BIJLAGE 1
BIJLAGE 2
BIJLAGE 3
BIJLAGE 4
Geen splitsing in de energiesector Dit memo geeft een geïntegreerd perspectief van Essent op het wetsvoorstel van Minister Brinkhorst aangaande eigendomsplitsing. Het memo geeft aan dat de door de minister betoogde voordelen er in realiteit niet zullen zijn, en dat er tegelijkertijd wel nadelen zijn verbonden aan de voorgestelde splitsing.
BEOOGDE VOORDELEN IN PRAKTIJK AFWEZIG De verwachte voordelen van splitsing gaan niet op, omdat de gewenste situatie nu reeds de praktijk is. •
Afsplitsing is niet noodzakelijk voor concurrentie. Ervaringen met zowel de reeds geliberaliseerde zakelijke markt als de consumenten markt voor groene energie laat zien dat er al in de huidige structuur scherp wordt geconcurreerd tussen de aanbieders. Dit vertaalt zich in aantal spelers, prijsontwikkeling en wisselgedrag. Aantal spelers. Liberalisering heeft geleid tot een toename van het aantal spelers dat met elkaar concurreert met circa 15 op de consumentenmarkt, en circa 5 op de zakelijke markt, hetgeen meer is dan in landen als Engeland (in totaal 5 nieuwe toetreders, inmiddels weer verdwenen door overnames en faillissementen) en Scandinavië (in totaal 5 nieuwe toetreders per land overgebleven met zeer beperkt marktaandeel). Prijsontwikkeling. De wholesaleprijzen en retailmarges zijn enorm gedaald als gevolg van liberalisering, en zijn ondanks de verkrapte markt nog niet terug op het niveau van voor liberalisering (schema 1). In Nederland zijn prijzen scherper dan in Duitsland bij meer concentratie en vergelijkbare reserve margin (schema 2). Wisselgedrag. Wisselgedrag van de grootzakelijke markt in Nederland is met jaarlijks 20% na enige jaren liberalisatie vergelijkbaar met de rest van Europa. In de midzakelijke markt is in 2 jaar in totaal 30% van de klanten gewisseld van aanbieder. Dit is relatief hoog in Europese context (schema 3). Tenslotte heeft liberalisatie van de groene stroommarkt geleidt tot een relatief hoge penetratie van circa 30% van de Nederlandse huishoudens (in combinatie met een lage prijs) (schema 4).
•
Afsplitsing leidt niet tot een meer ‘level playing field’ in Nederland. Door de Minister wordt gesteld dat het synergievoordeel dat geïntegreerde bedrijven tegen gunstiger voorwaarden kredieten kunnen krijgen een ongewenste concurrentiebelemmering voor potentiële nieuwkomers voert.
De belangrijkste concurrentie in praktijk in Nederland bestaat uit de concurrentie tussen de Nederlandse energiebedrijven onderling en met Electrabel, E.ON Benelux en de grote buitenlandse importeurs (EdF en RWE) welke in hun thuismarkt netten bezitten. Derhalve is het door de Minister onderkende nadeel in praktijk niet van invloed op de concurrentiedruk. Het is al een ‘level playing field’ voor de partijen die er toe doen in de concurrentiestrijd. •
Afsplitsing leidt ook niet tot een meer ‘level playing field’ op Europees niveau. De Nederlandse markt is sterk verbonden aan de Duitse. (~2 GW beschikbare importcapaciteit), en in mindere mate aan de Belgische markt (~1 GW beschikbare importcapaciteit). In de Duitse markt zijn alle wholesale producenten en alle retailers geïntegreerd met netwerkbedrijven (dit geldt overigens ook voor de meeste Europese landen, schema 5). In de Belgische markt heeft marktleider Electrabel op dit moment nog een aandeel van circa 65% in de gemengde intercommunales die 80% van de laagspanningsnetten in eigendom hebben. Zelfs als Electrabel in 2018! niet langer eigendom heeft over de netten kan zij nog steeds actief zijn in distributie door de volledige uitvoering van alle activiteiten in 80% van het Belgische laagspanningsnetwerk. Derhalve zal eigendomsunbundling in de Nederlandse markt niet leiden tot een meer level playing field op Europees niveau – integendeel.
•
Afsplitsing van eigendom voegt weinig toe aan verzekeren prijs en kwaliteitstoezicht. Administratief en juridisch eigendom, en splitsing van economisch eigendom biedt reeds transparantie, de Interventiewet voegt hieraan onder andere toe de mogelijkheid tot hoge boetes, maatstafconcurrentie, kwaliteitsdocumentatie, onder curatele stellen van de netbeheerder en zelfs vervanging van netbeheerder bij wanbeheer. Zo beschikt de DTe en de Minister over een breed scala van toezichtmogelijkheden. Deze maatregelen lijken voldoende om de door de Minister betoogde ‘prikkels om via invloed op het netbeheer oneigenlijke concurrentievoordelen te behalen, zonder dat deze door de toezichthouder te achterhalen zijn’ tegen te gaan. In vergelijkbare situaties met een natuurlijk monopolie, de telecomsector en Gasunie, wordt het relatief zware middel van eigendomsafsplitsing evenmin binnen afzienbare tijd ingezet (schema 6).
