functionerende markt, deze laatste de middelen niet meer efficiënt kan toewijzen. De meest voorkomende oorzaken van een slecht

functionerende markt zijn : natuurlijke monopolies en externe effecten. Een natuurlijk monopolie is een situatie waarbij de gemiddelde productiekosten ononderbroken dalen naarmate de geproduceerde hoeveelheid stijgt. De totale productiekosten van de markt zijn altijd minder hoog als slechts één, en niet meer dan één, onderneming de goederen

Kader 1 – De kostencurven De micro-economische theorie gaat ervan uit dat de curven van de gemiddelde kosten en de marginale kosten een U-vorm hebben. Dit houdt verband met de hypothese dat een onderneming, naarmate ze groeit, een dimensieopbrengst boekt die eerst stijgt, vervolgens stagneert en uiteindelijk daalt (bij constante technologie). Die hypothese wordt geïllustreerd in grafiek I die, enerzijds, het verloop van de totale productiekosten (TC) en, anderzijds, het verloop van de gemiddelde (AC) en de marginale (MC) kosten weergeeft. Bij een gegeven productiepeil wordt het niveau van de gemiddelde kosten bepaald door de helling van de rechte gaande door de oorsprong en door het punt op de curve van de totale kosten. De ontwikkeling van de marginale kosten van haar kant wordt afgeleid van het verloop van de helling van de raaklijn in ieder punt van de curve van de totale kosten. Die hypothese betreffende het kostenverloop is ontleend aan de volgende economische redenering. Wanneer de activiteit van een onderneming uitbreidt, kan deze laatste haar werknemers efficiënter inzetten door ze te specialiseren, of door de basismaterialen rationeler aan te wenden. De onderneming bevindt zich dan in een fase van toenemende schaalvoordelen : de productie stijgt sneller dan de productiekosten, wat inhoudt dat de gemiddelde kostprijs daalt. Die fase stemt overeen met het productie-interval OA in grafiek I. De voordelen verbonden aan de toename van de omvang van de onderneming, zijn echter niet onbeperkt. Vanaf een zeker punt rijzen er problemen met betrekking tot de arbeidsorganisatie of de uitwisseling van informatie. Wanneer die nadelen groter worden, begint de onderneming aan een fase van schaalnadelen : de kosten stijgen sneller dan de productie, zodat de gemiddelde kostprijs begint te stijgen. Voorbij het punt A in grafiek I komt die fase bij alle productieniveaus voor.

GRAFIEK I

U-VORMIGE KOSTENSTRUCTUUR

Totale kosten AC MC MC

AC

TC

O

A

Hoeveelheid

O

A

Hoeveelheid

4


Het natuurlijk monopolie vormt een uitzondering op de kostenhypothese. Bij een natuurlijk monopolie blijven de gemiddelde kosten dalen naarmate de productie stijgt : de schaalvoordelen blijven stijgen. Anders dan bij de klassieke hypothese van de U-vormige kostencurven hebben de gemiddelde kosten de vorm van een aflopende curve, zoals weergegeven in grafiek II.

GRAFIEK II

KOSTENSTRUCTUUR VAN EEN NATUURLIJK MONOPOLIE

Totale kosten

AC TC

AC O

produceert. Natuurlijke monopolies komen het vaakst voor in de nutssector, omdat de vaste kosten er zeer hoog en de marginale kosten zeer laag zijn (zie ook kader 1). Men spreekt over externe effecten wanneer de activiteit van een economische speler aanleiding geeft tot voordelen (positieve externe effecten) of kosten (negatieve externe effecten) voor andere spelers. De aanbiederproducent houdt met deze kosten geen rekening. De verontreiniging (negatief extern effect) is het meest genoemde voorbeeld van externe effecten. In het geval van de verontreinigende industriële sectoren, bijvoorbeeld, brengt de producent alleen de eigen productiekosten van de ondernemingen in rekening, terwijl er ook sprake is van externe kosten, zoals de kosten betreffende de sanering van de rivieren, de opwarming van de planeet of de gezondheidszorg voor de inwoners die het slachtoffer zijn van de luchtverontreiniging. Ten slotte zij opgemerkt dat Pareto-optimaliteit geen garantie is voor een rechtvaardige verdeling van de rijkdommen : een doeltreffende markt kan een onrechtvaardige markt zijn. Onderzoekers hebben zelfs aangetoond (1) Bergstrom T. (1971). (2) Zie b.v. Stiglitz J. (2003). (3) De theoretische bespiegelingen over de transactiekosten en de verticale desintegratie zijn overwegend werken van R. Coase en O. Williamson. Zie b.v. Coase R. (1937) en Williamson O. (1975).


O

Hoeveelheid

Hoeveelheid

dat een op slavernij gebaseerde economie doeltreffend kan zijn in de zin van Pareto (1). Juist vanwege die vaststelling grijpt de overheid in en legt ze de ondernemingen openbare diensten op, zoals de verplichting om alle consumenten te bevoorraden tegen een betaalbare prijs (universele dienstverlening). Meer in het algemeen zijn bepaalde economisten, zoals J. Stiglitz, Nobelprijswinnaar in 2001, gekant tegen een te systematisch gebruik van de markt, waarvan ze de uitwassen aan de kaak stellen (2).

1.3

Verticale desintegratie en transactiekosten

De elektriciteit wordt in vier fasen naar de eindgebruiker gebracht (dit wordt in het volgende deel in detail besproken) : productie, transmissie, distributie en verkoop. In de transmissie- en distributiefasen is concurrentie uitgesloten omdat ze de kenmerken van een natuurlijk monopolie hebben en netwerkexternaliteiten vertonen. Tegen de achtergrond van zijn liberalisering moet de elektriciteitssector dus verticaal gedesintegreerd worden om de niet-concurrerende segmenten (transmissie en distributie) te scheiden van de potentiële concurrentiesegmenten (productie en verkoop). Die verticale desintegratie gaat gepaard met transactiekosten tussen de verschillende segmenten, kosten die onvermijdelijk zijn als men een markt organiseert waarop men koopt en verkoopt (3).

5

Samenvattend kan men zeggen dat volgens de theorie van de transactiekosten elke transactie volgens twee methoden kan worden uitgevoerd : intern, binnen een onderneming of, extern, op de markt. Tussen beide methoden zijn er tal van zogeheten hybride vormen, zoals contracten voor bepaalde duur of allianties. Elke methode kan voor bepaalde transacties worden toegepast, voor zover ze het mogelijk maakt de transactiekosten te beperken. Wanneer de interne transactiekosten lager zijn dan die eigen aan de markt, beslissen de ondernemingen bepaalde activiteiten zelf te verrichten, eerder dan een beroep te doen op de markt. De transactiekosten op de markt omvatten meer in het bijzonder de kosten voor het verzamelen van informatie, de kosten voor het onderhandelen over en het uitvoeren van de contracten alsook de eventuele kosten verbonden aan het coördineren van en het toezicht op de markt door een onafhankelijke instantie. De transactiekosten voor interne governance omvatten hoofdzakelijk de kosten voor het controleren en coördineren van het personeel. Hoe groter een onderneming, hoe sterker de wisselwerking tussen de werknemers, en hoe hoger de kosten. Theoretisch is de verticale integratie van activiteiten wenselijk wanneer de transactiekosten van de markt hoger zijn dan die van de interne governance. Dat is doorgaans het geval wanneer : – de transactie betrekking heeft op een specifiek activum, d.w.z. een goed dat of een dienst die speciaal geproduceerd wordt voor de specifieke behoeften van een beperkt aantal klanten. Die situatie maakt de klant en de leverancier kwetsbaar ; – de transactie gepaard gaat met een uitwisseling van informatie : in dat geval bestaat het risico dat één van de partijen niet al haar verplichtingen nakomt, wat moeilijk te controleren valt ; – de transactie met onzekerheid is behept : in dit geval is het moeilijk een evenwicht te vinden in de aanpassing van het contract aan de toekomstige ontwikkelingen, wat één van de partijen in een risicopositie kan brengen ; – de transactie een intensieve coördinatie vergt, waarvoor bijvoorbeeld een coördinatie-instantie moet worden opgericht. Zoals P. Joskow beklemtoont, moet de winst, voortvloeiend uit de liberalisering van bepaalde segmenten in de sector, vergeleken worden met de eventuele stijging van de transactiekosten ten gevolge van de verticale desintegratie (1). In het tweede deel van dit document wordt geargumenteerd dat de transactiekosten die ontstaan door de verticale desintegratie van de elektriciteitssector, ook al zijn ze bij gebrek aan gegevens niet kwantificeerbaar, aanzienlijk kunnen zijn.

2. De elektriciteitssector ; specifieke

kenmerken in het licht van het liberaliseringsdebat 2.1

Inleidende begrippen

In het eerste hoofdstuk van dit artikel werd ingegaan op de theoretische achtergronden en de beweegredenen voor de introductie van vrije markten. De theorie toont enerzijds aan dat concurrentie leidt tot efficiëntie en lagere prijzen. Anderzijds is opgemerkt dat het theoretische model gebaseerd is op tal van onderliggende veronderstellingen en dat dit paradigma in werkelijkheid nooit voorkomt. Bovendien zouden de jongste economische bevindingen erop wijzen dat een geliberaliseerde markt, meer in het bijzonder de manier waarop die wordt geïmplementeerd, nieuwe kosten met zich brengt en dus niet noodzakelijk tot lagere prijzen leidt. In dit hoofdstuk wordt nader ingegaan op enkele zeer bijzondere kenmerken van de elektriciteitssector. Elke eigenschap afzonderlijk is zonder twijfel in andere bedrijfstakken aanwezig maar de combinatie en de interactie ervan maken van de elektriciteitssector een branche sui generis. Het gevolg daarvan is dat sommige basisveronderstellingen van het theoretische vrije-marktmodel slechts gedeeltelijk vervuld zijn. Bovendien impliceert de opsplitsing van de voordien verticaal geïntegreerde onderneming supplementaire transactiekosten. Aangezien het debat tussen voor- en tegenstanders van de liberalisering vaak gestoffeerd wordt met ervaringen uit de telecommunicatiesector, zullen de specifieke kenmerken van de elektriciteitssector zoveel mogelijk worden benaderd onder referentie aan de gelijkenissen en de verschillen met de telecombranche. De deregulering van de elektriciteitssector vertrekt van een opsplitsing van de sector in vier basissegmenten : 1. De productie van elektriciteit. 2. De transmissie van elektriciteit via het hoogspanningsnetwerk. 3. De distributie van elektriciteit via het laag- en middenspanningsnetwerk. 4. De verkoop van elektriciteit aan de eindgebruikers. Er wordt algemeen van uitgegaan dat de transmissie en de distributie monopolies moeten blijven, terwijl de productie en de verkoop kunnen worden geliberaliseerd. Om concurrentievervalsing uit te sluiten, moet er een strikte (1) Joskow P. (2002).

6


scheiding bestaan tussen de monopolistische en de vrijgemaakte segmenten. De resterende monopolies behoeven een regulerende instantie die samen met de nationale concurrentieautoriteiten toeziet op de mededinging in de vrijgemaakte segmenten. Dit is :

FIGUUR 1

STRUCTUUR VAN DE ELEKTRICITEITSSECTOR NA DE LIBERALISERING

Regulator

Meter

5. De regulator van de elektriciteitssector. Producent

Systeembeheerder

In dit hoofdstuk zal blijken waarom een sectorspecifieke regulator nodig is. Bovendien zal worden aangetoond dat, met het oog op de betrouwbaarheid van het systeem, een coördinerende instantie noodzakelijk is, namelijk :

Transmissie

6. De onafhankelijke systeembeheerder die instaat voor de coördinatie.

Transmissie Meter

De aanwezigheid van een onafhankelijke systeembeheerder in de elektriciteitssector is het gevolg van de nood aan coördinatie tussen de verschillende deelnemers in de elektriciteitssector. Die coördinatie is noodzakelijk omdat er geen directe verbinding bestaat tussen producent en consument, en daardoor de stabiliteit van het volledige systeem alleen kan worden gegarandeerd mits medewerking van alle producenten (dit wordt uitgelegd in de paragrafen 2.3 tot 2.7). Zoals reeds vermeld, zou de prijs gevormd in een vrije markt de nodige stimuli moeten bevatten om die coördinatie te verzekeren. De aanwezigheid van een systeembeheerder geeft dan ook reeds een aanduiding van een aantal tekortkomingen van de vrije markt.

Distributie Meter

Meter

Prijs Onderneming

Gezin

Leverancier Prijs

Ten slotte dient te worden voorzien in een mechanisme voor de prijsvorming in de opengestelde segmenten : 7. Het prijsmechanisme en de afgeleide instrumenten. Er zij opgemerkt dat, op punt 7 na, al deze functies ook in een verticale onderneming worden vervuld. Binnen een verticaal geïntegreerde onderneming zorgt het interne beslissingsproces ervoor dat al deze functies op elkaar worden afgestemd. Het opsplitsen in deelsegmenten vereist een nieuw coördinatiemechanisme. In de vrije markt is dit uiteraard het prijsmechanisme. De fysieke eigenschappen van de elektriciteitsvoorziening stellen aparte eisen aan dit prijsmechanisme (zie paragraaf 2.7.2). Het vervangen van het interne beslissingsproces door een marktmechanisme, en de nood aan coördinatie van het elektriciteitssysteem vergen intensieve informatie-uitwisselingen en dus extra transactiekosten. Zoals eerder reeds opgemerkt, is het mogelijk dat deze transactiekosten de eventuele prijsdalingen in de vrijgemaakte segmenten deels compenseren.


Om een en ander eenvoudig te structureren, wordt verwezen naar figuur 1. Een consument (gezin of onderneming) sluit een contract met een elektriciteitsleverancier voor de levering van elektriciteit gedurende een bepaalde periode. De consument kan de leverancier vrij kiezen. Men heeft derhalve een markt. De leverancier dient op zijn beurt elektriciteit aan te kopen bij een elektriciteitsproducent. Hiertoe sluit hij rechtstreeks een contract af met een producent, of wendt hij zich tot een elektriciteitsbeurs (1).

(1) Dit is een enigszins vereenvoudigde situatie, met name omdat sommige grootverbruikers rechtstreeks op het hoogspanningsnet zijn aangesloten. Bovendien zorgen een aantal kenmerken van de elektriciteitsvoorziening ervoor dat er behoefte is aan meerdere markten (day-ahead, real-time, …). Verder in dit artikel wordt hier nader op ingegaan.

7

Productie en consumptie zijn zelden op dezelfde plaats gelokaliseerd. De opgewekte elektriciteit moet dus via het transmissie- en het distributienet naar de consument worden getransporteerd. De daaraan verbonden transportkosten worden doorberekend aan de consument. Om over voldoende informatie voor de correcte facturatie te beschikken, dient in het netwerk meetapparatuur te worden ingebouwd.

Voor een vertaling van figuur 1 naar de Belgische context wordt verwezen naar kader 2. Vooraleer alle geledingen gedetailleerd te bespreken, wordt in de volgende paragraaf eerst de liberalisering van de telecomsector, de referentiesector van deze studie, kort toegelicht. Bedoeling daarvan is achteraf de verschillen en de gelijkenissen met de elektriciteitssector goed te kunnen inschatten.