•
Afsplitsing leidt niet tot minder storingen. Niet eigendom bepaalt de kwaliteit van het netwerk in een geliberaliseerde markt, dat doet toezicht. Ervaringen in het Verenigd Koninkrijk illustreren dat invoering van strenge wet- en regelgeving in combinatie met intensief toezicht voldoende bleek om de kwaliteit van het netwerk te borgen, en investeringen te garanderen. In de periode na privatisering zijn zowel kosten
als kwaliteit verbeterd (schema 7). In Nederland wordt kwaliteitstoezicht geborgd door de Interventiewet doordat de netbeheerder over het economisch eigendom van de netten beschikt, kwaliteits- en investeringsplannen moet overleggen, en wordt onderworpen aan maatstafconcurrentie op basis van kwaliteit (naast kosten). Eigendomssplitsing voet hieraan niets wezenlijks toe. Afsplitsing is niet noodzakelijk om de kwaliteit van de netten te verbeteren. De kwaliteit van de Nederlandse netten in beheer binnen de huidige geïntegreerde bedrijven staat zowel qua kostenefficiëntie als betrouwbaarheid, in de Europese top. Uit onderzoek onder meer dan 12.000 huishoudens en 2.400 bedrijven van DTe blijkt dat afnemers zeer tevreden zijn over de huidige kwaliteit en niet bereid zijn meer te betalen voor verbeteringen.
SPLITSING HEEFT NADELEN Het splitsingsvoorstel van de Minister heeft een aantal ongewenste effecten. In combinatie met het ontbreken van duidelijke voordelen, lijkt het wetsvoorstel derhalve niet noodzakelijk en proportioneel. Hieronder staan deze effecten weergegeven. 1. Risico op onvoldoende productiecapaciteit en prijsstijging Zonder nieuwbouw bevindt Noordwest-Europa zich in 2007 op het Californische crisis niveau (schema 8). In Nederland is in de komende 5 jaar ongeveer 2 GW aan nieuwe capaciteit nodig (rekening houdend met beperkte groei import), dat wil zeggen Euro 1 miljard aan investeringen (schema 9). Onafhankelijke, buitenlandse producenten zullen deze capaciteit waarschijnlijk niet in Nederland bouwen, omdat het hen ontbreekt aan voldoende zekere afzet. Onvoldoende zekere afzet voor nieuwkomers is het gevolg van het gebrek aan industriële klanten in Nederland die zich borg kunnen stellen voor voldoende afzet. De Nederlandse energiebedrijven met eigen retail volume die de nieuwbouw derhalve zouden moeten verzorgen, zullen echter na splitsing (indien zij niet worden overgenomen door kapitaalkrachtigere buitenlandse partijen) minder makkelijk vreemd vermogen kunnen aantrekken voor investeringen in productie. Dit geldt met name voor de kleinere bedrijven. Zij kunnen immers niet langer de netwerken als zekerheid gebruiken voor aantrekken van dergelijke middelen. Daarnaast kan de bereidheid van financiers om te investeren in productie tijdelijk afnemen zolang onduidelijkheid omtrent splitsing bestaat. Dit alles leidt er uiteindelijk toe dat er te weinig kan worden bijgebouwd (kortom minder reserve capaciteit, mogelijk leidend tot “code oranje en rood”) tenzij Economische Zaken (EZ) ingrijpt door zelf (via TenneT) meer reservevermogen te contracteren. De DTe onderschrijft het risico dat de bereidheid om te investeren kan afnemen.