Kader 2 – De liberalisering van de Belgische elektriciteitssector De omzetting in Belgisch recht van de Europese richtlijn 96 / 92 / EC betreffende de gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt, heeft geleid tot de volgende invulling van de bovengenoemde deelsegmenten. − De productie : net als de meeste lidstaten heeft België gekozen voor een systeem van vergunningen. De vergunningen worden toegekend door de federale minister die bevoegd is voor Energie. De drie belangrijkste Belgische producenten zijn Electrabel, SPE en EDF (1). − Het transport van elektriciteit : er wordt een onderscheid gemaakt tussen het transmissienetwerk (hoogspanning) en het distributienetwerk (laagspanning). Het beheer van de transmissie-infrastructuur is toegewezen aan een nieuw opgerichte onderneming, Elia Assets. N.V. Elia is dus verantwoordelijk voor de uitbreiding en het onderhoud van het hoogspanningsnetwerk. Het operationele beheer van het netwerk, in hoofdzaak het op elkaar afstemmen van vraag en aanbod en het vermijden van overbelasting, is toevertrouwd aan Elia Systems Operator. Die is dus verantwoordelijk voor het coördineren van de acties van producenten en consumenten. Het distributienetwerk valt onder de verantwoordelijkheid van de (zuivere of gemengde) intercommunale verenigingen en van de regieën. Zij staan in voor het beheer van het fysieke distributienetwerk. − De levering : vóór de vrijmaking hadden de gemeenten een monopolierecht inzake levering van elektriciteit op hun grondgebied. De richtlijn voorziet in de progressieve vrijmaking van de markt naargelang van het jaarlijks verbruik. De levering van elektriciteit aan gezinnen en KMO’s is echter een regionale materie en bij de omzetting van de richtlijn in Belgisch recht kozen de regio’s voor een verschillende implementatiekalender. In het Vlaamse gewest kan elke consument sedert 1 juli 2003 zijn leverancier vrij kiezen. Het Waalse en Brusselse gewest hebben nog geen officiële datum vastgelegd, maar volgens de richtlijn moet uiterlijk op 1 juli 2007 ook daar iedere verbruiker keuzevrijheid hebben (2). Leveranciers met een leveringsvergunning in Vlaanderen zijn Electrabel Customer Solutions, Nuon, Essent, Luminus, EDF, SPE/Citypower e.a. − De regulator : op federaal niveau is deze taak toevertrouwd aan de CREG (de Commisie voor Regulering van Elektriciteit en Gas). De CREG adviseert de federale overheid. Bovendien is er per gewest een regulator voorzien. Ook de regionale regulatoren nemen zowel de taak van adviesorgaan als van toezichtshouder op zich. Voor Vlaanderen is dit de VREG (Vlaamse Commissie voor Regulering van Elektriciteit en Gas) ; voor Wallonië de CWaPE (la Commission Wallonne pour l’Énergie) ; voor Brussel, ten slotte, is het BIM (Brussels Instituut voor Milieu). De regionale regulatoren staan tevens in voor de procedures met betrekking tot elektriciteit uit hernieuwbare bronnen via het mechanisme van de groenestroomcertificaten en Warmte-Kracht Koppeling certificaten. − De prijsvorming : in België gebeurt dit hoofdzakelijk via bilaterale contracten. Er is ook sprake van de oprichting van een elektriciteitsbeurs. Elia zou in deze laatste de hoofdaandeelhouder worden. APX (de Nederlandse beurs) en Powernext (de Franse elektriciteitsbeurs) zouden minderheidsaandeelhouders worden.

(1) EDF heeft, via zijn Belgisch filiaal Semobis, een aandeel van 50 pct. – of 481 MW – in de centrale Tihange 1. (2) Voor de grote ondernemingen werd de markt geliberaliseerd op 1 januari 2003.

8


2.2

De liberalisering in de telecommunicatiesector

De structuur van de telecommunicatiebranche is minder complex dan die van de elektriciteitssector. Een relatief eenvoudig toestel (telefoon, fax, pc, gsm) treedt, via een communicatienetwerk, in verbinding met een tweede toestel. De toestellen zijn identificeerbaar aan de hand van een nummer. De activiteiten van de telecombranche bestaan uit het opzetten en onderhouden van een communicatie-infrastructuur (telefoonkabels, schakelcentrales, gsm-masten, enz.) waarmee de eigenlijke dienstlevering (spraak, sms, datatransmissie, enz.) plaatsvindt. Aangezien telecommunicatie een dienstverlening is, bestaat er geen productiesegment. De transmissie en de distributie van de elektriciteitssector stemmen overeen met de netwerkinfrastructuur van de telecommunicatie. De dienstverlening die gebruik maakt van deze netwerkinfrastructuur kan immers worden vergeleken met de levering van elektriciteit aan de eindgebruikers. In tegenstelling tot wat in de elektriciteitssector het geval is, wordt niet alleen de verkoop van diensten geliberaliseerd, maar wordt tevens concurrentie in de netwerkinfrastructuren ingevoerd (1). Binnen de telecommunicatiesector zijn meerdere netwerkinfrastructuren bijgevolg wel mogelijk. In België zijn o.m. Proximus, Base en Mobistar operatoren van mobiele netwerken. Bij de vaste telefonie heeft men Belgacom, Telenet, Codenet, British Telecom, e.a. De infrastructuur van de verschillende operatoren is onderling gekoppeld, zodat klanten van een bepaalde operator in verbinding kunnen treden met klanten van een andere netwerkoperator. De onderlinge verbinding tussen telecommunicatienetwerken is, technisch beschouwd, relatief eenvoudig (2) (verderop in dit artikel wordt aangetoond dat dit niet geldt voor de elektriciteitstransmissie).

(1) De concurrentie tussen Belgacom en Telenet verklaart het succes van de breedbandtechnologie in België. Het valt te betwijfelen of het onderbrengen van de netwerkinfractructuur bij een onafhankelijke operator (zoals in de elektriciteitssector) even succesvol zou zijn geweest. (2) Dit geldt alleen op technisch vlak. De facturatie van deze onderlinge verbindingen doet verschillende problemen rijzen. De oorzaak hiervan is meestal de informatie-asymmetrie tussen de operator en de regulator. Deze heeft tot gevolg dat de regulator de werkelijke kosten van de onderlinge verbinding niet kan inschatten, wat aanleiding geeft tot te hoge terminatietarieven (zie b.v. BELTUG, « De liberalisering van de telecommunicatie – de balans van de zakelijke telecomgebruikers »). (3) Het netwerkvoordeel verdwijnt niet volledig als gevolg van de relatief hoge tarieven van de onderlinge verbinding. Zo zijn bijvoorbeeld, oproepen tussen klanten van een zelfde mobiel netwerk goedkoper dan tussen klanten van verschillende mobiele netwerken. (4) De breedbandtechnologie ADSL (Asymetric Digital Subscriber Line) maakt gebruik van het bestaande koperpaar tussen de schakelcentrale en de eindgebruiker. De operator dient in de centrale enkel een DSLAM (DSL Access Multiplexer) te plaatsen. De eindgebruiker moet beschikken over een zogeheten splitter (voor het opslitsen van het stemsignaal en het datasignaal die over hetzelfde koperpaar worden gestuurd) en een ADSL-modem.


De regulator regelt de tarieven van de onderlinge verbinding (ook terminatietarieven genoemd) tussen de verschillende operatoren. De meeste leveranciers van telecomdiensten beschikken over een eigen, zij het soms beperkte, infrastructuur. Vooral in grote steden en in bedrijfsparken ligt bekabeling van meerdere operatoren. Het spreekt vanzelf dat, om historische redenen, de oud-monopolist (in België is dat Belgacom) bevoordeeld is t.o.v. de nieuwkomers. Door de grotere dekkingsgraad van zijn netwerk kan hij meer profijt trekken van het zogeheten netwerkeffect (hoe groter het aantal klanten, hoe groter het nut voor alle klanten). Dit netwerkvoordeel wordt enigszins (3) beperkt door de onderlinge verbinding tussen de netwerken van verschillende operatoren. De hogere dekkingsgraad impliceert daarenboven dat elke klant, ongeacht zijn lokatie, tegen relatief lage kosten met het netwerk kan verbonden worden. De hoge dekkingsgraad van de vroegere monopolist t.o.v. die van de nieuwkomers is de oorzaak van het probleem van de zogenoemde « lokale lus »: in veel gevallen zal een nieuwe netwerkoperator nieuwe klanten enkel toegang tot zijn eigen netwerk kunnen verschaffen door gebruik te maken van (een deel van) het netwerk van de historische operator. Tussen de elektriciteitssector en de telecommunicatiesector geldt de volgende analogie : Elektriciteit productie transmissie distributie regulator onafhankelijke systeembeheerder levering prijsvorming

Telecommunicatie – netwerkinfrastructuur lokale lus regulator – dienstverlening prijsvorming

In de telecommunicatiebranche werd er zowel in de dienstverlening als in de netwerkinfrastructuur concurrentie ingevoerd. In de elektriciteitssector zijn de levering en de productie vrijgemaakt. De telecommunicatienetwerken (en de elektriciteitsproductie) werden lange tijd gekenmerkt door schaalvoordelen. Daar is verandering in gekomen als gevolg van de technologische vooruitgang. Zo hebben, in de telecommunicatie, nieuwe technieken van multiplexing het mogelijk gemaakt om middels relatief lage supplementaire kosten (4) de capaciteit en de snelheid van het netwerk ingrijpend te verhogen. Ook de relatief

9

eenvoudige onderlinge verbinding van de verschillende netwerken is een noodzakelijke voorwaarde (die in geval van de telecomsector vervuld is) voor de introductie van mededinging in het segment van de infrastructuur. Telecommunicatienetwerken zijn bovendien multifunctioneel. Ze worden gebruikt voor de transmissie van geluid, data en beeld. De gegevenstransmissie heeft een enorme vlucht genomen met de opkomst van het Internet. Behalve een verlaging van de schaalvoordelen is er op deze netwerken bijgevolg ook volumetoename. De efficiëntie van een monopolie hangt af van de omvang van de schaalvoordelen (de zogeheten minimale efficiënte schaal of de MES (1)) en van de omvang van de markt. Of schaalvoordelen al dan niet leiden tot een natuurlijk monopolie wordt bepaald door de relatieve omvang van de schaalvoordelen t.o.v. de omvang van de totale markt ; is de MES groter dan de markt, dan is een monopolie efficiënt. Naarmate de afzetmarkt zicht uitbreidt, kan de efficiëntie van een monopolie dus verdwijnen. Er zij hier reeds opgemerkt dat een dergelijk fenomeen zich niet voordoet in de elektriciteitssector (2). Aangezien het elektricteitsnetwerk slechts één functie heeft, nl. het transport van stroom, en gelet op de problemen van onderlinge verbinding, is de markt in de praktijk niet in omvang toegenomen. Het gestegen volume op de telecommunicatienetwerken, bij nagenoeg gelijkblijvende kosten, heeft de gemiddelde kosten tevens flink doen dalen. In de telecommunicatie gebeurde de liberalisering bijgevolg tegen de achtergrond van technologische verbeteringen met beperkte kosten aan de aanbodzijde, gecombineerd met een toegenomen vraag als gevolg van nieuwe toepassingen. Beide effecten samen zorgen voor een daling van de gemiddelde kosten. Die kruisbestuiving tussen vraagen aanbodzijde ontbreekt in de elektriciteitssector. De introductie van nieuwe technologieën bij de producenten (STEG-centrales) gaat niet gepaard met een stijgend aantal toepassingen zodat de vraag niet stijgt. Integendeel, binnen de elektriciteitsproductie bestaat veeleer de neiging om, uit milieuoverwegingen, de vraag af te remmen.

demand mogelijk. Anders dan bij de vorige generatie zijn daar echter wel zeer zware investeringen in die nieuwe netwerkinfrastructuur voor nodig (4). De introductie van die nieuwe technologie brengt bijgevolg zware kosten mee. Nieuwe toepassingen aan de vraagzijde kunnen leiden tot een toename van het gebruik. In hoeverre dit de gemiddelde kosten (en dus de tarieven) doet dalen, hangt af van de relatieve omvang van de beide effecten. Het is bijgevolg lang niet zeker of de liberalisering in dit geval evenveel vruchten zal afwerpen. Een producent zal immers slechts tot de nodige vernieuwingen besluiten als hij min of meer zeker is van zijn toekomstige afzetmarkt. Samenvattend kan worden gesteld dat in de telecommunicatiesector : 1. het productiesegment niet bestaat ; 2. de netwerkinfrastructuur overeenstemt met de transmissie en distributie van elektriciteit. Er zij wel opgemerkt dat in de telecombranche ook in de netwerkinfrastructuur concurrentie werd ingevoerd. Verderop zal worden aangetoond dat dit binnen de elektriciteitssector vrijwel onmogelijk is ; 3. er tevens een regulator bestaat die toezicht houdt op de sector ; 4. er geen onafhankelijke coördinator aanwezig is. Verder zal worden aangetoond dat deze om technische redenen wel nodig is in de elektriciteitssector ; 5. de dienstverlening via de infrastructuur vergelijkbaar is met de levering van elektriciteit ; 6. naast de technologische vooruitgang, die gezorgd heeft voor een verkleining van de schaalvoordelen, de markt van de telecommunicatiediensten, in tegenstelling tot de elektriciteitsconsumptie, sterk is gegroeid met een verlaging van de gemiddelde kosten tot gevolg. Tevens verkleint hierdoor het relatieve belang van de MES en neemt het potentiële aantal operatoren toe. Niet alleen lijkt de structuur van de telecommunicatiesector dus eenvoudiger dan die van de elektriciteitsbranche ; de deregulering gebeurde in de twee branches ook in verschillende segmenten : het productiesegment voor de elektriciteit en het netwerksegment voor de telecom. De argumentatie voor de deregulering van deze

(1) Een natuurlijk monopolie is een theoretisch concept waarbij de gemiddelde kosten blijven dalen, en waarbij de MES dus oneindig groot is. In de praktijk spreekt men van een natuurlijk monopolie als de MES veel groter is dan de markt. Dit kan dus variëren in de tijd. (2) Er zij opgemerkt dat, in theorie, de markt wel uitgebreid is van een nationale markt naar een Europese markt.

Ten slotte zij opgemerkt dat, na de breedbandnetwerken, de volgende generatie telecommunicatienetwerken reeds in de steigers staat (VDSL (3), met een debiet dat ongeveer 10 keer hoger ligt dan dat bij ADSL). Die nieuwe netwerken maken onder meer digitale televisie en video on

10

(3) VDSL staat voor Very High Rate Digital Subscriber Line. (4) Voor de implementatie van VDSL in België (het Broadway-project) zal Belgacom een groot deel van zijn netwerk moeten « upgraden » (voor een optimaal debiet dient het glasvezelnetwerk zo dicht mogelijk bij de gebruiker te worden gebracht ; het debiet daalt immers snel met de afstand tot het optisch net), wat niet het geval was bij de introductie van ADSL (waar het bestaande koperpaar kon worden gebruikt). Er is sprake van een investering van 520 miljoen euro over een periode van 10 jaar. (Zie « Belgacom stopt 522 miljoen euro in superinternet », Tijd van 20.06.2003).


twee verschillende geledingen (vooral het verdwijnen van schaalvoordelen) zal verderop in dit artikel worden geanalyseerd.

GRAFIEK 2

In de volgende paragrafen wordt ingegaan op de deelsegmenten van de elektriciteitssector. De volgorde is evenwel aangepast om het betoog duidelijker te maken en om te vermijden dat begrippen overbodig worden uitgelegd.

De maatschappij werkt niet meer zonder elektriciteit ; het verbruik ervan blijft, zowel in het productieproces als in de huishoudens, stijgen.

12000

MW

Verkoop (levering) en consumptie

15000

9000

6000

3000

0 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00

2.3

VOLATILITEIT VAN DE BELGISCHE VRAAG NAAR ELEKTRICITEIT ; OPGEVRAAGD VERMOGEN PER KWARTIER

Door de toenemende automatisering en de ondersteunende processen daarvan neemt de afhankelijkheid van elektriciteit wereldwijd sterk toe.

3 augustus 2003 9 januari 2003 daggemiddelde 3 augustus 2003

De gevolgen van met name de blackout in de VS op 14 augustus 2003 hebben aangetoond hoe belangrijk een betrouwbaar elektriciteitssysteem is. Ramingen van de economische impact van deze blackout lopen weliswaar uiteen, maar liggen toch bijna allemaal tussen de vijf en de tien miljard dollar (1). Aan de blackout in Italië op 28 september van datzelfde jaar wordt zelfs het verlies van drie mensenlevens toegeschreven (2). Het is dan ook niet verwonderlijk dat elektriciteitsvoorziening als een universele dienst (3) wordt gezien ; iedereen moet op elk ogenblik en tegen een redelijke prijs over dit goed kunnen beschikken (zie ook de laatste paragraaf van 1.2). Elektriciteit heeft bovendien weinig substituten, zodat de vraag naar elektriciteit slechts in beperkte mate prijsgevoelig is. Dit geldt zeker op de korte termijn. Bovenop deze beperkte prijselasticiteit komt nog de grote volatiliteit van het elektriciteitsverbruik, zowel in de loop van de dag, als in de loop van een jaar. Dit blijkt uit grafiek 2, waar het Belgische elektriciteitsverbruik gedurende een winterdag (9 januari 2003) en gedurende een zomerdag

(1) ELCON (2004) (2) Zie Le Monde van 30.09.2003 (3) Het economische begrip « universele dienstverlening » is ruimer dan het systeem van de sociale tarieven. (4) Vermogen en verbruik zijn verschillend. Dit wordt uitgelegd in kader 3. Een ingezet vermogen van 7.000 MW gedurende een kwartier impliceert een verbruik van 7.000 MW x 0,25 u = 1.750 MWh gedurende dat kwartier. (5) Deze volatiliteit kan het gevolg zijn van de productiekosten van de verschillende types centrales en / of van ontoereikende productiecapaciteit (§ 2.4.2 – § 2.4.3). (6) In deze context wordt verwezen naar de problemen in Californië, waar marktoverwichten in de productie en klimatologische factoren de prijzen opdreven. Elektriciteitsleveranciers, geconfronteerd met vaste afzetprijzen, kwamen daardoor in de problemen.


daggemiddelde 9 januari 2003

Bron : Elia.

(3 augustus 2003) per kwartier en ook als daggemiddelde wordt afgebeeld. Het gemiddelde opgevraagde vermogen varieert in België van 7.000 MW in de zomer (voor uitleg i.v.m. de eenheden, zie kader 3 verderop) tot 12.000 MW in de winter (4). Het verschil tussen het laagste en het hoogste vermogen in de loop van een dag kan oplopen tot 4.000 MW. Die pieken komen bovendien slechts gedurende een beperkte periode voor. Het hoogste vermogen (ongeveer 13.500 MW) wordt gedurende één à twee uur per jaar opgevraagd. Dat heeft een aanzienlijke impact op het productiesegment, waar in een voldoende reservecapaciteit moet worden voorzien om deze kortstondige pieken op te vangen. De volatiliteit van de vraag zorgt voor een zeer beweeglijke vraagcurve en, in een geliberaliseerde markt, dus ook voor onstabiele prijzen. Deze volatiele prijzen, in combinatie met de universele dienstverlening, zijn niet zonder risico voor de leveranciers (5). Deze laatsten dienen zich immers te bevoorraden op een markt waar de prijzen zeer sterk fluctueren, terwijl hun afzetprijzen meestal beperkt volatiel, zelfs zo goed als vast zijn vanwege de universele dienstverlening (6).

11

TABEL 1

BELGISCH ELEKTRICITEITSVERBRUIK IN 2002 (in GWh)

Verbruik in 2002

Verwijzend naar figuur 1 kan dus gesteld worden dat de prijs tussen de producent en de leverancier zeer volatiel is, terwijl die tussen de consument en de leverancier dat veel minder is.

Relatief aandeel (in pct.)

Hoogspanning . . . . . . . . . . . . . . . .

53.470,3

Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.899,5

2,36

Landbouw . . . . . . . . . . . . . . . . . .

265,8

0,33

Industrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

38.026,5

47,27

Vervoer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.125,2

2,64

Openbare verlichting . . . . . . . . . .

258,6

0,32

Handel en openbare diensten . . .

10.894,7

13,54

Laagspanning . . . . . . . . . . . . . . . .

25.920,2

Residentieel . . . . . . . . . . . . . . . . .

17.602,1

21,88

Professioneel . . . . . . . . . . . . . . . .

7.155,5

8,90

Openbare diensten . . . . . . . . . . .

426,7

0,53


735,9

0,91

Zelfproducenten (1) . . . . . . . . . . . .

1.047,6

Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13,2

0,02

Landbouw . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12,7

0,02

Industrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

986,2

1,23

Vervoer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1,3

0,00


34,2

0,04

Totaal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

80.438,1

100,00

Bron : BFE, Statistisch Jaarboek 2002. (1) Sommige industriële klanten recupereren restwarmte van hun productieproces voor de productie van elektriciteit.

Dit prijsrisico voor de leverancier bestaat niet in een verticaal geïntegreerde onderneming. Dat is trouwens ook de reden waarom er een herintegratie plaatsheeft tussen producenten en leveranciers. Ter illustratie wordt in tabel 1 het Belgische verbruik en de verdeling ervan over verschillende typen consumenten weergegeven. Het onderscheid tussen hoog- en laagspanning wordt uitgelegd in een kader onder paragraaf 2.5. Het totale verbruik beliep 80.438 GWh. In die behoefte werd voorzien door productie in zowel België als het buitenland (zie tabel 3 verder in dit artikel). Het aanbod beliep ongeveer 85.730 GWh. Het verschil tussen beide (5.292 GWh) kan worden verklaard door de netwerkverliezen (zie kader 5) (3.767 GWh) en door het elektriciteitsverbruik voor het oppompen van water in de stuwmeren (1) (1.525 GWh). De grootste verbruiker is de industrie. Ze neemt ongeveer de helft van het totale Belgische verbruik voor haar rekening. Een vijfde van de totale elektriciteitsconsumptie gaat naar de gezinnen. Amper 1 pct. wordt verbruikt voor openbare verlichting. (1) In de dalperiodes gaat men reservecapaciteit gebruiken om het waterpeil in deze stuwmeren te verhogen zodat nadien vraagpieken kunnen worden opgevangen.

Kader 3 – Een aantal veel gebruikte eenheden In de fysica verwijst energie naar de mogelijkheid om « werk » te verrichten. Er bestaan verschillende soorten energie : mechanische energie (bewegende voorwerpen), warmte-energie, elektrische energie (bewegende ladingen), enz. De verschillende energievormen kunnen onderling worden omgezet. Bewegingsenergie wordt omgezet in warmte-energie door bijvoorbeeld wrijving. Elektrische centrales zijn op dit principe gebaseerd. In gascentrales wordt bijvoorbeeld gas verbrand, en de resulterende warmte-energie wordt omgezet in elektrische energie. Bij de omzetting van een bepaalde energievorm in een andere gaat echter steeds energie verloren, ook in elektrische centrales. De verhouding tussen de elektrische energie die in een centrale wordt geproduceerd en de energie die als input wordt gebruikt (de zogeheten primaire energie), noemt men de efficiëntie van de centrale. efficiëntie = resulterende elektrische energie / gebruikte primaire energie

12


Bij wijze van illustratie volgen hier de effciënties van een aantal elektrische centrales : steenkool 40 à 45 pct. 60 pct. STEG (1) gasturbine 40 pct. nucleair 33 à 36 pct. (2) hydro 90 à 95 pct. windturbine 35 pct. Bron : Eurelectric, « Efficiency in electricity generation », July 2003.

Energie wordt uitgedrukt in Joule. De letter J is de afkorting voor de eenheid Joule. Een tweede kenmerkende grootheid is de hoeveelheid « werk » die men per tijdseenheid kan verrichten, m.a.w. de snelheid waartegen men kan werken. Dit wordt het vermogen genoemd. Het wordt uitgedrukt in Watt (afkorting W). De eenheid Watt is Joule / seconde. Het opgewekte vermogen is dus gelijk aan de geproduceerde energie gedeeld door de tijd gedurende welke deze energie werd geproduceerd. Vermogen = geproduceerde energie / tijd Energie kan dus ook worden uitgedrukt als Vermogen vermenigvuldigd met tijd (Watt x uur), zodat een alternatieve eenheid van energie de Watt-uur (Wh) is. De Wh wordt binnen de elektriciteitssector meer gebruikt dan de Joule. De omzetting gebeurt als volgt : 1W = 1J / 1s = 1J / (1 / 3.600h) = 3.600 J / h. 1Wh = 3.600 J Een andere veel voorkomende eenheid is de Whe. Zoals reeds vermeld, gaat conversie van energie steeds gepaard met verlies. De energiecontent van de input-fuel bij een elektrische centrale duidt men aan met Whf. De resulterende elektrische energie wordt aangeduid met Whe. Het verband tussen beide is de efficiëntie van de centrale. Tot slot worden nog de voorvoegsels toegelicht : – Kilo (K) betekent 1.000 eenheden, dus 1 kilowatt is 1.000 watt – Mega (M) betekent een miljoen eenheden, of 1.000 kilo – Giga (G) is een miljard eenheden of 1.000 Mega – Tera (T) is 1.000 Giga

(1) STEG : Stoom en Gas turbine. Een centrale waar gas wordt gebruikt als brandstof voor het aandrijven van een turbine, en waarbij de hete verbrandingsgassen gerecupereerd worden voor het aandrijven van een stoomturbine. (2) Tarjanne (2003) gaat uit van een efficiëntie van 37 pct. voor de nucleaire centrales.

2.4

Productie

De productie van elektriciteit is de omzetting van een bepaalde vorm van energie in elektrische energie (zie ook kader 3). Zo wordt bij de aanwending van fossiele brandstoffen (aardgas, steenkool, petroleum) warmte omgezet in elektriciteit.


De deregulering van de elektriciteitssector stelt het productiesegment open voor concurrentie. Nochtans heeft geruime tijd de opvatting geheerst dat de elektriciteitsproductie gepaard ging met schaalvoordelen, en dus een monopolistische structuur had. Door de technologische vooruitgang, meer in het bijzonder de opkomst van de STEG- en WKK-centrales, zou er een einde komen aan

13

deze schaalvoordelen en zou binnen dit segment concurrentie mogelijk worden. STEG-centrales hebben er inderdaad voor gezorgd dat de productie van elektriciteit kleinschaliger kan gebeuren. Hun variabele kosten zijn echter sterk afhankelijk van de volatiele aardgasprijs. Daarenboven is deze kleinschaligheid nog steeds niet zodanig dat elke consument in zijn eigen productie kan voorzien. Het is dus de vraag of er werkelijk voldoende voorwaarden zijn vervuld opdat een vrije markt tot efficiënte productie zou leiden. Dit vergt inzicht in de kostenstructuur. Vooraleer nader in te gaan op een aantal kenmerken van de elektriciteitsproductie, zij herhaald dat dit productiesegment in de telecommunicatiesector niet bestaat. Telecommunicatie is een dienstverlening en behoeft dus per definitie geen productie. Alle hieronder vermelde problemen zijn dus typisch voor de elektriciteitssector (1).

(1) Men zou kunnen stellen dat een telefoontoestel een signaal « produceert », maar de eigenlijke dienstverlening is de communicatie tussen twee toestellen, er is m.a.w. geen vraag naar dit geproduceerde signaal, maar wel naar een connectie. De dienst bestaat dus pas op voorwaarde dat de twee toestellen in verbinding treden via het netwerk. Het netwerk is dus essentieel bij de communicatie ; bij de elektriciteit is de rol van het netwerk verschillend, zoals verder in dit artikel wordt verduidelijkt.

TABEL 2

2.4.1

Kostenstructuur van de elektriciteitsproductie

De interne kosten van een elektriciteitsproductie kunnen, grosso modo, in drie categorieën worden opgesplitst : 1. De investeringskosten : dat zijn de kosten voor de bouw van de centrale. Die kosten verschillen sterk afhankelijk van het type centrale en liggen het hoogst voor de nucleaire centrales en de hydrocentrales (zie tabel 2). De investeringskosten zijn determinerend voor het al dan niet bestaan van schaalvoordelen. 2. De kosten van de primaire brandstoffen. Zowel het niveau als de volatiliteit van deze kosten zijn afhankelijk van de gekozen primaire brandstof. Het niveau wordt voornamelijk bepaald door de omvang van de brandstofreserves en door de transportkosten. De volatiliteit is afhankelijk van geopolitieke factoren en van de concentratie van de reserves. De brandstofkosten voor de hernieuwbare bronnen (hydro-, wind-, en zonne-energie) mogen als verwaarloosbaar worden beschouwd. De prijzen van uranium en steenkool zijn in het algemeen laag en relatief stabiel. De gasprijs daarentegen is gekoppeld aan die van ruwe aardolie en is veeleer volatiel. De toenemende vraag

KOSTENSTRUCTUUR VAN VERSCHILLENDE TYPEN CENTRALES

Nucleair

Steenkool

Aardgas (STEG)

Vermogen (MWe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.250

500

400

Efficiëntie (in pct.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

37

42

58

Windkracht

1

Levensduur (jaren) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

40

25

25

20

Investeringskosten per KWe (€/KWe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.900

860

600

1.100

Actualisatievoet (in pct.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Annuïteit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 17,16

5 14,09

5 14,09

5 12,46

Jaarlijkse investeringskosten (€/MWe) (1) . . . . . . . . . . . . . . . . . .

110.729

61.019

42.571

88.267

Jaarlijkse vaste exploitatiekosten per MWe (€/MWe) . . . . . . . .

28.500

17.200

12.000

22.000

Jaarlijkse vaste kosten (€/MWe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

139.229

78.219

54.571

110.267

Brandstofkosten productie elektriciteit (€/MWhe) . . . . . . . . . . . Variabele exploitatiekosten

(€/MWhe) (2)

2,70

13,10

23,45

..................

3,63

5,24

2,00

Variabele kosten (€/MWhe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6,33

18,34

25,45

Kosten CO2-uitstoot . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Emissie van CO2 (kg/MWhe) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostprijs emissierechten (€/tCO2) (3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Variabele kosten CO2-emissie (€/MWhe) . . . . . . . . . . . . . . . Kosten nucleair afval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

811

346

10

10

8

3

0,00

(2)

Bron : R. Tarjanne, K. Luostarinen : Competitiveness comparison of the electricity production alternatives (price level March 2003). (1) Bij de jaarlijkse investeringskosten is rekening gehouden met de totale investeringskosten en met de levensduur van de centrale. (2) De variabele exploitatiekosten van de nucleaire centrales bevatten eveneens de stortingen aan het zogeheten « nuclear waste fund » en houden dus rekening met de verwerking, de tijdelijke en de definitieve opslag van radioactief afval en met de latere ontmanteling van de centrales. (3) Volgens Tarjanne (2003) schommelen deze emissiekosten tussen 10 en 100 €/tCO2.

14


naar aardgas en de beperkte en geconcentreerde reserves impliceren sterk fluctuerende en stijgende prijzen (1).

GRAFIEK 3

Deze interne kosten moeten evenwel nog worden aangevuld met 4. De externaliteiten. De uitstoot van broeikasgassen en stikstof- en zwaveloxides bij de verbranding van fossiele brandstoffen, i.h.b. steenkool, impliceert hoge, doch onzekere kosten voor dit type van centrales. Bij de nucleaire centrales dienen de kosten van de afvalverwerking in aanmerking te worden genomen. Tabel 2 is een voorbeeld van deze kostenstructuur, gebaseerd op Finse data.

MW

3. De exploitatiekosten ; die ondermeer de personeelskosten, de onderhoudskosten en andere kosten omvatten.

GEMIDDELDE PRODUCTIEKOSTEN VAN ELEKTRISCHE CENTRALES – EXCLUSIEF DE KOSTEN VOOR CO2 – EMISSIE

60

60

55

55

50

50

45

45

40

40

35

35

30

30

25

25

20 2000

3000

4000

5000 6000 uren

7000

8000

20 9000

Nucleair Steenkool Aardgas

Wat de kostenstructuur betreft van de zogenoemde hernieuwbare energiebronnen (hydro, zon, wind), wordt verwezen naar het AMPERE-rapport (2) : voor windturbines zijn de belangrijkste kosten de investeringskosten. Bij installering op zee zijn de omstandigheden weliswaar gunstiger (meer wind), maar lopen de investeringskosten hoog op. Ten slotte zij opgemerkt dat windmolens niet het hele jaar door op volle capaciteit produceren, aangezien hun productie afhankelijk is van de windkracht. De investeringskosten van hydraulische centrales zijn zeer hoog en maken dit type centrale ongeschikt voor kleinschaligere productie. De gegevens uit tabel 2 zijn gebruikt voor de grafische voorstelling in de grafieken 3 en 4 teneinde een beter inzicht te verwerven in eventuele schaalvoordelen. Uit de grafiek blijken de gemiddelde kosten (d.w.z. de totale kosten gedeeld door het aantal uren productie) voor vier typen van centrales : een nucleaire, een steenkool-, een STEG- centrale en een windturbine. Er is geen rekening gehouden met de kostprijs van de CO2-uitstoot. Gelet op de lineaire kostenstructuur (zie ook kader 4) zijn de drie curven dalend. Voor een productie tussen 0 en 3.400 uur per jaar zijn de gemiddelde kosten het laagst in het geval van een STEG-centrale ; voor een productie tussen 3.400 en 5.300 uur per jaar is een steenkoolcentrale goedkoper, en vanaf 5.300 uur per jaar werkt de nucleaire centrale het goedkoopst. De grafiek toont eveneens aan dat bij een productie van meer dan 4.500 uur per jaar de STEG niet kan concurreren met een nucleaire centrale.