Bovendien zullen alle energiebedrijven mogelijk hogere kapitaalkosten hebben. Deze hogere kapitaalskosten vloeien voort uit een verlaging van de creditrating van de partijen, in combinatie met relatief minder schuldfinanciering door de banken. Deze hogere kapitaalkosten leiden ertoe dat nieuwbouw pas rendabel is bij een hogere elektriciteitsprijs. Een bijkomend probleem is dat als gevolg van afsplitsing geen van de huidige bedrijven zelfstandig zal blijven bestaan. Als de huidige bedrijven worden overgenomen door de grote spelers uit omringend buitenland, die nu de belangrijkste importeurs zijn, raakt de Nederlandse markt de facto iets verder geconcentreerd (schema 10). Dit zal de concurrentie en prijsbepaling in de Nederlandse en Europese markt niet ten goede komen, met een beperkt risico van verhoogde prijzen voor consumenten. Zowel DTe als de Algemene Energie Raad onderschrijven het risico van verhoogde concentratie. 2. Transitie naar een duurzame energiehuishouding in gevaar De door splitsing verzwakte energiebedrijven kunnen moeilijker investeren in duurzame productie en duurzame projecten, waardoor dergelijke investeringen niet meer ondernomen zullen worden zonder expliciete subsidies. Over de afgelopen 10 jaar heeft de Nederlandse nutssector grote stappen gemaakt (MAP I, MAP II) om te streven naar een duurzame energiehuishouding in Nederland en naar energiebesparing. Deze initiatieven werden deels door de overheid financieel ondersteund en deels door de bedrijven zelf bekostigd. Het nemen van een dergelijke maatschappelijke verantwoordelijkheid is alleen haalbaar als de financiële positie ook voldoende sterk is. Pure retailbedrijven met dunne marges kunnen dergelijke verantwoordelijkheden waarschijnlijk niet op zich nemen. De Nederlandse elektriciteitssector is op dit onderwerp een voortrekker in Europa. 3. Minder resultaatsdruk bij netwerken De prijsregulering door de DTe van de netwerkbedrijven zal er toe leiden dat in de komende jaren de Nederlandse netwerken snel naar elkaar toe zullen groeien qua kostenefficiëntie. Splitsing zal (als de afgesplitste netten in overheidshanden zouden blijven) er toe kunnen leiden dat de bedrijfsprikkels vervallen om het nog beter te doen dan de DTe voorschrijft. Vooral het zo kostenefficiënt mogelijk omgaan met de vaak aanzienlijke investeringen in vervanging en nieuwbouw zou kunnen verwateren. 4. Nederlandse bedrijven internationaal op achterstand Splitsing gaat verder dan noodzakelijk in Europese context. In België wordt binnen afzienbare termijn uitsluitend gedeeltelijke eigendomssplitsing opgelegd. Echter, in de meeste landen gaat men niet zo ver als in België. De Nederlandse energiesector heeft een aantal echte vaardigheden: zij heeft internationaal gezien de beste netwerken qua combinatie van efficiëntie en kwaliteit en prijs (schema’s 11-12), gedegen kennis van duurzame energie, een leidende positie in WKC (schema 13), en diepe gasexpertise. De kans om deze vaardigheden internationaal uit te nutten, is er na splitsing niet meer. Immers in dat geval zullen de bedrijven vervallen tot lokale verkoopkantoren en is de kans op een of meerdere gelijkwaardige fusies tot een Europese topper verkeken. Nederland verliest hiermee tevens beleidsinvloed op het energiedossier in Europa.
Naast deze hoofdeffecten zijn er nog een aantal nevenargumenten tegen splitsing: •
Afsplitsing beperkt waarde voor aandeelhouder. Afsplitsing van netwerken leidt tot kosten of waardevermindering (netto contant gemaakt) van tenminste Euro 2 miljard (openbreken crossborder leases, afsplitsen operaties, eenmalige herstructuringskosten, hogere financiële lasten), die niet (geheel) kunnen worden doorbelast aan de eindgebruiker (schema 14). Deze kosten kunnen niet noodzakelijkerwijze worden gecompenseerd door een eventuele samenvoeging van netwerken, omdat schaalvoordelen in netwerken beperkt zijn (schema 15). Daarnaast leidt gedwongen splitsing mogelijkerwijze waardedrukkend doordat de regie over timing van de verkoop wordt verloren en de gehele sector in het slechtste geval tegelijkertijd wordt verkocht. De waarde voor de aandeelhouder is het grootst in een situatie waarin zowel distributiebedrijf als de commerciële activiteiten verkocht kunnen worden (in plaats van alleen de laatste). De kans hierop wordt hoger ingeschat als de bedrijven geïntegreerd blijven (schema 16).
•
Afsplitsing leidt niet tot snelle extra cash voor aandeelhouders doordat afsplitsing van netwerken complex en langdurig is.
•
Splitsing leidt tot verlies van werkgelegenheid van circa 2 tot 3 duizend arbeidsplaatsen doordat de energiebedrijven vervallen tot verkoopkantoren van buitenlandse energiebedrijven. Het verlies aan arbeidsplaatsen vloeit voort uit het verplaatsen van operationele activiteiten zoals trading naar het buitenland, en het verrichten van corporate center activiteiten en ondersteunende diensten vanuit het buitenland. Dit verlies is mogelijk ongelijk verdeeld over de regio’s. Door kleinere omvang en lagere winstgevendheid kunnen afgesplitste bedrijven ook minder (werkgelegenheids-) eisen stellen bij overname, waardoor het effect niet kan worden gemitigeerd.
•
Splitsingsvoorstel leidt tot risico op waardeverlies van verstrekkers van vreemd vermogen en behoefte aan zekerheden voor leveranciers door verlaagde kredietwaardigheid. In de periode rondom publicatie kabinetsplannen liep spread van verhandelbare obligaties ten opzichte van risicovrije rente op tot maximaal 40 basispunten.