Wind Wind theoretisch

Voor de windturbine is een onderscheid gemaakt tussen wat in theorie mogelijk en in de praktijk haalbaar is. Er is immers reeds op gewezen dat, als gevolg van haar afhankelijkheid van de windkracht, een windturbine slechts beperkt kan produceren (in de grafiek produceert ze 2.200 uur (3) (4)). Deze beperkte beschikbaarheid impliceert dat men de dalende kostencurve niet ten volle kan benutten, wat dan weer tot gevolg heeft dat de windturbine, niettegenstaande ze geen variabele kosten heeft, het duurst uitvalt. Het inzetten van meerdere windturbines lost het probleem niet op. In grafiek 3 werd wel rekening gehouden met de externe effecten van een nucleaire centrale (5), maar niet voor de gas- en steenkoolcentrale. Tabel 2 verstrekt ook informatie over de CO2-uitstoot. De schattingen met betrekking tot de kostprijs van de CO2-uitstoot lopen sterk uiteen. Uit de studie van Tarjanne blijkt een kostprijs tussen 10 en 100 euro per ton CO2 (6). Bij wijze van voorbeeld worden

(1) Zie in dit verband ook : Federaal Planbureau (2004) (2) AMPERE (2000), sectie F, hoofdstuk 3 voor windenergie en sectie F, hoofstuk 6 voor waterkracht. (3) Dit is het cijfer dat wordt vermeld in Tarjanne (2003). (4) AMPERE (2000) vermeldt in sectie F, hoofdstuk 3, een productie van 1.200 GWh / jaar voor een capaciteit van 500 MW bij een installatie op het land. Dit impliceert een productie gedurende 2.400 uur per jaar. Bij een installatie op zee beloopt de productie 3.000 GWh voor een capaciteit van 1.000 MW, m.a.w. 3.000 uur per jaar. (5) De vraag of de stortingen aan het « nuclear waste fund » voldoende zullen blijken voor de latere ontmanteling van de centrale en voor de verwerking van het radioactief afval, is in dit artikel niet aan de orde. De geïnteresseerde lezer wordt verwezen naar b.v. Posiva Oy, « Into Olkiluoto bedrock, Final disposal of spent nuclear fuel in Finland » of, voor België, naar CREG (2001a). (6) Andere bronnen, zoals DGEMP-DIDEME (2003), gaan uit van CO2-kosten tussen 4 en 50 € / ton CO2.


15

euro / MWhe

GRAFIEK 4

waardoor ze vanaf 3.800 uur productie per jaar niet langer kunnen concurreren met de nucleaire centrales.

GEMIDDELDE PRODUCTIEKOSTEN VAN ELEKTRISCHE CENTRALES, INCLUSIEF CO2-KOSTEN (10 EURO / tCO2)

60

60

55

55

50

50

45

45

40

40

35

35

30

30

25

25

20 2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

20 9000

Uren

Bij een beperkt aantal uren productie werken windturbines het goedkoopst. In theorie zijn ze dus ideaal voor gebruik in piekperiodes. Hun windafhankelijkheid maakt ze echter niet volledig geschikt hiervoor. In basisbelasting kunnen ze, vanuit een financieel-economisch oogpunt, niet concurreren met een nucleaire centrale. Deze laatste produceert immers gedurende 7.000 à 8.000 uur per jaar, wat de gemiddelde kosten op ongeveer 25 euro / MWh brengt. Dat is ongeveer de helft van de productiekosten van de windturbine. Om ecologische redenen zouden windturbines echter zoveel mogelijk moeten worden ingeschakeld, wat slechts mogelijk is als in windstille periodes alternatieve middelen voorhanden zijn.

Nucleair Steenkool Aardgas Wind Wind theoretisch

Het in rekening brengen van de externe kosten verhoogt dus niet alleen de kostprijs van de elektriciteitsproductie, maar verandert tevens de volgorde van inschakeling van de verschillende typen van centrales.

de kosten per ton CO2 op 10 euro / tCO2 genomen. Het resultaat wordt aangetoond in grafiek 4. Door de grotere CO2-emissies van steenkoolcentrales worden de variabele kosten van deze laatste dermate opgevoerd dat ze niet langer concurrerend zijn (1). CO2-emissies verhogen ook de kosten van gascentrales,

(1) Dit geldt voor de verbranding van steenkool. Dezelfde centrales kunnen wel nog worden aangewend voor de verbranding van biomassa, waar de CO2-uitstoot veel beperkter is.

Kader 4 – Lineaire kostenstructuur De micro-economische theorie veronderstelt een U-vormige kostenstructuur. Die is ingegeven door de dualiteit tussen productie en kosten, en door de wet van de dalende meeropbrengsten. De kostencurve van een elektriciteitsproducent wijkt hiervan af, en heeft een niet-convexe vorm. Hieronder wordt nagegaan wat de gevolgen zijn van deze niet-convexiteit in het specifieke geval van een lineaire kostencurve. Studies over de elektriciteitsproductie gaan meestal uit van een lineaire kostenstructuur (zie o.m. R. Tarjanne, Luostarinen K. (2003)), m.a.w. TC (Q) = FC + AVC × Q, waarbij TC = de totale kosten FC = de vaste kosten, AVC = de gemiddelde variabele kosten Q = de geproduceerde hoeveelheid.

16


Hieruit volgt dat MC = AVC AC = FC/Q + AVC MC = de marginale kosten AC = gemiddelde kosten

Aangezien de vaste kosten positief zijn, overschrijden de gemiddelde kosten steeds de marginale kosten. Het producentengedrag in een vrije markt leert dat de aanbodcurve van een concurrerende producent gelijk is aan het gedeelte van de marginale kostencurve dat boven de gemiddelde variabele kosten uitstijgt (dit is de zogenoemde shut-down voorwaarde). De producent maakt echter slechts winst indien de prijs boven de gemiddelde kosten ligt. Zoals hierboven aangetoond, liggen bij lineaire kostencurven de marginale kosten echter steeds onder de gemiddelde kosten. De regel van de marginale kostprijs leidt dus steeds tot verlies. In dit geval zou immers p = MC = AVC (waarbij p de prijs voorstelt), en dus Winst = p x Q – FC – AVC x Q = – FC Bij een lineaire kostenstructuur neemt de marginale kostencurve een zogeheten « ontaarde vorm » aan, een horizontale lijn gevolgd door een verticale lijn wanneer de maximale capaciteit wordt bereikt.

AC, MC

LINEAIRE KOSTENSTRUCTUUR

Q MC AC

Tarifering op basis van marginale kosten leidt dus in geval van een lineaire kostenstructuur steeds tot negatieve winsten. Deze vaststelling is van essentieel belang in het liberaliseringsdebat.


17

2.4.2

Het permanent evenwicht tussen vraag en aanbod

De verschillende productiewijzen voor elektriciteit moeten gecombineerd worden met de kenmerken van de vraag naar elektriciteit. Daartoe wordt het concept van de belastingscurve geïntroduceerd. De hierboven vermelde dagelijkse vraagprofielen maken het mogelijk een zogenoemde belastingscurve (load duration curve) op te stellen die, per capaciteit, weergeeft gedurende welk percentage van een jaar deze capaciteit moet worden ingezet. De curve voor België is weergegeven in grafiek 5. Uit de grafiek blijkt dat voor België er het hele jaar door een capaciteit van 6.000 MW benodigd is. De belasting die nagenoeg het hele jaar door geldt, wordt basisbelasting genoemd (base load) ; deze die slechts gedurende een klein deel van de tijd wordt gevraagd heet de piekbelasting (peak load). Het resterende deel is intermediaire belasting (1). Er zij op gewezen dat de grafiek afgeleid is uit de dagelijkse vraagprofielen zoals die zijn afgebeeld in grafiek 2 waarin de minimale belasting 6.000 MW was en het hele jaar door beschikbaar moest zijn. De maximale belasting van 13.500 MW moest slechts een aantal uur per jaar voorhanden zijn. Deze twee vaststellingen op basis van grafiek 2 blijken ook uit grafiek 5. Elektriciteit kan niet tegen een redelijke kostprijs worden opgeslagen. Pieken en dalen in de vraag kunnen derhalve niet – zoals bij de meeste goederen wél het geval is – opgevangen worden door het aanleggen van voorraden.

BELASTINGSCURVE VOOR BELGIË

50

50

40

40

30

30

20

20

10

10

0

Opgevraagd vermogen (MW)

14000

60

13000

60

12000

70

11000

70

10000

80

9000

90

80

8000

100

90

7000

100

6000

% van de tijd

GRAFIEK 5

0

Dit impliceert dat op iedere toename van de vraag onmiddellijk moet worden ingespeeld door de elektriciteitsproductie op te voeren, m.a.w. dat er een permanent evenwicht is tussen de vraag naar en het aanbod van elektriciteit. Dat geldt des te meer (zie de paragraaf over transmissie en distributie) aangezien een gebrek aan evenwicht tussen vraag en productie catastrofale gevolgen (2) kan hebben voor het hele systeem. De volatiliteit van de vraag, in combinatie met het vereiste permanente evenwicht tussen vraag en aanbod, vergt : 1. Een voldoende reserve- (productie) capaciteit voor het opvangen van de vraagpieken. In een vrije markt is het echter geenszins duidelijk wie in deze reservecapaciteit zal voorzien, vooral daar reeds is gebleken (in de grafieken 2 en 5) dat de piekcapaciteit slechts gedurende een paar uur per jaar wordt gebruikt. Een supplementaire moeilijkheid is dat de bouw van centrales meerdere jaren in beslag neemt, zodat eventuele ondercapaciteit slechts op de middellange termijn kan worden opgelost. Een tekort zal dus een hogere prijs teweegbrengen, die, volgens de theorie, aanleiding zal geven tot capaciteitsuitbreidingen of tot intrede in de markt ; een nieuw evenwicht wordt pas na jaren bereikt. Bovendien bestaat het risico dat de hogere prijzen op middellange termijn overcapaciteit veroorzaken, en dus aanleiding geven tot té lage prijzen. Het evenwicht zou dan pas na een aantal oscillaties worden bereikt (Cobweb theorem). en / of 2. Een mechanisme om de vraag te beheersen. Binnen een vrije markt is dat het prijsmechanisme. In piekperiodes zou de consument bijgevolg een hogere prijs moeten betalen dan in dalperiodes. Het afwentelen van die prijsvolatiliteit op de « kleine » consument wordt echter als strijdig beschouwd met het principe van de universele dienstverlening. Er bestaan wel dag- en nachttarieven, maar die weerspiegelen geenszins de volatiliteit zoals die is afgebeeld in grafiek 2 (3) (4). Het noodzakelijke evenwicht tussen vraagen aanbod heeft nog een supplementair gevolg. De productie moet bij elke vraagwijziging kunnen worden bijgeregeld. Dit beperkt de inzetbaarheid van « groene » centrales.

(1) DGEMP-DIDEME (2003) geeft als definitie voor de basisbelasting een minimum van 5.000 uur per jaar, de intermediare belasting ligt tussen 3.000 en 5.000 uur per jaar, en de piekbelasting onderschrijdt 3.000 uur per jaar. (2) Hier wordt verwezen naar de black-out in Italië op 28 september 2003 waar, als gevolg van het wegvallen van de invoer uit Zwitserland, binnen een tijdspanne van een aantal seconden, 55 miljoen mensen een aantal uur zonder stroom zaten. (3) In Noorwegen, waar de liberalisering reeds eerder een aanvang nam, koopt ongeveer 85 pct. van de gezinnen elektriciteit aan op basis van contracten met een aanpasbare prijs (Statistics Norway (2003)).

Bron : ELIA.

18

(4) Het doorschuiven van de prijsvolatiliteit op de consumenten is niet kosteloos. Het vereist immers de installatie van nieuwe meetapparatuur bij de eindgebruiker, zoniet kan zijn verbruik per (kwart) uur onmogelijk worden geregistreerd.


ELEKTRICITEITSPRIJS OP APX (1)

GRAFIEK 6

euro / MWh

1000

1000

950

950

350

350

300

300

250

250

200

200

150

150

100

100

50

50 0

0 J

F

M

A

M

J

J

A

S

O

N

D

2003 Piekperiode (van 07u-23u) Buiten piekperiode (van 23u-07u)

Bron : APX. (1) APX : Amsterdam Power Exchange, de Nederlandse elektriciteitsbeurs.

Deze centrales kunnen wel snel bijgeregeld worden, maar hun inzetbaarheid is niet altijd zeker. Dit geldt vooral voor wind- en zonnecentrales, in mindere mate ook voor hydrocentrales.

In het kader van het liberaliseringsdebat moet worden opgemerkt dat producenten met een gemengd productiepark bevoordeeld zijn. Er is immers maar één marktprijs, zodat in piekperiodes de centrales met de laagste gemiddelde kosten de grootste winst maken. De grotere winst in die « basisbelasting-centrales » kan worden gebruikt om de prijs in piekperiodes te drukken en kan bijgevolg de intrede in de markt bemoeilijken. Tot slot wordt nog even ingegaan op de kenmerken van het Belgische productiepark (Tabel 3). Het ontwikkelbaar vermogen bedroeg eind 2002 ongeveer 15.500 MW. Uit de belastingscurve (grafiek 5) blijkt dat dit voldoende is om de pieken op te vangen op voorwaarde dat alle eenheden beschikbaar zijn. De grootste piek bereikt immers ongeveer 13.500 MW. Uit grafiek 5 blijkt ook dat permanent een capaciteit van ongeveer 6.000 MW nodig is. De nucleaire centrales produceren dus het hele jaar door (behalve tijdens de periodes dat ze worden onderhouden). De capaciteitsfactor van een centrale wordt gedefinieerd als de jaarlijkse productie gedeeld door de theoretisch grootst mogelijke jaarlijkse productie. Voor de Belgische nucleaire installaties is dat 44.987 GWh / (5,761 x 365 x 24) GWh = 89 pct. De Belgische nucleaire centrales produceren dus gedurende ongeveer 90 pct. van het jaar. De resterende 10 pct. zijn periodes van onderhoud. Voor de thermische centrales beloopt de capaciteitsfactor 39 pct., wat betekent dat de

TABEL 3

De hierboven vermelde vaststellingen leiden tot de conclusie dat de productiekosten onvermijdelijk heel volatiel zijn. Het belastingsprofiel en het op elkaar afstemmen van de vraag en het aanbod vergen het inzetten van productiemiddelen met een verschillende kostenstructuur. Bij een lage belasting wordt de goedkoopste centrale ingezet, en is de marktprijs laag. In de piekperiodes wordt de dure capaciteit ingeschakeld, en die moet binnen deze beperkte benuttingsperiode rendabel zijn, wat uiteraard een hoge prijs vereist (zie grafiek 6). Hierbij zij nogmaals beklemtoond dat die volatiliteit te maken heeft met de kostenstructuur en met de inzetbaarheid van de verschillende typen van centrales, die volatiliteit zal met andere woorden altijd bestaan, zelfs indien er geen capaciteitstekort is.

ONTWIKKELBAAR VERMOGEN EN PRODUCTIE VAN ELEKTRICITEIT VOOR BELGIË

Vermogen eind 2002 (in MW)

Productie 2002 (in GWh)

15.546,4

78.142,7

Nucleair . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.761,0

44.986,7

Thermisch . . . . . . . . . . . . . . . .

6.846,2

Warmtekrachtkoppeling . . . . . .

1.272,7

Waterkracht . . . . . . . . . . . . . . .

1.413,0

1.476,1

Windkracht . . . . . . . . . . . . . . .

31,0

57,2

Totaal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . waarvan :

Invoer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

27.987,4

16.657,8

waarvan : Frankrijk . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11.586,2

Uitvoer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.069,9

waarvan : Nederland . . . . . . . . . . . . . . . .

6.817,3

Bron : BFE, Statistisch jaarboek 2002.


19

thermische centrales (inclusief warmtekrachtkoppeling) dus minder dan 40 pct. van de tijd worden ingezet. Dit heeft niet enkel te maken met de periodes van onderhoud, maar vooral met hun gebruik als piekcapaciteit. Hieruit blijkt dus nogmaals dat een groot deel van de productiecapaciteit slechts gedurende een zeer beperkte periode wordt ingezet. De totale Belgische capaciteit is ruimschoots voldoende om de volledige Belgische consumptie te dekken (1) (zie tabel 1). De totale mogelijke productie bedraagt immers 15.546 MW x 8.760 uur = 136.183 GWh, terwijl het totale verbruik in datzelfde jaar 85.730 GWh beliep. Deze « overtollige » productiecapaciteit is noodzakelijk om vraagpieken en periodes van onderhoud op te vangen. Maatregelen ter afvlakking van de vraagcurve (de productie kan niet worden uitgevlakt omdat stroom niet kan worden opgeslagen) verminderen de nood aan reservecapaciteit, en drukken dus ook de kostprijs van het productiepark. De reservecapaciteit bestaat bovendien dikwijls uit oudere (lees : meer vervuilende) centrales, zodat het aftoppen van de vraagpieken een dubbel effect sorteert, namelijk een kostenbesparing op het productiepark en een reductie van de CO2-uitstoot. 2.4.3

Verhoogde onzekerheid en investeringen

Eerder in dit artikel is reeds aangetoond dat de productiecapaciteit « discreet » toeneemt. Dit heeft een belangrijke invloed op de markt. Zo zal de ingebruikneming van een nieuwe kerncentrale met een capaciteit van 1 GW de productie van de bestaande duurdere centrales in gevaar brengen. Dergelijke discontinue capaciteitsuitbreidingen leiden tot een grotere output-onzekerheid. Die onzekerheid wordt trouwens nog vergroot door tal van andere factoren : − onvoorspelbare verkoopprijzen ; − onzekere prijzen van de gebruikte brandstoffen (vooral de aardgasprijs) ; − ook de vrijheid van leverancierskeuze werkt de outputonzekerheid in de hand ; − de kosten van de externaliteiten. In een verticaal geïntegreerde monopolistische markt was er voornamelijk onzekerheid omtrent de prijzen van de primaire brandstof. De klant kon zich immers enkel wenden tot de monopolist, de discrete uitbreidingen van het productiepark gebeurden binnen één en dezelfde onderneming en de eventuele impact op de reeds bestaande capaciteit werd bijgevolg mee in rekening genomen bij de investeringsbeslissing. De (onzekere) kosten van de CO2-uitstoot zijn nieuw, maar vloeien niet voort uit de liberalisering.

20

De verkoopprijzen waren gereguleerd ; de regulering was meestal gebaseerd op een cost-plus tarifering. Het gereguleerde consumententarief wordt in dit geval gelijkgesteld met de kosten, verhoogd met een « redelijke » marge. De producent is dus zeker van zijn inkomsten, die (in absolute bedragen) nog stijgen naarmate hij meer investeert. Dit cost-plus tarief kan evenwel leiden tot overcapaciteit en, vandaar, tot hogere kosten. Het vrije-marktmechanisme zou, volgens de voorstanders ervan, dit euvel verhelpen en in lagere prijzen resulteren. Het lijdt geen twijfel dat de kostprijs van de elektriciteitsproductie grotendeels een gevolg is van de nood aan reservecapaciteit. Evenzo doet een aanzienlijke overcapaciteit die kostprijs stijgen. Door de liberalisering van de elektriciteitsproductie zal die overcapaciteit dan ook afnemen. Het is echter de vraag of dit in een optimale reservecapaciteit zal resulteren. Het gevolg kan immers net zo goed een ondercapaciteit zijn. In dat geval ligt de kostprijs van de elektriciteitsproductie wel lager, maar de mismatch tussen vraag en aanbod zal de consumptieprijs opdrijven tot ver boven de kostprijs wat maakt dat de producenten ruime marges realiseren. Volgens het theoretisch model zullen deze « bovennormale » marges aanleiding geven tot toetreding van nieuwe producenten en dus tot capaciteitsuitbreidingen. Daarbij wordt er echter van uitgegaan dat de toetreding vrij en onmiddellijk gebeurt. Eerder is reeds gebleken dat de heterogeniteit van het productiepark een toetredingsbarrière kan vormen ; beperkte transmissiecapaciteit en reglementering zijn andere voorbeelden van barrières. De toetreding gebeurt evenmin onmiddellijk ; de bouw van nieuwe centrales neemt immers een aantal jaren in beslag en de toegenomen onzekerheid heeft tot gevolg dat de producenten slechts na een aantal opeenvolgende periodes van hogere prijzen zullen gaan investeren.

2.5

Transmissie en distributie

De transmissie en de distributie worden samen behandeld omdat de ermee gepaard gaande problemen van dezelfde aard zijn, wat niet wegneemt dat sommige ervan groter zijn naargelang het type van activiteit. Dit komt verder in dit artikel duidelijker tot uiting.

(1) Dit is geldig op voorwaarde dat alle capaciteit beschikbaar is, en dat het consumptiepatroon een vlak verloop vertoont.


Het transmissienetwerk is in hoofdzaak een gemaasd netwerk waar, om fysische redenen, de spanning op een hoog niveau gehouden wordt. Het distributienetwerk is vooral radiaal en werkt op midden- en laagspanning (zie kader 5). Het is de distributiebeheerder die instaat voor het aansluiten van de klanten. De nood aan transport van elektriciteit vloeit voort uit het verschil in omvang tussen de productie- en consumptieeenheden, maar ook uit het feit dat productie-eenheden om reglementaire (milieu) en technische redenen (hydrocentrales horen bij stuwdammen, thermische centrales horen bij waterlopen wegens de nood aan koelwater) niet steeds in de nabijheid van de consumptielokaties kunnen worden gebouwd. Ook het poolen van reservecapaciteit is een reden om in een transmissienetwerk te voorzien. Het schaalverschil tussen productie- en consumptie-eenheden is een fundamenteel verschil met de telecommunicatie en geeft het netwerk een heel andere bestaansreden (1). In deze laatste branche is het netwerk een essentieel element van de dienstverlening.

Transmissie en distributie van elektriciteit worden algemeen als natuurlijke monopolies beschouwd omdat het praktisch onhaalbaar is om meerdere netwerken uit te bouwen. Dit in tegenstelling tot de telecomsector waar ook het netwerksegment opengesteld werd voor concurrentie. In principe verkleinen bij de bouw van meerdere netwerken ook de netwerkvoordelen. In de telecommunicatiesector werd dit probleem verholpen door de onderlinge verbinding tussen de netwerken van de verschillende operatoren uit te bouwen. In deze paragraaf wordt onder meer aangetoond dat een dergelijke onderlinge verbinding van elektriciteitsnetwerken stabiliteitsproblemen kan veroorzaken. Zoals reeds vermeld, gaat het transport van elektriciteit gepaard met transportverlies. Indien men met andere woorden stroom vervoert van een producent naar een consument, dan zal onderweg een hoeveelheid stroom verloren gaan. Dat verlies moet op een of andere manier worden gecompenseerd (2). Teneinde het te beperken, wordt gebruik gemaakt van wisselstroom (zie kader 5).

(1) Mocht de brandstofcel in de toekomst doorbreken, dan zou hier verandering in kunnen komen. Op dat ogenblik zou immers kleinschaliger productie mogelijk worden en zou minder rekening moeten worden gehouden met de bestaande negatieve externaliteiten. Een transmissienetwerk kan in een dergelijk geval enkel worden verantwoord door het uitwisselen van overschotten. (2) Om een hoeveelheid Q energie te verkrijgen, moet de producent een hoeveelheid Q + V produceren, waarbij V de verliezen zijn.

Kader 5 – Netwerkverlies De fysica leert dat elektrische stroom bestaat uit een stroom van bewegende negatieve ladingen, de elektronen. Deze maken ofwel een continu doorlopende beweging (gelijkstroom) of oscillerende bewegingen (wisselstroom) binnen een geleider.

Gelijkstroom

Wisselstroom


21

Bij gelijkstroom bewegen de ladingen dus van links naar rechts. Bij wisselstroom trillen de ladingen heen en weer. De snelheid waarmee ze trillen, noemt men de frequentie. Deze frequentie is een essentiële parameter van het systeem en moet continu op peil worden gehouden. In beide gevallen wordt er echter elektrische energie omgezet in warmte en gaat dus energie verloren (dat is het zogeheten Joule-effect). Een en ander is het gevolg van de wrijving van de elektronen binnen de geleider. In de fysica wordt aangetoond dat dit verlies evenredig is met het kwadraat van sterkte van de stroom en met de weerstand van de draad. Deze laatste is op zijn beurt evenredig met de lengte van de draad en omgekeerd evenredig met zijn doorsnede. Het verlies is dus groter naarmate de elektriciteit verder wordt getransporteerd (lengte van de kabel) en naarmate de stroomsterkte groter is. Bij een verdubbeling van de stroomsterkte vergroot het verlies zelfs met een factor vier. Bij transport over zeer grote afstanden (dat is de transmissie) is het verlies groot vanwege de lengte van de draad. Grote stroomsterktes doen dat verlies sterk toenemen. In vergelijking met gelijkstroomketens hebben wisselstroomketens evenwel een zeer gunstige eigenschap, nl. dat men door de spanning op te drijven (d.m.v. transformatoren), de stroomsterkte kan laten dalen en derhalve ook het verlies. Vandaar dat het transmissienetwerk, dat stroom over grote afstanden transporteert, op hoogspanning werkt (spanningen van meer dan 30 kilovolt). Het distributienetwerk, waarin stroom over kleinere afstanden wordt vervoerd, werkt op midden- en laagspanning (minder dan 30 kilovolt). Dit beperken van het verlies is de reden waarom elektriciteitssystemen in hoofdzaak wisselstroomsystemen zijn (1).

(1) In dit kader wordt verwezen naar het debat tussen twee bekende fysici, nl. Edison en Tesla. De eerste was voorstander van gelijkstroom (negatief kenmerk is het oplopende verlies), de tweede verdedigde de wisselstroom (waar de hoge spanningen een gevaar konden betekenen). Uiteindelijk bleek Tesla het bij het rechte eind te hebben.

Tabel 4 geeft een idee van het transmissie- en distributieverlies op het Belgische net.

in 2003). De laagste prijs geeft een bedrag van 113 miljoen euro, de hoogste prijs 173 miljoen euro.

Het verlies lijkt op het eerste gezicht relatief klein, maar het impliceert wel een aanzienlijk bedrag. Bij wijze van voorbeeld kunnen we ze waarderen aan de gemiddelde spotprijs op APX (30 euro / MWh in 2002, 46 euro / MWh

De transportverliezen zijn in wezen transportkosten, die de consument dus dient te betalen. Daartoe zou men echter het verlies bij transport tussen twee punten moeten kunnen berekenen. Dat is onmogelijk door een

TABEL 4

TRANSMISSIE- EN DISTRIBUTIEVERLIES (in GWh)

1992

2000

2001

2002

Opgevraagde energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

67.439

82.848

83.571

84.206

Transmissie- en distributieverlies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.568

3.682

3.755

3.768

Nettoverbruik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

63.871

79.166

79.816

80.438

Verlies (in pct.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5,3

4,4

4,5

4,5

Bron : BFE, Statistisch Jaarboek 2002.

22


andere fysische eigenschap van elektrische stroom, nl. de wetten van Kirchhoff (zie kader 6). Die wetten impliceren dat in een netwerkknooppunt een inkomende stroom niet over één bepaalde uitgaande lijn kan worden gestuurd. Hij verspreid zich automatisch over alle uitgaande lijnen. Dit heeft een aantal verreikende gevolgen voor het elektriciteitsnetwerk. − Er kan geen pad worden gedefinieerd waarlangs de stroom wordt getransporteerd. Er is evenmin een directe verbinding tussen producent en consument. − De overbelasting van een lijn valt binnen het netwerk moeilijk te beheren en vereist tussenkomst van de producenten (1). Dit operationele beheer van de maximale lijncapaciteit is nochtans van kapitaal belang. Een overbelaste lijn kan uitvallen, waardoor naburige lijnen overbelast raken en op hun beurt kunnen uitvallen, enz. Het niet oplossen van overbelasting kan met andere woorden het hele systeem doen falen. De maximale belasting van een lijn is daarenboven afhankelijk van de buitentemperatuur. Overbelasting van bepaalde lijnen doet bovendien « deelmarkten » ontstaan, waarbinnen bepaalde spelers een dominante positie kunnen verwerven (2). Een voorbeeld daarvan is de beperkte capaciteit inzake onderlinge verbinding aan de Belgisch-Franse grens. − Een wijziging in een inkomende stroom kan een effect sorteren dat voelbaar is op honderden kilometers door het netwerk (dat zijn de zogeheten niet-geïdentificeerde stromen) (3).

Als gevolg van deze mogelijke stromen dient de capaciteitsuitbreiding binnen het netwerk nauwkeurig te worden bestudeerd. Zo kan een capaciteitsverhoging aan de Frans-Belgische grens een impact hebben op de belasting van transmissielijnen aan de Belgische kust. Voort zij opgemerkt dat de volatiliteit van de vraag het instellen van een voldoende reserve (transmissie-) capaciteit vereist. Deze dient te worden gefinancierd door middel van prijsverschillen tussen het pieken dalgebruik van het netwerk (4). Ten slotte stuit de bouw van hoogspanningslijnen veelal op heel wat weerstand, waardoor hij aan een strenge reglementering onderworpen is. Bijgevolg gelden ook hier lange lead-times voor de constructie ervan. Dit probleem is nog nijpender voor de internationale transmissie, omdat het aantal betrokken partijen groter is.

(1) De productie wordt aan de ene kant van de lijn verlaagd en aan de andere kant verhoogd om de trafiek over de lijn te verkleinen. Dit dient binnen relatief korte tijdsintervallen te gebeuren. (2) Binnen de eengemaakte Europese elektriciteitsmarkt doet de beperkte capaciteit inzake onderlinge verbinding tussen de nationale netten nationale markten ontstaan, waarbinnen de historische producenten een dominante positie behouden. (3) Deze niet-geïdentificeerde stromen kunnen in België heel belangrijk zijn (tot een derde van de transmissiecapaciteit met Frankrijk) en zelfs problemen veroorzaken. Zie b.v. « La Belgique craint les « flux fantômes » d’électricité » in L’Echo van 30.09.2003 en « Elia wapent zich tegen stroompannes » in De Standaard van 12.06.2002. (4) Het is deze tariefcomponent die zorgt voor een onderscheid tussen pieken dalprijzen, net zoals in de telecommunicatiesector.

Kader 6 – De wetten van Kirchhoff De wetten van Kirchhoff hebben betrekking op de in- en uitgaande stromen in een knooppunt van het netwerk.

I3

I2

I4 I1

I5

Een stroom wordt voorgesteld door I, en bestaat uit bewegende ladingen. De eerste wet van Kirchhoff stelt dat binnen een knooppunt geen lading kan verloren gaan, en dat de in- en uitgaande stromen dus gelijk moeten zijn. I1 + I2 = I3 + I4 + I5


23

De tweede wet van Kirchhoff geeft aan hoe de inkomende stroom verspreid wordt over de uitgaande stromen. Deze verdeling hangt af van de weerstand van de uitgaande kabels. Er is dus geen mogelijkheid om de stroom in een bepaald knooppunt te sturen. De inkomende stroom verspreidt zich volgens vaste regels over alle uitgaande lijnen.