Geen splitsing in de energiesector
Schema’s bij position paper
SCHATTING
LIBERALISERING HEEFT KOSTEN EXCL. BRANDSTOF VOOR GROOTVERBRUIKERS VERLAAGD
Overige kosten en winst
€/MWh voor afnemer met 10 GWh jaarlijks verbruik
Distributie & Transmissiekosten1) Brandstofkosten2)
Liberalisatie
Totale kosten
51.7
56.5 49.1
48.6
54.4 2.8
14.5 16.5
Totale kosten excl. brandstof
29.2
29.2
30.6
22.5
19.9
18.0
29.2
29.2
30.6
29.2
29.2
30.6
1997
1998
1999
17.5 24.5
35.1
32.0 14.5
19.3 2.8
17.5
16.5
2000
2001
60.9
56.2 9.0
57.1 9.0
12.3
17.7
17.6
18.1
29.5
30.5
30.5
26.7
26.6
30.4
9.0
9.0
12.3
17.7
17.6
18.1
2002
2003
2004
1) Vanaf 2000 apart beschikbaar; Gebaseerd op tarieven NUON voor 160 KW tot 2 MW (Middenspanning) 2) Brandstofkosten 1997-2002 geschat op basis van gerapporteerde brandstofkosten per MWh van UNA/Reliant, naar 2003/4 geëxtrapoleerd m.b.v. gasprijs. Getal representeert totale kosten van brandstof inclusief leveringskosten e.d., inclusief LUB Bron: Platts, EnergieNed, UNA/Reliant jaarverslagen, Gasunie, DTe
1
BIJ MINDER CONCENTRATIE EN VERGELIJKBARE RESERVE MARGE LIGGEN PRIJZEN IN NEDERLAND NIETTEMIN DICHTER BIJ MARGINALE KOSTEN Vergelijking van prijzen en kosten1) ten opzichte van marktkarakteristieken,2002 Marktkarakteristieken HHI index2) Reserve marge
Baseload (24 uur)
Piek
€/Mwh
€/Mwh
25,0 Nederland
1,638
~20%
Duitsland
2,310
~20%
26,9
30,0 19,1
38,5 21,2
25,5
Marginale kosten
33,3
Marginale kosten
1) 2)
Geeft 2002 OTC data weer; voor Nederland wordt APX data gebruikt Hirshman Herfindahl index, maatstaf voor concentratie, som van de kwadraten van de marktaandelen van de 4 grootste spelers Bron: Platts European Power Daily; P. H.Energy
2
SWITCHING IN DE MIDZAKELIJKE MARKT IS IN NEDERLAND RELATIEF HOOG Cumulatief 70 percentage midzakelijke klanten60 dat gewisseld is van leverancier 1) 50 Procent
SCHATTING Engeland en Wales4) Schotland5)
Zweden Denemarken
40 30
NL
20
Duitsland Noorwegen 2001
Frankrijk3)
Noorwegen 2003
Spanje2)
10 0 0
1
2
3
4 5 6 Aantal jaren sinds liberalisering
1) 2002 gegevens voor Duitsland en UK, 2001 gegevens voor Noorwegen, 2003 gegevens voor Nederland 2) Switching als percentage van klanten dat daadwerkelijk gekozen heeft voor liberalisering , medium C&I is combinatie segment < 150 MWh, HV (vrij sinds 2000) en segment LV/MV, en KW > 15 KW 3) Medium C&I > 7 GWh; febr 2003 geliberaliseerd, < 7 GWh nog niet geliberaliseerd (juli 2004) 4) Naar volume gewogen gemiddelde switching in 100 KW – 1 MW en MKB <100 KW klantsegment 5) Switching in bovenkant zakelijke markt (100 KW – 1 MW) Bron: DG Tren, EnergieNed, interviews
3
GROENE STROOM IN NEDERLAND HEEFT EEN RELATIEF HOGE PENETRATIE EN EEN RELATIEF LAGE PRIJS Marktpenetratie groene stroom Procent
Nederland
Duitsland
30
0
10 -20
1
1)
Vlaanderen < 2
US
Prijsverschil groene stroom t.o.v. grijze stroom Procent
8
-10 tot +301)
20-40
1) Groene Stroom afkomstig uit Vlaanderen op dit moment vrijgesteld van distributiekosten, dit wordt echter binnenkort afgeschaft Bron: Platts, GreenPrices, Eon, persberichten
4
NAAST NEDERLAND WORDT EIGENDOMSSPLITSING ALLEEN IN BELGIË OP TERMIJN INGEVOERD Splitsing netbeheerder distributie van commerciële activiteiten
Eisen aan onafhankelijkheid bestuur netwerkbedrijf
Eigendomssplitsing
België
Juridisch
50% van RvB en RvC dient onafhankelijk te zijn
Beperkte eigendomsafsplitsing– huidig aandeel Electrabel ~65% …dient teruggebracht te worden tot 30% in 2007 en 0% in 2018
Denemarken
Juridisch
-
Regel dat productiebedrijven niet meer dan 15% van distributiebedrijven mogen bezitten recent afgeschaft, tegelijk met nationalisering van het transmissienetwerk
Frankrijk
Administratief
-
-
Duitsland
Administratief
-
-
Italië
Juridisch
-
IPO van transmissienetten door Enel, gedeeltelijke vrijwillige verkoop van distributienet aan steden
Nederland
Juridisch
In meerderheid onafhankelijke RvC
Voorstel Minister tot volledige eigendomssplitsing
Spanje
Juridisch
-
-
Zweden
Juridisch
-
-
VK
Juridisch
-
-
Noorwegen
Administratief
-
-
Bron: DG TREN April 2004; Deloitte & Touche
5
EIGENDOMSSPLITSING IS IN ANDERE SECTOREN VOORLOPIG NIET AAN DE ORDE Elektriciteit & gas distributie
Elektriciteit Transmissie
Gas transmissie
Telecom
Mate van eigendomssplitsing
• Eigendomsafsplitsing netwerken door splitsing
• Eigendomsafsplitsing door verkoop aandelen SEP in TenneT aan Staat
• Organisatorische splitsing Transport van Trading & Supply • Juridische splitsing per 1 juli 2004 • Eigendomssplitsing in toekomst, niet duidelijk wanneer
• Operationele en administratieve splitsing van ‘carrier’ services • Geen juridische splitsing • Geen eigendomssplitsing
Toezichtsregime
• DTe
• DTe
• DTe
• OPTA
Aandeelhouders
• 100% lagere overheden
• 100% Rijksoverheid
• Rijksoverheid 50%1), Exxon Mobil 25%, Shell 25%
• Rijksoverheid 19% + ‘Golden share’
1) 40% van het belang van de rijksoverheid gehouden via EBN Bron: Websites
6
IN UK IS NA PRIVATISERING EFFICIËNTIE EN KWALITEIT VERBETERD Jaarlijks gemiddeld aantal storingen Storingsminuten per klant
Jaarlijkse gemiddelde cash kosten €/per klant
Jaarlijkse daling 5,5%
Jaarlijkse daling 1%
164 165 169 124 127 112 110
182 179 178 180 171 169 154
1461) 132
117 98 100
92 76
89 86
91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02
1) Gemiddelde 9 van 14 regionale distributiebedrijven Bron: Ofgem
91- 92- 93- 94- 95- 96- 97- 98- 99- 00- 0192 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02
7
ZONDER INVESTERINGEN KOMT RESERVE MARGE IN NOORD-WEST EUROPA (NL, B, LUX, F, D, O) OP CALIFORNISCHE CRISIS NIVEAU IN 2007 Ontwikkeling van vraag en aanbod van electriciteit in Noordwest-Europa
Capaciteit 300 GW Vraag
250 200 Reserve marge op niveau crisis in Californië
150
100
Aanbod1)
50 Generatie
0 2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017 Jaar
1) Zonder nieuwe investeringen en zonder dat de niet bruikbare capaciteit alsnog wordt ingezet (50 GW) Bron: UCTE 2003
8
BENODIGDE GROEI IN NL PRODUCTIECAPACITEIT VOOR BEHOUD HUIDIGE MARKTSITUATIE BEDRAAGT 5-10% TOT 2009 Procent, index op 2003
15
100%
5-10 5-10
100
€ 0,5-1 mld. aan investeringen
Consumptie 2003
Groei vraag Groei import- Benodigde groei 2003 - 2009 capaciteit 2003-2009 productie voor evenwicht
Source: EnergieNed; CBS; IEA
Balans 2009
9
CONCENTRATIE IN NEDERLAND WORDT NA VERKOOP AAN BESTAANDE BUITENLANDSE PARTIJEN IN NEDERLAND HOGER – EXTREEM SCENARIO Productiecapaciteit plus importcapaciteit 100% = 24 GW Overig
1)
2 EDF Delta EON Electrabel
Nuon
Essent
24 GW Overig
20
20
6 9
15
Delta overgenomen door op markt aanwezige buitenlander
19
19
Electrabel
20
20
Nuon overgenomen door buitenlandse speler die ook importeert
24%
26%
Essent overgenomen door buitenlandse speler die ook importeert
Nederland nu
Nederland in extreem consolidatie scenario
1) Inclusief import via veiling, niet toe te wijzen aan partijen
Effect op concurrentie in extreem consolidatie scenario • Van 5 producenten en 2 importeurs naar 4 producenten • Dit is een extreem scenario: overnames door spelers uit GrootBrittannië of Scandinavië zou concentratie niet beïnvloeden, en regulator kan waarschijnlijk regels stellen bij combinaties importeurs en al aanwezige buitenlandse partijen met binnenlandse spelers zoals is gebeurd bij overname Reliant door Nuon • Vergelijking Nederland ‘nu’ en Nederland na splitsing niet zuiver, je moet Nederland in toekomst zonder splitsing met na splitsing vergelijken (kortom, wie blijft onafhankelijk door een IPO)
10
NEDERLAND HEEFT INTERNATIONAAL GEZIEN RELATIEF GOEDE NETWERKEN QUA COMBINATIE EFFICIËNTIE EN KWALITEIT1,2,3) 10 België – gemiddeld (200,24)
2001 cijfers
NL – gemiddeld (179,24)
NL – beste (117,12) Scandinavië – beste (106,46)
Kwaliteit Storingsminuten per klant per jaar