De inkomsten van de transmissiebeheerder zijn weliswaar minder onzeker dan die van de producenten, zodat toekomstige investeringen in het netwerk min of meer gegarandeerd zijn. Transportverlies komt ook voor in de telecommunicatienetwerken. Op regelmatige afstanden dienen er zogeheten « repeaters » te worden ingezet om de verzwakte signalen te versterken. De telecomoperator kan dat probleem echter wel oplossen zonder de tussenkomst van andere partijen. Het probleem van de overbelasting is evenmin een typisch kenmerk voor het elektriciteitsnetwerk, het komt ook in telecommunicatienetwerken voor. In deze laatste gelden evenwel geen wetten van Kirchhoff, maar zijn de knooppunten intelligente schakelcentrales die een inkomend signaal over een welbepaalde uitgaande lijn kunnen sturen. Hier kan dus wél een communicatiepad worden bepaald dat een verbinding tussen de twee partijen legt. Door de mogelijkheid om het signaal te sturen, kunnen tevens overbelaste lijnen worden vermeden en kan de trafiek langs minder belaste lijnen worden omgeleid. De impact van overbelasting van een telecomlijn is bovendien veel kleiner. In geval van een overbelaste lijn dient de gebruiker later opnieuw te proberen, een overbelaste elektriciteitslijn kan via cascade-effecten het hele systeem doen uitvallen. In de geliberaliseerde telecommunicatiesector worden meerdere communicatienetwerken toegelaten (Belgacomnetwerk, Telenet, mobiele telefonie, enz.) (1). De onderlinge verbinding tussen deze netwerken is immers veel eenvoudiger dan bij de elektriciteitsnetwerken. Om bovenstaande redenen mag worden gesteld dat bij een onderlinge verbinding van elektriciteitsnetten de betrouwbaarheid van het hele systeem bepaald wordt door het zwakste deelnetwerk (als gevolg van alle cascade-effecten). Telecommunicatienetwerken zijn veel onafhankelijker van elkaar, ook in geval van onderlinge verbinding.

24

Er is reeds gewezen op de multifunctionaliteit van het telecommunicatienetwerk (transmissie van geluid, maar ook van data en beeld). De multifunctionaliteit verdeelt de infrastructuurkosten over een groter volume, zodat de gemiddelde infrastructuurkosten dalen. Nieuwe technologieën (multiplexers en geavanceerde modems) zorgen ervoor dat dit toegenomen volume verwerkt kan worden zonder noemenswaardige stijging van de kosten. In de telecommunicatie zijn de schaalvoordelen dus afgenomen als gevolg van de technologische vooruitgang. Bovendien leiden schaalvoordelen enkel tot een monopolie als de meest efficiënte productieomvang (minimum van de gemiddelde kostencurve) groter is dan de markt, m.a.w. de schaalvoordelen moeten worden gerelateerd aan de marktomvang. In de telecommunicatiesector is de markt enorm verruimd door de opkomst van onder meer het Internet.

2.6

Regulator

Het is de taak van de regulator toezicht te houden op de monopoliesegmenten (transmissie, distributie), waaronder ook de tarifering van hun diensten. Voorts dient hij toe te zien op de concurrentie in de voor mededinging opgestelde segmenten. Voor deze laatste opdracht werkt hij echter samen met de reeds bestaande concurrentie-autoriteiten. Ook de telecommunicatiesector heeft een dergelijke regulator (2).

(1) De historische operator blijft echter bevoordeeld omdat zijn netwerk door de jaren heen ruimer is verspreid en meer aansluitingen telt (netwerkvoordeel impliceert dat het nut voor een gebruiker stijgt met het aantal aansluitingen). (2) Voor België is dit het Belgisch Instituut voor Post en Telecommunicatie, het BIPT.


Niettegenstaande sommige delen vrijgemaakt zijn, heeft de regulator een invloed op alle geledingen van de elektriciteitssector. Neveneffecten dienen echter hoe dan ook te worden vermeden. Zo zal een frequent veranderende regelgeving de onzekerheid nog vergroten en de noodzakelijke investeringen afremmen. Voorts kan, vanwege non-uniformiteit, de marktwerking in de concurrerende segmenten worden verstoord. Hierbij wordt specifiek gedacht aan een verschillende regelgeving m.b.t. nucleaire installaties binnen Europa die de concurrentie verstoren, vooral dan in het base-load segment van de productie. Het is immers gebleken (zie infra en supra) dat de kosten van nucleaire centrales aanzienlijk lager zijn dan die van andere typen van centrales. Het selectief verbieden van deze primaire energiebron bevoordeelt dus de overblijvende nucleaire producenten. Een uniforme Europese aanpak lijkt dan ook absoluut noodzakelijk.

2.7

2.7.1

Coördinatie met het oog op de betrouwbaarheid Nood aan coördinatie

De afzonderlijke problemen in de deelsegmenten vergen een doorgedreven coördinatie van alle geledingen teneinde een betrouwbaar systeem te installeren. In de verticaal geïntegreerde onderneming was die functie een interne aangelegenheid. Bij het introduceren van concurrentie werd die functie evenwel « geëxternaliseerd » in een nieuwe instantie, de onafhankelijke systeemoperator. In een vrijgemaakte markt wordt de coördinatie van de verschillende segmenten overgelaten aan het prijsmechanisme. Vanwege de bijzondere kenmerken van de elektriciteitsproductie en de onderlinge interactie, volstaat dit marktmechanisme echter niet en moet het worden aangevuld met een coördinerende functie. De onafhankelijke systeembeheerder staat in voor de stabiliteit van het netwerk en is verantwoordelijk voor met name : 1. Het continu op elkaar afstemmen van vraag en aanbod of de zogenoemde frequentiecontrole ; 2. De compensatie van netwerkverlies ; 3. De belasting van de hoogspanningslijnen ; 4. De opvolging van niet-geïdentificeerde stromen.

Dit alles wordt ondergebracht onder de noemer « aanvullende diensten ». Ze worden aan een onafhankelijke instantie toevertrouwd omdat voor het oplossen van eventuele problemen de tussenkomst van meerdere partijen nodig is. In de vorige paragrafen werd meermaals de noodzaak aangetoond van een continu evenwicht tussen vraag en aanbod. Bij een plotselinge vraagwijziging (wat gezien de volatiliteit van de vraag eerder de regel is dan de uitzondering) constateert de systeembeheerder een daling van de frequentie op het netwerk. Om een totale black-out te vermijden, is hij dus genoodzaakt de productie op te drijven (de vraag is immers inelastisch). Aangezien er tussen consument en producent geen enkel verband bestaat, kan de systeembeheerder niet onmiddellijk de producent aanwijzen die levert aan de klant met de gestegen consumptie. Hij moet dus een beroep doen op de goedkoopste producent. Concreet betekent dit dat de systeembeheerder op de hoogte moet zijn van ondermeer de biedprijzen van de verschillende producenten, de mogelijke overbelaste delen van het netwerk, enz. Die informatie kan hij alleen inwinnen bij de verschillende producenten en bij de eigenaar van het transmissienetwerk. Er dient dus in mechanismen te worden voorzien om deze informatie uit te wisselen. Het probleem van het netwerkverlies is vergelijkbaar. De systeembeheerder dient eveneens de productie op te voeren om het verlies te compenseren en moet daarvoor een beroep doen op andere partijen. Bij overbelasting van een lijn is de stroom over de lijn te groot. Volgens de wetten van Kirchhoff kan men die stroom niet naar andere lijnen omleiden. Dit probleem kan enkel worden opgelost door de productie aan één kant van de lijn te verlagen en die aan de andere kant te verhogen. Ook hier moet een beroep worden gedaan op de elektriciteitsproducenten en, op de langere termijn, op de eigenaar van de transmissiecapaciteit voor het verhogen van de netwerkcapaciteit. Het is dus de verantwoordelijkheid van de systeembeheerder de betrouwbaarheid van het systeem te waarborgen (1). Hij dient hiervoor echter een beroep te doen op andere deelnemers.

(1) In verband met de systeemstabiliteit wordt binnen de sector dikwijls de (N-1)-regel toegepast. Dit betekent dat het systeem behoorlijk moet blijven functioneren nadat een willekeurig element wegvalt. Op regelmatige tijdstippen gaat de systeembeheerder na of deze regel nog wordt gerespecteerd.


25

Zoals gezegd zijn er voor deze interacties tussen de deelnemers en de systeembeheerder mechanismen vereist. Ofwel is dat een markt waar de systeembeheerder stroom kan aankopen, ofwel sluit de systeembeheerder contracten af met bepaalde producenten. Er zij opgemerkt dat hier een wezenlijk verschil met de telecommunicatiesector bestaat. De netwerkbeheerder in die branche kan volledig autonoom instaan voor de stabiliteit van zijn net en moet daarvoor geen beroep doen op andere partijen. De systeembeheerder staat in voor het operationeel beheer van het transmissienetwerk. De desintegratie van de elektriciteitssector doet echter ook coördinatieproblemen in andere segmenten rijzen, onder meer in de distributie. Bijvoorbeeld een consument die van leverancier verandert. De nieuwe leverancier en de consument komen een prijs overeen voor de levering in de toekomst. Voor de facturatie heeft de leverancier echter ook de verbruikte hoeveelheid elektriciteit nodig. Het is echter de distributeur die over deze informatie beschikt. De distributeur kan deze informatie ter beschikking stellen van de leverancier, op voorwaarde dat hij de leverancier kent. De distributeur moet dus, voor elke klant in zijn regio, de leverancier kennen, enkel en alleen voor de facturatie van de klant door de leverancier. Functioneel heeft de distributeur deze informatie geenszins nodig. In geval van wijziging van leverancier moet dus zowel de nieuwe als de oude leverancier, evenals de distributeur, op de hoogte worden gesteld. Om concurrentievervalsing in het productiesegment te vermijden, kan dus bij wijze van besluit worden gesteld dat er een strikte scheiding moet worden gemaakt tussen de productie en het transport van elektriciteit. Tegelijkertijd is echter gebleken dat een dergelijke opsplitsing de coördinatie van het hele systeem bemoeilijkt. De liberalisering valt bijgevolg maar te overwegen als wordt nagegaan in hoeverre de opsplitsing : 1. de betrouwbaarheid van het systeem niet in het gedrang brengt ; het is de taak van de onafhankelijke systeembeheerder om die betrouwbaarheid te garanderen. Zoals hierboven aangetoond, is hij daarvoor echter afhankelijk van andere partijen. 2. extra kosten (b.v. informatie-uitwisseling) met zich meebrengt. Het operationele beheer van het netwerk is niet nieuw en was ook in het oude systeem reeds aanwezig. De opsplitsing van de sector in verschil-

(1) Op Nordpool, de electriciteitsmarkt van de Scandinavische landen, wordt ongeveer 1/3 van de totale consumptie op de spotmarkt verhandeeld, de rest ligt vast in bilaterale contracten (zie Bergman L. (2002)). Op de Nederlandse beurs APX bedroeg dit aandeel in 2003 slechts 11pct., op de Franse beurs Powernext was dat in hetzelfde jaar 5 pct. (zie CREG (2004)).

26

lende segmenten verhoogt echter de noodzaak van informatie-uitwisseling. 2.7.2

Organisatie van de markten

Binnen een verticaal geïntegreerde onderneming is de coördinatie tussen de verschillende geledingen een interne aangelegenheid. De introductie van mededinging in sommige deelsegmenten maakt echter dat de coördinatie gebeurt via een marktmechanisme. Men heeft hier de keuze tussen het afsluiten van bilaterale contracten tussen producent en consument of de organisatie van electriciteitsbeurzen (zie ook paragraaf 2.1). De bilaterale contracten geven beide partijen zekerheid omtrent de toekomstige verkoop- of aankoopprijs. Ze worden voornamelijk afgesloten tussen grote industiële klanten en de electriciteitsproducenten. De prijs op een electriciteitsbeurs wordt bepaald door vraag en aanbod en kan heel volatiel zijn. De beurs heeft echter als voordeel dat zij alle partijen prijssignalen geeft, in tegenstelling tot bilaterale contracten waar de prijzen confidentieel zijn. De meeste landen kiezen dan ook voor een combinatie van bilaterale contracten en een electriciteitsbeurs (1). De kosten verbonden aan het opstellen van contracten en aan de oprichting en de werking van een electriciteitsbeurs maken deel uit van de eerder vermelde transactiekosten. Samenvattend heeft men bijgevolg : − De bilaterale contracten, deze worden op maat gemaakt en zijn dus maximaal flexibel − Een elektriciteitsbeurs. De complexiteit van de elektriciteitsproductie, en meer in het bijzonder de soms lange opstarttijden van centrales, impliceert het bestaan van deelmarkten op de beurzen : - een markt waar de vragers en producenten tot 24 uur vóór het eigenlijke leveringsuur offertes kunnen indienen (« day-ahead » markt) ; - een fine-tuning markt waar correcties kunnen worden aangebracht tot een paar uur vóór het uur van levering ; - een real-time markt waar op het tijdstip van levering het evenwicht wordt verzekerd ; - financiële markten waar men zich tegen de prijsrisico’s kan indekken. De noodzaak en de werking van deze deelmarkten worden behandeld in de hiernavolgende paragrafen. 2.7.2.1

Day-ahead markt

Teneinde alle deelnemers (vragers, bieders en de netbeheerder) een eerste indicatie te geven omtrent de vraag voor de volgende dag, wordt een zogenoemde day-ahead markt georganiseerd. Hierbij kan elke bieder een offerte indienen voor zijn geschatte productie of consumptie gedurende elk uur van de daaropvolgende dag. De


INDIVIDUELE VRAAGCURVE VOOR ELK UUR VAN DE VOLGENDE DAG (FICTIEF VOORBEELD)

Uur

van

Prijs (in €/MWh) tot

<40

40

60

200

2.000

1

6

50

20

10

0

–20

7

24

60

25

11

0

–

biedingen moeten uiterlijk 24 uur op voorhand worden ingediend. De opsplitsing van de dag in 24 uur is het gevolg van de grote intra-dag volatiliteit van de vraag naar elektriciteit. Iedere koper geeft dus zijn vraagcurve voor elk uur van de volgende dag. Ter illustratie wordt hierbij verwezen naar tabel 5 hierboven. Als de prijs voor de eerste 6 uur van de volgende dag dus beneden de 40 euro / MWh ligt, dan zal 50 MWh worden aangekocht. Bij een prijs tussen de 40 en de 60 euro / MWh wordt die hoeveelheid teruggebracht tot 20 MWh. Iedere producent maakt soortgelijke offertes, waarbij de te leveren hoeveelheid zal stijgen naarmate de prijs stijgt. Vervolgens zal de marktautoriteit de individuele vraagen aanbodcurven van alle deelnemers aggregeren. Dit resulteert in één vraagcurve en één aanbodcurve per uur van de volgende dag, met per uur één evenwichtsprijs (zie grafiek 7). Ondanks de verschillende productietechnieken voor elektriciteit, is er dus slechts één evenwichtsprijs per uur. (zie grafiek 7). De marktprijs is dus de prijs van de duurste centrale die nog moet worden ingeschakeld om aan de vraag te kunnen voldoen. Dit impliceert uiteraard dat alle goedkopere centrales een extra marge kunnen realiseren. Uit grafiek 3 is gebleken dat de gemiddelde kosten van een nucleaire centrale in Finland ongeveer 24 euro / MWh bedragen. De laagste productiekosten voor een STEGcentrale belopen 32 euro / MWh (beide voor een productie van 8.000 uur per jaar, zonder CO2-kosten en bij gelijkblijvende aardgasprijs). Bijgevolg zal, zodra de nucleaire capaciteit ontoereikend is om aan de vraag te voldoen (1), een nucleaire centrale een marge van ten minste 8 euro / MWh realiseren.