UK gemiddeld (151, 74)
UK beste – best (118, 69)
100 Scandinavië – gemiddeld (>200,127)
Italië (170, 171)
Spanje (131, 179)
200 200
150 Cash kosten / klant €, PPP gecorrigeerd
100
1) 2)
Alleen laagspanning en middenspanning, uitgezonderd hoogspanning. Inclusief netverliezen voor Nederland, UK en Scand. Scandinavië NL+D: N = 12, UK: N = 12, Scandinavië: N = 35; “Beste” komt overeen met gemiddelde beste 2 bedrijven voor Nederland en UK, en beste 3 bedrijven voor Scandinavië 3) Correcties voor dichtheid, lengte net bovengronds en ondergronds, type klanten, toegankelijkheid en bodemgesteldheid, aantal stations etc. leidt tot verbetering gemiddelde positie Scandinavië, rest blijft relatief gezien ongeveer hetzelfde Bron: Energidata
11
NEDERLANDSE NETWERKTARIEVEN ZIJN RELATIEF LAAG €/MWh
LV tarieven
Belgie
Frankrijk
MV tarieven
61
56
Duitsland
Nederland
Bron: The Brattle Group
37
30
67
54
30
20
12
NEDERLAND HEEFT NUMMER 2 POSITIE IN WKCs Percentage van elektriciteitsproductie d.m.v. WKCs
Denemarken
63%
Nederland
53%
Finland
36%
Oostenrijk
26%
Italie Spanje Duitsland
Bron: Eurostat
18% 11% 8%
Belgie
4%
Frankrijk
3%
13
WAARDEVERLIES IS TENMINSTE 2 MLD EURO VOORAL DOOR EIGENDOMS- EN OPERATIONELE UNBUNDLING Stap
Interventiewet
Eigendoms- en operationele unbundling
Waarde-effect € mrd in netto contante waarde
Toelichting
Productie
0
• TBC: compensatie storingen
Distributie • Operationeel
0,03
• € 2 mln. p.j. at 6.6% voor kwaliteitsdocumentatie
• Cross-border leases
0
Levering & overig
• Veronderstelt opname van goede overgangsbepalingen m.b.t. cross-border leases in het wetvoorstel
0
Totaal
0,03
Productie Distributie • Operationeel • Cross-border leases
• € ~1 mld. schuld * 0.2% spread (A+ -> A-). jaarlijkse financiële lasten verdisconteerd tegen 10% • € 60 mln. in eenmalige extra onderpand (10% * geschatte trading van € 600 mln.)
0,1 1,0 0,5-4,0
• • • • •
€ 175 mln. IT investeringen € 25 mln. p.j. in operationele kosten at 6.6% € 20 mln. p.j. in extra corporate staff at 6.6% € 40 mln. in herfinancieringkosten € 110 mln. voor driejarige additionele call center capaciteit
Levering & overig
0,5
• € 500 mln. heronderhandelingskosten tot max. € 4 mrd. in geval van niet heronderhandelbare default
Totaal
2,0-5.5
• € 175 mln. IT investeringen • € 25 mln. p.j. in operationele kosten at 10% • € 3 mln. p.j. in financiële kosten at 10% 14
VOORLOPIG
ER ZIJN GEEN SCHAALVOORDELEN IN NETWERKEN Opex2) per onderhoudsequivalentie unit; geïndexeerd; 2001
250
200
150
100
Evenwicht kostenniveau voor goed gerund distributiebedrijf met schaal voordelen
50
0 100
200
300
400
500
600
700
800
900
Netwerk omvang Onderhoudsequivalentie units, geïndexeerd1) 1) Gecorrigeerd voor netwerklengte, aantal aansluitingen, boven grond/ondergronds, grond condities en toegankelijkheid, aantal stations 2) Exclusief netverliezen Bron: Energidata
15
VERKOOP GEÏNTEGREERD BEDRIJF BRENGT HET MEESTE OP (ALS NETWERK ANDERS NIET VERKOCHT KAN WORDEN) Element
Scenario 1: Splitsing en herkapitalisatie
Scenario 2A: IPO in 2007
Scenario 2B: Strategische verkoop in 2007
Transactie structuur en timing
• Netwerken worden afgesplitst op 1/1/2007 • Totale destructie van waarde is € 2 miljard, geen doorbelasting aan eindgebruikers1) • Herkapitalisatie tot Avoor zowel netwerken als overige activiteiten
• Bedrijven worden geïntegreerd naar de beurs gebracht (IPO) in 2007
• Bedrijven worden geïntegreerd verkocht aan strategische aandeelhouders in 2007
Veronderstellingen rond premies/ discounts
• Overige activiteiten worden verkocht in strategic sale in 2007 met controle premie van 20%
• IPO discount van 5%
• Controle premie van 20% voor geïntegreerd bedrijf
Resultaten
~ € 13 miljard • € 2 miljard herkapitalisatie netwerk • € 6 miljard dividenden netwerk • € 5 miljard overigen
~ € 13 miljard • € 8,5 miljard netwerk • € 4,5 miljard overige onderdelen
~ € 17 miljard • € 11 miljard netwerk • € 6 miljard overige onderdelen
1) Exclusief afkoopwaarde cross border leases
16
BIJLAGE 5
Publicatiedatum: 20/8/2004
Financiele strop dreigt voor energiesector Verplichtingen uit leasetransacties zijn klap voor energiebedrijven na afsplitsing netwerk VAN ONZE CORRESPONDENT DEN BOSCH - De continuiteit van de Nederlandse stroomvoorziening komt op het spel te staan. Als het kabinetsplan om de elektriciteitsnetwerken af te splitsen van energiebedrijven doorgaat, dreigt een financiele strop tot euro5 mrd voor energiebedrijven als Nuon, Eneco en Essent. Dat schrijft Peter van den Oetelaar in de vandaag te verschijnen Economisch Statistische Berichten. Van den Oetelaar werkt als internationaal financieel adviseur voor de energiesector. Hij benadrukt het artikel niet in opdracht te hebben geschreven en zegt zich te baseren op onafllankelijk onderzoek. Van den Oetelaar stelt dat minister Brinkhorst (Economische Zaken) bij zijn besluit onvoldoende rekening gehouden heeft met de financiele verplichtingen van de sector aan Amerikaanse investeerders, door ingewikkelde leaseconstructies. Deze investeerders kunnen forse vergoedingen eisen als de netwerken - het financieel sterke deel van de energieconcerns - worden losgekoppeld. Afgelopen voorjaar heeft Brinkhorst besloten de netwerkbedrijven los te halen van de productie- en leveringsbedrijven. De D66-minister wil daarmee zeker stellen dat stroombedrijven met een netwerk geen concurrentievoordeel hebben ten opzichte van handelsbedrijven zonder net. Grote Nederlandse energiebedrijven zijn fel tegen het plan gekant. De Kamer moet het wetsvoorstel nog bespreken, maar de grote partijen lijken het plan te steunen. 'Net als Brinkhorst hebben de kamerleden onvoldoende kennis van de financiele gevolgen van het besluif, stelt Van den Oetelaar. 'Er is een gebrek aan kennis over de talrijke leaseconstructies in de sector. Die leasetransacties zijn bijzonder ingewikkeld en, toegegeven, bedrijven zijn daar in het verleden ook schimmig over geweest.' Vermoedelijk is zo'n 50% tot 60% van alle kabels, leidingen en centrales in Nederland verkocht en weer teruggeleast. Dat komt neer op een bedrag van zo'n euro 22 mrd. 'Als de netwerken worden afgesplitst van het energiebedrijf, dan bestaat het risico dat deze energiebedrijven flink in de buidel moeten tasten om hun leasecontracten af te kopen. Want ik verwacht niet dat Amerikaanse investeerders akkoord zullen gaan met de nieuwe situatie, waarin de moederbedrijven hun netwerken kwijtraken. Daarmee is immers hun kredietwaardigheid verminderd. En de Nederlandse bedrijven hebben de verplichting de kredietwaardigheid op peil te houden. Slagen zij daar onvoldoende in, dan zullen Amerikaanse investeerders de vooraf afgesproken som voor vroegtijdige beeindiging opeisen, dan wel zeer dure garanties vragen van zeer kredietwaardige banken', aldus de adviseur. Volgens hem is de kans daarop groot nu de Amerikaanse belastinginspecteurs ook nog eens minder coulant zijn over cross border leaseconstructies. Onder tussen is het geld dat de Nederlandse energiebedrijven kregen voor de transacties weggevloeid. 'De energiebedrijven hebben in totaal zo'n euro900 mln verdiend met de transacties. Zij kregen het fiscale voordeel in de VS uitgekeerd van Amerikaanse investeerders. 'Maar dat geld is vaak uitgekeerd aan de aandeelhouders, te weten de gemeenten en provincies', aldus Van den Oetelaar. Een manier om een financieel debacle te voorkomen is via overheidsgaranties. Den Haag moet dan garant staan voor de leaseverplichtingen voor de resterende contractperiode (tien
tot vijftien jaar), stelt Van den Oetelaar. 'Maar dat is een theoretische oplossing', voegt hij er aan toe. 'Ik neem aan dat het ministerie van Financien niet voor euro 5 mrd risico wil lopen.'