Volledigheidshalve zij hierbij wel opgemerkt dat dit slechts geldt voor de biedingen in de markt (waar de prijs wordt bepaald op basis van het hierboven beschreven mechanisme). Een producent kan met een koper echter ook bilaterale contracten afsluiten en daarin een lagere prijs bedingen. In dat geval is de marge lager, maar heeft de nucleaire producent ongetwijfeld een concurrentievoordeel (2). Ten slotte zij nog vermeld dat de netbeheerder op basis van deze day-ahead informatie reeds een inzicht krijgt in mogelijke congestieproblemen tijdens bepaalde uren van de volgende dag (3). 2.7.2.2

Fine-tuning markt

De prijsvorming op de day-ahead markt gebeurt op basis van de schattingen van de individuele producenten en consumenten 24 uur vóór het eigenlijke leveringsuur. Aangezien de werkelijke leveringen afhankelijk zijn van tal van parameters, waaronder ook de temperatuur gedurende de volgende dag, brandstofkosten enz., stemmen zij zelden overeen met de werkelijke leveringen. Het zijn in het beste geval goede benaderingen. Als gevolg daarvan kunnen de deelnemers hun voorspellingen bijstellen naargelang hun informatie nauwkeuriger wordt. Hiertoe kunnen zij op de fine-tuning markt offertes indienen tot een paar uur vóór het werkelijke aanvangsuur.

(1) Uit tabel 3 blijkt dat het vermogen van de nucleaire centrales 5,7 GW is en uit grafiek 7 volgt dat de minimale belasting 6 GW is, zodat de Belgische nucleaire centrales een marge realiseren. Dit geldt ongetwijfeld ook voor alle nucleaire centrales binnen een eengemaakte Europese markt. (2) In het nucleaire uitdoofscenario verdwijnt dit concurrentievoordeel, maar stijgt de kostprijs voor de koper tot op het niveau van de STEG-centrale. Ceteris paribus betekent dit sowieso een prijsstijging met bijna 33 pct. (3) Op voorwaarde dat deze informatie ook de informatie bevat m.b.t. de netwerkknooppunten waar de leverancier de stroom in het netwerk zal injecteren, en waar de consument deze stroom zal extraheren, alsook m.b.t. de via bilaterale contracten geleverde hoeveelheden.

GRAFIEK 7

GEAGGREGEERDE VRAAG EN GEAGGREGEERD AANBOD, EVENWICHTSPRIJS PER UUR VOOR DE VOLGENDE DAG

P (euro / MWh)

TABEL 5

Aanbod

marge

Vraag

goedkope productie

Q (MW)


27

2.7.2.3

Real-time markt

De prijsvorming op de day-ahead markt en op de finetuning markt is gebaseerd op schattingen van de toekomstige productie en consumptie. Die markten garanderen dus het evenwicht tussen de geschatte vraag en het geschatte aanbod. Uit paragraaf 2.2 is evenwel gebleken dat het van cruciaal belang is dat de werkelijke vraag en het werkelijke aanbod steeds in evenwicht zijn. Het niet vervuld zijn van deze voorwaarde kan leiden tot een volledige black-out. Zoals eerder gezegd, is het de verantwoordelijkheid van de onafhankelijke systeembeheerder om dat evenwicht te realiseren. Hij kan daarvoor een beroep doen op de realtime markt, waar hij als enige koper optreedt. Deze real-time markt kan ook worden gebruikt voor het redispatchen van productie in geval van congestieproblemen. 2.7.2.4

Financiële markt

Om de deelnemers de mogelijkheid te bieden zich in te dekken tegen de zeer volatiele elektriciteitsprijs, en om ze informatie te verschaffen met betrekking tot toekomstige prijsontwikkelingen, zijn naast deze markten voor fysieke levering ook zogeheten afgeleide markten opgericht. Het zijn financiële markten omdat de transacties niet gepaard gaan met een fysieke levering van elektrische stroom. Die afgeleide instrumenten zijn niet kenmerkend voor de elektriciteitssector ; zij bestaan ook voor andere goederen. Ze worden hier dan ook slechts summier behandeld. Ter verklaring van een en ander wordt eerst gedefinieerd wat een forward is. Dit is een contract voor de fysieke levering van elektriciteit. Dit contract vermeldt de prijs en de hoeveelheid elektrische stroom die een producent aan een consument zal leveren, op een bepaald tijdstip in de toekomst. Het zijn dus contracten op maat, afgesloten tussen twee partijen. Zowel de koper als de verkoper verzekeren zich van een voor de toekomst vastliggende prijs en hoeveelheid. Future-contracten zijn vergelijkbaar, behalve dat ze betrekking hebben op een gestandaardiseerde hoeveelheid van een gestandaardiseerd goed. De standaardisering maakt future-contracten meer flexibel en meer liquide. De liquiditeit stijgt nog forser door de oprichting van een zogenoemd « clearing house » dat voor elke transactie optreedt als tegenpartij (1). Deze gegarandeerde tegenpartij

28

verkleint het risico op niet naleven van het contract en verhoogt aldus de liquiditeit van de markt. Future-contracten gaan zelden gepaard met fysieke leveringen. Na afloop van het contract op de vervaldatum wisselen de partijen onderling het verschil uit tussen de prijs op de fysieke markt, en de vastgelegde prijs in het contract. Naast kopers en verkopers komen op de futures-markt nog speculanten en arbitragisten voor. De vraag naar en aanbod van een future met vastgelegde parameters bepalen de prijs van de future. Modellen voor de prijsbepaling van een future leggen een relatie tussen de future-waarde en de verwachte prijs van elektriciteit. Aldus bevat de future-prijs informatie over de verwachte prijs van elektriciteit. Op die manier vormen de futures dus een belangrijk hulpmiddel voor kopers, alsook voor producenten en investeerders in productiecapaciteit. In dit verband zij evenwel opgemerkt dat : 1. de looptijd van de futures beperkt is (op de Scandinavische elektriciteitsbeurs Nordpool beloopt hij maximaal 3 jaar), terwijl de constructietijd van centrales meerdere jaren in beslag neemt (2) ; 2. de modellen voor prijsbepaling van futures gebaseerd zijn op de hypothese dat men het onderliggende goed gedurende een bepaalde tijd (nl. tot de vervaldag van het contract) kan opslaan. Deze veronderstelling geldt niet voor de productie van elektriciteit (3). Terwijl een future-contract zowel voor de koper als voor de verkoper een verplichting inhoudt, verleent een optiecontract een recht aan een van de twee partijen. Heeft de verkoper het recht (maar niet de verplichting) om een bepaalde hoeveelheid stroom tegen een welbepaalde prijs op een bepaalde toekomstige datum te leveren, dan spreekt men van een put-optie. Beschikt de koper over het recht om in de toekomst een bepaalde hoeveelheid stroom aan een bepaalde prijs te kopen, dan heeft men te maken met een call-optie. Het is dus een asymmetrisch contract ; één partij heeft een verplichting, de andere partij heeft een recht op uitoefening.

(1) Teneinde het risico voor het clearing house te beperken, zal elke marktparticipant gevraagd worden een marge te storten die in overeenstemming is met zijn openstaande posities bij het clearing house. Deze marge wordt dagelijks aangepast. Men noemt dit « marking to market ». (2) AMPERE (2000) vermeldt een constructietijd van 24 tot 30 maanden voor een STEG, en van 3 tot 5 jaar voor een nucleaire centrale. (3) Deze hypothese geldt vermoedelijk meer in landen waar bij de elektriciteitsopwekking voornamelijk hydrocentrales worden ingezet, althans voor de producenten-eigenaars van deze centrales, dus niet voor de overige producenten en ook niet voor de consumenten.


Conclusie De liberalisering van de elektriciteitssector is ingegeven door een streven naar meer efficiëntie en zou aanleiding moeten geven tot prijsdalingen. Dat is althans wat het theoretische model van perfecte mededinging voorspelt. Ter staving van dit paradigma wordt meestal naar de succesvolle deregulering van de telecommunicatiesector verwezen. Het kan immers niet worden ontkend dat de vrijmaking van deze branche tot prijsdalingen en kwaliteitsverbeteringen heeft geleid. In dit artikel is evenwel aangetoond dat er behalve analogieën ook aanzienlijke verschillen tussen de twee branches bestaan. Beide bedrijfstakken zijn vergelijkbaar wat betreft enerzijds, de netwerkstructuur en anderzijds, een aantal technologische ontwikkelingen met een vermindering van schaaleffecten tot gevolg. Daartegenover staan echter grote verschillen in complexiteit en implementatie van de liberalisering. De elektriciteitssector telt niet alleen meer subsegmenten, maar om technische redenen is de coördinatie tussen de deelsegmenten ook veel moeilijker en bovendien aanmerkelijk delicater. Wat de implementatie van de liberalisering betreft, is erop gewezen dat de productie en levering van elektriciteit zijn vrijgemaakt, terwijl de transmissie en distributie monopolies blijven. In de telecommunicatiesector daarentegen werd er precies concurrentie binnen de netwerkinfrastructuur ingevoerd. Het argument dat beide segmenten (productie van elektriciteit en de communicatie-infrastructuur) lange tijd als (natuurlijke) monopolies werden beschouwd en dat de schaalvoordelen onder invloed van technologische veranderingen afnamen, blijkt onderhevig aan kritiek. In de telecommunicatiesector ging die technologische vernieuwing immers hand in hand met een enorme vraagexpansie. De verruiming van de markt, in combinatie met een schaalverkleining in de netwerken, maakt een groter aantal netwerkoperatoren mogelijk. Een dergelijke vraagexpansie doet zich in de elektriciteitssector echter niet voor, integendeel. Als gevolg van milieu-overwegingen wordt veeleer gepoogd de elektriciteitsconsumptie te beperken. De elektriciteitssector bestaat uit verschillende subsegmenten nl. de productie, de transmissie, de distributie en de verkoop. Mededinging wordt ingevoerd in de productie en de verkoop. Transmissie en distributie blijven monopolies. Uit de bespreking van de bijzondere kenmerken en de specifieke problematiek van de verschillende geledingen is gebleken dat bij een beslissing tot deregulering van de branche twee zaken voor ogen moeten worden gehouden :


1. De opsplitsing van de voordien verticaal geïntegreerde onderneming kan extra kosten – transactiekosten genoemd – met zich brengen, vooral indien zulks coördinatie tussen de segmenten vereist of indien er ruime informatie-uitwisselingen nodig zijn. 2. Wil invoering van mededinging in sommige geledingen een gunstige invloed hebben op de prijs, dan moet er naar gestreefd worden dat aan de voorwaarden van het theoretische model voldaan wordt. Volgens de basishypothesen van het model van perfecte mededinging heeft geen enkele producent of consument invloed op de prijs, beschikken producenten en consumenten over perfecte informatie, is het verhandelde product homogeen en kunnen producenten vrij toeen uittreden. Het is ook gebleken dat de bijzondere kenmerken van de branche de concurrentie bemoeilijken. De fysische kenmerken van elektriciteitsnetten vereisen dat vraag en aanbod permanent in evenwicht zijn ; is dat niet het geval, dan valt het hele systeem uit. In combinatie met de sterke volatiliteit van de vraag naar elektriciteit stelt dit zeer specifieke eisen aan het productiepark. Zo moet er steeds voldoende reservecapaciteit aanwezig zijn om de vraagpieken te kunnen opvangen. Die reservecapaciteit is zeer duur omdat zij potentieel slechts gedurende een aantal uren per jaar wordt gebruikt. In die piekperiodes zal men bijgevolg centrales inzetten met lage vaste kosten. In de dalperiodes worden de vaste kosten verdeeld over een groot aantal uren productie en zijn de centrales met hoge vaste kosten het meest efficiënt. Concreet betekent dit dat tijdens de dalperiodes kerncentrales en (accumulatie) waterkracht-centrales worden ingezet ; tijdens de piekperiodes doet men een beroep op gas- en steenkoolcentrales. Dit betekent grote kostenverschillen en bijgevolg prijsverschillen tussen pieken dalperiodes. De hoge vaste kosten van de « dalcapaciteit » impliceren eveneens het bestaan van schaalvoordelen, wat de concurrentie in dit segment van de markt beperkt. Mededinging tussen verschillende producenten valt door de schaalvoordelen (1) – en bij nucleaire centrales ook om veiligheidsredenen – zo goed als uit te sluiten. Dit feit is duidelijk tegenstrijdig met de hypothese van de vrije toetreding.

(1) Binnen de context van de Belgische markt, met een nucleaire capaciteit van 5,8 GW en een basisbelasting van 6 GW, leiden deze schaalvoordelen tot een dominante positie. Dat is niet het geval in de context van de Europese markt. Door problemen inzake onderlinge verbinding bestaat deze laatste op dit ogenblik immers alleen in theorie. Om voor de hand liggende redenen is concurrentie tussen nucleaire producenten echter niet aan te raden.

29

Mededinging blijft bijgevolg beperkt tot de capaciteit die wordt ingezet tijdens de piekperiodes. Producenten met een gemengd productiepark (dalen piekcapaciteit) hebben een belangrijk voordeel omdat ze, als gevolg van een unieke marktprijs, een marge realiseren op hun « dalcapaciteit ». Dit biedt hun de mogelijkheid de prijs en de toetreding te beïnvloeden (kruissubsidies van de goedkopere naar de duurdere productiemethoden) ; deze producenten zijn dus geen price-takers. Ook overbelasting van bepaalde delen van het netwerk (b.v. de beperkte capaciteiten inzake onderlinge verbinding binnen de Europese markt) creëert een toetredingsbarrière. Het onderscheid tussen pieken dalperiodes alsook de ingezette capaciteit impliceren dat elektrische stroom niet homogeen is. In feite bestaat er een product voor ieder uur van de dag, zoals ook blijkt uit de praktische organisatie van elektriciteitsbeurzen. Uiteenlopende regelgevingen in verschillende landen, vooral terzake van nucleaire centrales en het toepassen van de Kyoto-normen, dragen bovendien bij tot concurrentievervalsing. De behoefte aan reservecapaciteit vereist dat de vrije markt tijdig signalen afgeeft voor de bouw van toekomstige capaciteit. Zowel de klassieke theorie van de netto huidige waarde van een investering als de meer recente theorie van de reële opties toont aan dat investeringen en onzekerheid negatief gecorreleerd zijn. Het is dus lang niet zeker dat het vrije-marktmechanisme de stimulansen zal genereren die nodig zijn om in reservecapaciteit te voorzien. In de beginfase van de liberalisering wordt de bijna overal aanwezige overcapaciteit afgebouwd ; niets garandeert echter dat die afbouw op termijn niet zal resulteren in een ondercapaciteit met hogere consumptieprijzen, en extra marges voor de producenten.

30

De typische kenmerken van het elektriciteitsnetwerk vereisen een systeemcoördinator en een ruime informatieuitwisseling tussen de deelnemers. Dit draagt bij tot de hierboven vermelde transactiekosten. Interactie tussen netwerkbeperkingen en het productiesegment kunnen lokale marktoverwichten creëren. Momenteel is dat reeds het geval in de Europese markt, waar de capaciteiten inzake onderlinge verbinding onvoldoende zijn. Het duurzame karakter van de prijsdaling als gevolg van de deregulering is dus niet noodzakelijk verworven. In de beginfase kan het invoeren van mededinging ongetwijfeld een gunstige impact hebben door het reduceren van de reservecapaciteit, maar de toegenomen transactiekosten en de concurrentiebelemmeringen die uit de specifieke kenmerken van de branche voortvloeien, kunnen op termijn dit voordeel verzwakken of compenseren. Ten slotte zijn er elementen buiten de deregulering die op de prijs een negatief effect kunnen sorteren, o.m. de tarifering van de CO2-uitstoot en de afbouw van de nucleaire centrales. Deze laatste twee elementen verhogen daarenboven de vraag naar, en dus de prijs van, aardgas : Gelet op het intermediaire karakter van het elektriciteitsverbruik zal dit een weerslag hebben op alle bedrijfstakken. Indien in de verschillende Europese regio’s een andere regelgeving wordt toegepast, kan dit de concurrentiekracht beïnvloeden. Een uniforme aanpak in de EU dringt zich derhalve op. Tot slot zij vemeld dat de zwaarste kosten van de elektriciteitsproductie voortvloeien uit het niet-stockeerbaar zijn van stroom en uit de volatiele vraag, wat een belangrijke reservecapaciteit vereist om de pieken op te vangen. Teneinde zoveel mogelijk kosten te besparen (ook voor het milieu) is het dus zaak de consumptiepieken uit de vlakken ; het is dus niet zozeer de consumptie die moet dalen, maar wel de pieken. Ook het vinden van middelen om stroom op te slaan, is een mogelijke oplossing die echter op de korte termijn wellicht minder haalbaar is.


Bibliografie Ahn S. (2002), « Competition, Innovation and Productivity Growth : A Review of Theory and Evidence », Economic Department Working Papers nr. 317, OECD, Paris. AMPERE (2000), « Rapport van de commissie AMPERE aan de Staatssecretaris voor Energie en duurzame ontwikkeling », oktober 2000. Banks F.E. (2000), « Energy Economics : A modern Introduction », Kluwer, Massachusetts. Barale F. (2003), « Why does an efficient electricity market require coordination mechanisms between power generation, transmission, distribution and supply activities ? », Research Symposium European Electricity Markets, The Hague. Baumol W., Panzar J., Willig R. (1982), « Contestable Markets and the Theory of Industry Structure », Harcourt Brace Jovanovich, New-York. Bergman L. (2002), « The Nordic electricity market – continued success or emerging problems ? », Swedish Economic Policy Review 9, 2002, pp. 51-88. Bergstrom T. (1971), « On the Existence and Optimality of Competitive Equilibrium for a Slave Economy », The Review of Economic Studies, vol. 38, nr. 1. BFE (2002), « Jaarverslag 2002 ». BFE (2002), « Statistisch Jaarboek 2002 ». Boîteux M. (1996), « Concurrence, régulation, service public. Variations autour du cas de l’électricité », Futuribles, nr. 205. Botterud A., Bhattachryya Arnob K., Ilic M., « Futures and spot prices – an analysis of the Scandinavian electricity market », MIT. Carlton D., Perloff J. (1990), « Modern Industrial Organization », Harper Collins, New-York. Coase R. (1937), « The Nature of the Firm », Economica, Vol. 4. Cohen S.I. (2001), « Microeconomic Policy », Routledge, Londres. Cooper M. (2003), « Electricity deregulation puts pressure on the transmission network and increases its cost », Customer Federation of America, August 2003. Cox J.C., Rubinstein M. (1985), « Options markets », Prentice Hall, New Jersey. CREG (2001a), « De provisies en fondsen in de nucleaire sector », studie (F) 010315-CDC-024, 22 maart 2001. CREG (2001b), « De actuele problemen op de elektriciteitsmarkt », Studie (A) 011025-CDC-64, 25 oktober 2001. CREG (2002), « Jaarverslag 2002 ». CREG (2004), « De noodzakelijke regulatieve maatregelen bij de oprichting van een Belgische elektriciteitsbeurs », studie (F) 040408-CDC-268, 8 april 2004. CWaPE (2002), « Rapport Annuel 2002 ».


31

DGEMP-DIDEME (2003), « Coûts de référence de la production électrique », December 2003. Dixit A., Pindyck R. (1994), « Investment under uncertainty », Princeton University Press, Princeton, New Jersey. Economides N. (1995), « The Economics of Networks », International Journal of Industrial Organisation, vol. 14, nr. 2, March 1996. Economides N. (2003), « Competition Policy In Network Industries : An Introduction », June 2003. ELCON (2004), « The Economic Impacts of the August 2003 Blackout », Electricity Consumers resource Council, Februari 9, 2004. ELIA (2002), « Jaar- en activiteitenverslag 2002 ». Eurelectric (2001), « Nuclear Power Plants Radwaste in Perspective », Brussels. Eurelectric (2003), « Efficiency in electricity generation », Brussels, July 2003. European Central Bank (2001), « Price Effects of Regulatory Reform in Selected Network Industries », March 2001. Eydeland A., Geman H. (1998), « Some fundamentals of electricity derivatives », July 1998. Federaal Planbureau (2004), « Energievooruitzichten voor België tegen 2030 », Planning Paper nr 95, Januari 2004. Frank R.H. (1997) « Microeconomics and behavior », McGraw-Hill. Gjolberg O., Johnsen T. (2001), « Electricity Futures Inventories and Price Relationships at Nord Pool », November 2001. Glachant J.-M. (2000), « Les pays d’Europe peuvent-ils reproduire la réforme électrique de l’Angleterre ? Une analyse institutionnelle comparative », Économie et Prévision, nr. 145. Glachant J.-M., Finon D., « Why do the European Union’s electricity industries continue to differ ? A new institutional analysis ». Glachant J.-M., « Why Regulate Deregulated Network Industries ? », ADIS, University of Paris, France. Green, R., Newbery, D. (1997). « Competition in the Electricity Industry in England and Wales. » Oxford Review of Economic Policy, nr. 13 (1), pp 27-46. Hansen J.-P. (2001), « Les enjeux de la libéralisation du secteur de l’électricité », Revue de l’énergie, nr. 525, mars-avril 2001, pp. 145-150. Harberger A. C. (1954), « Monopoly resource allocation », American Economic Review, Vol. 44, nr. 2. Hogan W. (1998), « Competitive Electricity Market Design : A Wholesale Primer », Harvard University, Cambridge Massachusetts, December 17, 1998. Hogan W. (1999), « Transmission Congestion : The Nodal-Zonal debate revisited », February 27, 1999. Hogan W. (2001), « The California Meltdown », Harvard Magazine, September-October 2001. Hull J.C. (2003), « Options, Futures & other derivatives », Prentice Hall. Hunt S. (2002), « Making competition work in electricity », Wiley, New York.

32


Joskow P. (2002), « Electricity sector restructuring and competition : a transactions cost perspective », in Brousseau E., Glachant J.-M., « The economics of contracts », Cambridge University Press. Joskow P. (2003), « Vertical Integration », Handbook of New Institutional Economics, Kluwer, December, 2003. Kaserman D., Mayo J. (1991), « The measurement of vertical economies and the efficient structure of the electric utility industry », The Journal of Industrial Economics, Vol. 39, nr. 5. Koutsoyiannis A. (1981), « Modern Microeconomics », The Macmillan Press Ltd., London. Landon J. H. (1983), « Theories of vertical integration and their application to the electric utility industry », Antitrust Bulletin, Spring. Lee B. J. (1995), « Separability test for the electric supply industry », Journal of Applied Econometrics, Vol. 10, nr. 1. Leibenstein H. (1966), « Allocative efficiency vs X-efficiency », American Economic Review, nr. 56. Lévêque F. (2003), « Transport Pricing of Electricity Networks », Kluwer, Boston. Mackerron G. (1995). « Regulation and the Economic Outcomes of Electricity Privatisation in England and Wales », Revue de l’Énergie, nr. 465, janvier-février, pp 77-83. Miller T. W., Thompson A.C. (2002), « On the Risk-Shifting Capability of the Electricity Futures Market », April 2002. OECD-IEA (2002), « Distributed generation in liberalised electricity markets ». Pauwels J.-P. (1999), « Economie de l’énergie », cursus ULB. Pepermans G., Proost S. (2000), « The liberalisation of the energy sector in the European Union », KUL Working paper series nr. 2000-3, November 2000. Pénard T. (2002), « L’accès au marché dans les industries de réseau : enjeux concurrentiels et réglementaires », Revue internationale de droit économique, nr. 2/3. Posiva Oy (2003), « Into Olkiluoto bedrock, Final disposal of nuclear fuel in Finland ». Statistics Norway (2003), « Price of electric energy – electricity prices for households tripled », 1st quarter 2003. Stiglitz J., Boadway R. (1997), « Principles of micro-economics and the Canadian economy », Norton, New-York. Stiglitz J. (2003), « The Roaring Nineties », Norton, New-York. Stoft S. (2002), « Power system economics – Designing Markets for Electricity », IEEE Press. Tarjanne R., Luostarinen K. (2003), « Competitiveness Comparison of Electricity Production Alternatives », Research report EN N-156, Lappeenranta University of Technology, 2003. Torstein B. (2003), « A Nordic energy market under stress », Economic Survey, nr. 4, 2003. Trigeorgis L. (2000), « Real Options : managerial flexibility and strategy in resource allocation », MIT Press, London. Varian H. (2003), « Intermediate Microeconomics », Norton, New-York. VREG (2002), « Jaarverslag VREG 2002 ».


33

Wangensteen I., Holtan J.A. (1995), « The Reform of the Norwegian Power Industry. » Revue de l’Énergie 465, janvier-février 1995. pp. 84-92. Williamson O. (1975), « Markets and Hierarchies : Analysis and Anti-trust Implications », The Free Press, New-York. Zaleski P., Meritet S., « L’énergie nucléaire face à la déréglementation des marchés électriques », Revue de l’énergie, nr. 543, juin 2003.

34


NATIONAL BANK OF BELGIUM - WORKING PAPERS SERIES

1.

"Model-based inflation forecasts and monetary policy rules" by M. Dombrecht and R. Wouters, Research Series, February 2000.

2.

"The use of robust estimators as measures of core inflation" by L. Aucremanne, Research Series, February 2000.

3.

"Performances économiques des Etats-Unis dans les années nonante" by A. Nyssens, P. Butzen, P. Bisciari, Document Series, March 2000.

4.

"A model with explicit expectations for Belgium" by P. Jeanfils, Research Series, March 2000.

5.

"Growth in an open economy: some recent developments" by S. Turnovsky, Research Series, May 2000.

6.

"Knowledge, technology and economic growth: an OECD perspective" by I. Visco, A. Bassanini, S. Scarpetta, Research Series, May 2000.

7.

"Fiscal policy and growth in the context of European integration" by P. Masson, Research Series, May 2000.

8.

"Economic growth and the labour market: Europe's challenge" by C. Wyplosz, Research Series, May 2000.

9.

"The role of the exchange rate in economic growth: a euro-zone perspective" by R. MacDonald, Research Series, May 2000.

10. "Monetary union and economic growth" by J. Vickers, Research Series, May 2000. 11. "Politique monétaire et prix des actifs: le cas des Etats-Unis" by Q. Wibaut, Document Series, August 2000. 12. "The Belgian industrial confidence indicator: leading indicator of economic activity in the euro area?" by J.J. Vanhaelen, L. Dresse, J. De Mulder, Document Series, November 2000. 13. "Le financement des entreprises par capital-risque" by C. Rigo, Document Series, February 2001. 14. "La nouvelle économie" by P. Bisciari, Document Series, March 2001. 15. "De kostprijs van bankkredieten" by A. Bruggeman and R. Wouters, Document Series, April 2001. 16. "A guided tour of the world of rational expectations models and optimal policies" by Ph. Jeanfils, Research Series, May 2001. 17. "Attractive Prices and Euro - Rounding effects on inflation" by L. Aucremanne and D. Cornille, Documents Series, November 2001.


18. "The interest rate and credit channels in Belgium: an investigation with micro-level firm data" by P. Butzen, C. Fuss and Ph. Vermeulen, Research series, December 2001. 19

"Openness, imperfect exchange rate pass-through and monetary policy" by F. Smets and R. Wouters, Research series, March 2002.

20. "Inflation, relative prices and nominal rigidities" by L. Aucremanne, G. Brys, M. Hubert, P. J. Rousseeuw and A. Struyf, Research series, April 2002. 21. "Lifting the burden: fundamental tax reform and economic growth" by D. Jorgenson, Research series, May 2002. 22. "What do we know about investment under uncertainty?" by L. Trigeorgis, Research series, May 2002. 23. "Investment, uncertainty and irreversibility: evidence from Belgian accounting data" by D. Cassimon, P.-J. Engelen, H. Meersman, M. Van Wouwe, Research series, May 2002. 24. "The impact of uncertainty on investment plans" by P. Butzen, C. Fuss, Ph. Vermeulen, Research series, May 2002. 25. "Investment, protection, ownership, and the cost of capital" by Ch. P. Himmelberg, R. G. Hubbard, I. Love, Research series, May 2002. 26. "Finance, uncertainty and investment: assessing the gains and losses of a generalised nonlinear structural approach using Belgian panel data", by M. Gérard, F. Verschueren, Research series, May 2002. 27. "Capital structure, firm liquidity and growth" by R. Anderson, Research series, May 2002. 28. "Structural modelling of investment and financial constraints: where do we stand?" by J.- B. Chatelain, Research series, May 2002. 29. "Financing and investment interdependencies in unquoted Belgian companies: the role of venture capital" by S. Manigart, K. Baeyens, I. Verschueren, Research series, May 2002. 30. "Development path and capital structure of Belgian biotechnology firms" by V. Bastin, A. Corhay, G. Hübner, P.-A. Michel, Research series, May 2002. 31. "Governance as a source of managerial discipline" by J. Franks, Research series, May 2002. 32. "Financing constraints, fixed capital and R&D investment decisions of Belgian firms" by M. Cincera, Research series, May 2002. 33. "Investment, R&D and liquidity constraints: a corporate governance approach to the Belgian evidence" by P. Van Cayseele, Research series, May 2002. 34. "On the Origins of the Franco-German EMU Controversies" by I. Maes, Research series, July 2002. 35. "An estimated dynamic stochastic general equilibrium model of the Euro Area", by F. Smets and R. Wouters, Research series, October 2002.


36. "The labour market and fiscal impact of labour tax reductions: The case of reduction of employers' social security contributions under a wage norm regime with automatic price indexing of wages", by K. Burggraeve and Ph. Du Caju, Research series, March 2003. 37. "Scope of asymmetries in the Euro Area", by S. Ide and Ph. Moës, Document series, March 2003. 38. "De autonijverheid in België: Het belang van het toeleveringsnetwerk rond de assemblage van personenauto's", by F. Coppens and G. van Gastel, Document series, June 2003. 39. "La consommation privée en Belgique", by B. Eugène, Ph. Jeanfils and B. Robert, Document series, June 2003. 40. "The process of European monetary integration: a comparison of the Belgian and Italian approaches", by I. Maes and L. Quaglia, Research series, August 2003. 41. "Stock market valuation in the United States", by P. Bisciari, A. Durré and A. Nyssens, Document series, November 2003. 42. "Modeling the Term Structure of Interest Rates: Where Do We Stand?, by K. Maes, Research series, February 2004. 43. Interbank Exposures: An Empirical Examination of System Risk in the Belgian Banking System, by H. Degryse and G. Nguyen, Research series, March 2004. 44. "How Frequently do Prices change? Evidence Based on the Micro Data Underlying the Belgian CPI", by L. Aucremanne and E. Dhyne, Research series, April 2004. 45. "Firms' investment decisions in response to demand and price uncertainty", by C. Fuss and Ph. Vermeulen, Research series, April 2004. 46. "SMEs and Bank Lending Relationships: the Impact of Mergers", by H. Degryse, N. Masschelein and J. Mitchell, Research series, May 2004. 47. "The Determinants of Pass-Through of Market Conditions to Bank Retail Interest Rates in Belgium", by F. De Graeve, O. De Jonghe and R. Vander Vennet, Research series, May 2004. 48. "Sectoral vs. country diversification benefits and downside risk", by M. Emiris, Research series, May 2004. 49. "How does liquidity react to stress periods in a limit order market?", by H. Beltran, A. Durré and P. Giot, Research series, May 2004. 50. "Financial consolidation and liquidity: prudential regulation and/or competition policy?", by P. Van Cayseele, Research series, May 2004. 51. "Basel II and Operational Risk: Implications for risk measurement and management in the financial sector", by A. Chapelle, Y. Crama, G. Hübner and J.-P. Peters, Research series, May 2004. 52. "The Efficiency and Stability of Banks and Markets", by F. Allen, Research series, May 2004. 53. "Does Financial Liberalization Spur Growth?" by G. Bekaert, C.R. Harvey and C. Lundblad, Research series, May 2004.


54. "Regulating Financial Conglomerates", by X. Freixas, G. Lóránth, A.D. Morrison and H.S. Shin, Research series, May 2004. 55. "Liquidity and Financial Market Stability", by M. O'Hara, Research series, May 2004. 56. "Economisch belang van de Vlaamse zeehavens: verslag 2002", by F. Lagneaux, Document series, June 2004. 57. "Determinants of Euro Term Structure of Credit Spreads", by A. Van Landschoot, Research series, July 2004. 58. "Macroeconomic and Monetary Policy-Making at the European Commission, from the Rome Treaties to the Hague Summit", by I. Maes, Research series, July 2004. 59. "Liberalisation of Network Industries: Is Electricity an Exception to the Rule?", by F. Coppens and D. Vivet, Document series, September 2004.


NATIONAL BANK OF BELGIUM

Recommend Documents