Energiesector drijft op Amerikaanse leaseconstructies In de Nederlandse energiesector is de afgelopen tien jaar veelvuldig gebruikgemaakt van financieel aantrekkelijke leaseconstructies, de zogeheten cross-border-leasetransacties. Met deze contracten verkopen of verhuren energieconcerns delen van hun activa - de centrales en netwerken - aan Amerikaanse investeerders. Vervolgens huren de Nederlandse bedrijven deze gebruiksrechten onmiddellijk terug en aan het einde van de termijn (twintig jaar of langer) koopt de Nederlandse holding de activa terug tegen de vooraf vastgestelde prijs. De constructie wordt gebruikt om belastingvoordeel op te strijken in de Verenigde Staten. Amerikaanse investeerders kunnen de gekochte of gehuurde netwerkdelen en centrales op hun balans zetten en afschrijven, waardoor ze een lagere winst boeken en minder belasting verschuldigd zijn. Het financiele voordeel wordt gedeeld met de Nederlandse energieconcerns. De risicoverdeling tussen beide partijen is als volgt: Amerikaanse investeerders dragen het fiscale risico. Als het belastingsysteem in de VS wijzigt lopen de investeerders het risico. De Nederlandse energiebedrijven dragen financiele, economische risico's. Zij moeten gedurende de leaseperiode voldoen aan eisen aan de kredietwaardigheid en de bedrijfsresultaten. Copyright (c) 2004 Het Financieele Dagblad
BIJLAGE 6
BIJLAGE 7
BIJLAGE 8
BIJLAGE 9
BIJLAGE 10
Huidig voorstel splitsing energiebedrijven gaat verder dan vrijwel alle andere Europese landen Volledige afsplitsing in geen enkel ander EU-land aan de orde Overzicht huidige situatie wetgeving Europese lidstaten met betrekking tot unbundling Administratieve unbundling Niet pro-actief
Pro-actief
Juridische unbundling Geen bepalingen bestuurder
50% onafhankelijk bestuurder
Eigendom unbundling 100% onafhankelijk bestuurder
(Gedeeltelijk) Aandeelhouderschap aandeelhouderschap niet toegestaan toegestaan
Zweden
Duitsland
Noorwegen
Italië
België Wallonië
Frankrijk
Spanje
België Vlaanderen (feitelijk)
Nederland (Interventiewet)
Nederland
Denemarken
Nederland (volledige afsplitsing)
België Vlaanderen(1) (wetgeving)
UK
Mate van unbundling (1) Wetgeving stelt maximum 30% aandeel van netbeheerder in eigendom van leverings- en productiebedrijven. Werkelijke situatie is dat Electrabel nog 60% aandeel in locale distributiebedrijven heeft Bron: Internationale benchmark privatisering; Deloitte & Touche
BIJLAGE 11
Bijna alle grote Europese energiebedrijven zijn eigenaar van distributiebedrijven Eigenaar distributienetwerk?
EdF RWE E.ON ENEL
9 9 9 9
Centrica
EnBW
9 9 9 9 9
Scottish Power
9
Endesa Electrabel Vattenfall Iberdrola
Privaat bedrijf?
9 9 Gedeeltelijk
9 9 9 9 9 9
BIJLAGE 12
Distributienetten zijn in handen van geïntegreerde bedrijven, er worden geen grote veranderingen verwacht Andere spelers
Andere spelers
Fenosa
PPL
S&SE
Fortum
EdF
Mid American
Iberdrola
Sydkraft (E.ON)
ENEL
EnBW Vattenfall PowerGen (E.ON)
E.ON
Privaat
Endesa
Vattenfall
Spanje
Zweden NL België
EdF
Gemengd
Andere spelers Delta
Scottish Power Andere spelers (Voornamelijk Stadtwerken met minderheidsdeelneming van RWE, E.ON, Vattenfall en EnBW energiebedrijven)
25
Publiek
Cantabrico
43 distributiebedrijven (onder toezicht van Electrabel)
50
United Utilities
NUON
75
Andere spelers
ENECO
Markt100 aandeel(1) (%)
Essent
Overzicht aandeelhouderschap Europese distributiebedrijven
RWE
0 Duitsland
Frankrijk(2)
(1) Op basis van aantal aansluitingen (2) Voorstellen in de maak door Franse overheid tot gedeeltelijke privatisering EdF Bron: UDI November 2000; pers; jaarverslagen
U.K.
Italië
Aantal klanten
BIJLAGE 13
Splitsing zal in ieder geval leiden tot een kostenverhoging van EUR 2,5 mld in eerste vijf jaar Minimaal EUR 72 per huishouden per jaar, tot waarschijnlijk EUR 170 per jaar Kostenstijgingen1,2)
Eenmalig minimum/waarschijnlijk
Jaarlijks
Levering Levering Productie
Herinrichting ICT Afname kredietwaardigheid Dissynergie
175/175 mln 30 mln 50 mln
Productie Brandstof
Afname kredietwaardigheid Cross Border Leases Regulatory risk
50 mln 200/1.600 mln 200 mln
Brandstof Afname kredietwaardigheid
Netwerk
Dissynergie Herinrichting ICT Cross Border Leases
Huidige kosten Na splitsing 1)
20 mln
Netwerk4)
Totaal
p.m. 175/175 mln 300/2.400 mln
850/4.300 mln
350 mln
Kostenstijgingen voor Energiesector in NL Analyse gebaseerd op de gedachte dat 100 mln concernbrede herstructureringskosten (herfinanciering, juridisch, fiscaal) op de aandeelhouders afgewenteld worden 3) Tarieven voor netwerk zijn reeds gebaseerd op regulatory Wacc en zullen niet veranderen bij slitsing of herfinanciering 4) Brandstofkostenstijging alleen voor gesplitste bedrijven, dus exclusief E.on en Electrabel 2)
BIJLAGE 14
BIJLAGE 15
