Persbericht TARIEVEN 2005 VOOR HET VERVOER EN DE DISTRIBUTIE VAN AARDGAS EN ELEKTRICITEIT

Brussel, 13 januari 2005

Persbericht TARIEVEN 2005 VOOR HET VERVOER EN DE DISTRIBUTIE VAN AARDGAS EN ELEKTRICITEIT

1. Aardgasmarkt : de CREG keurt de tariefvoorstellen voor 2005 goed en legt voorlopige tarieven voor het gebruik van het vervoersnet en het distributienet voor aardgas op De CREG heeft binnen de wettelijk vastgestelde termijnen de tariefvoorstellen voor het jaar 2005 van de beheerders van het vervoersnet en het distributienet voor aardgas ontvangen. Na een eerste onderzoek van de tariefvoorstellen en de aanvullende informatie, heeft de CREG besloten alle tariefvoorstellen te verwerpen. Ze heeft de beheerders gevraagd aangepaste tariefvoorstellen in te dienen die voldoen aan verschillende door de CREG aangestipte punten, zodat zij tot het goedkeuren ervan zou kunnen beslissen. Alle beheerders hebben binnen de toegewezen termijn een aangepast tariefvoorstel bij de CREG ingediend. Tarieven voor het gebruik van het aardgasvervoersnet Op 9 december 2003 heeft de CREG het aangepaste tariefvoorstel goedgekeurd van de beheerders van het aardgasvervoersnet, namelijk Fluxys, dat de overbrenging en opslag van het aardgas verzekert en Fluxys LNG, dat de aardgasterminal van Zeebrugge exploiteert. In 2005 zal het vorig jaar ingevoerde systeem van het onderschrijven van overbrengingscapaciteit «entry-exit» worden voorgezet. Dit systeem biedt de netbeheerders een grotere soepelheid en vergroot de liquiditeit van de aardgasmarkt. De CREG wijst erop dat de overbrengingstarieven voor de vijfde opeenvolgende keer sinds de vrijmaking van de markt in 2000 zijn gedaald. Deze daling zet zich door in 2005. De tarieven voor het gebruik van de opslaginstallaties en de terminal kenden eveneens een daling tussen 2004 en 2005. Fluxys en Fluxys LNG behoren tot de operatoren die de laagste tarieven op Europees niveau toepassen. Verder stellen deze tarieven Fluxys en Fluxys LNG in staat hun kosten te dekken en leveren ze een billijke winstmarge op die het mogelijk maakt het in het net geïnvesteerde kapitaal te vergoeden en investeringen met het oog op de toekomst te doen. Tarieven voor het gebruik van het aardgasdistributienet Na onderzoek van de aangepaste tariefvoorstellen van de distributienetbeheerders (intercommunales), heeft de CREG de tarieven goedgekeurd van 6 distributienetbeheerders (ALG, INTERELECTRA-PLIGAS, INTERGAS NETBEHEER, IVEG, SIBELGA en WVEM) en geldig verklaard voor heel het jaar 2005. Voorlopige tarieven werden voor een periode van drie maanden opgelegd aan 13 distributienetbeheerders (GASELWEST, IDEG, IGAO, IGH, IMEWO, INTERGEM, INTERLUX, INTERMOSANE, IVEKA, IVERLEK, SEDILEC, SIBELGAS NOORD, SIMOGEL), omdat ze niet volledig voldeden aan de opmerkingen die de CREG in haar eerste beslissing over hun tariefvoorstel had gemaakt. De CREG stelt vast dat op Belgisch vlak de meeste distributietarieven voor 2005 gedaald zijn ten opzichte van de tarieven voor 2004.

Persbericht CREG

13/01/2005

1/2

2. Elektriciteitsmarkt : de CREG beslist over de goedkeuring van de tariefvoorstellen transmissie en distributie van elektriciteit voor het exploitatiejaar 2005

Goedkeuring van de tariefvoorstellen 2005 / Opleggen van voorlopige tarieven voor de transmissienetbeheerder en de distributienetbeheerders voor elektriciteit Na een eerste onderzoek van de tariefvoorstellen en na ontvangst van de gevraagde bijkomende inlichtingen, besliste de CREG om alle tariefvoorstellen af te wijzen en dus aangepaste tariefvoorstellen te vragen. Deze aangepaste tariefvoorstellen dienden te worden aangepast op die punten die in de eerste beslissing van de CREG werden aangegeven, teneinde een goedkeurende beslissing te bekomen. Zowel de transmissienetbeheerder als de distributienetbeheerders hebben binnen de voorziene wettelijke termijnen een aangepast tariefvoorstel bij de CREG ingediend. Op basis van deze aangepaste tariefvoorstellen werden voor de transmissienetbeheerder en voor 15 van de 26 distributienetbeheerders voorlopige tarieven opgelegd (voor een periode van drie maanden), aangezien zij niet volledig tegemoet kwamen aan de opmerkingen van de CREG, zoals geformuleerd in haar beslissing bij het eerste tariefvoorstel. Bijgevolg werden voor 11 distributienetbeheerders (AIEG, AIESH, ALE, DNB BA, Gemeentelijk Havenbedrijf Antwerpen, INTERELECTRA, IVEG, régie de Wavre, PBE, Sibelga et WVEM) tarieven goedgekeurd voor het volledige jaar 2005. Voor de transmissienettarieven kan een dalende trend worden vastgesteld afhankelijk van het soort typeklant van +7% tot +13% zonder rekening te houden met toeslagen. Aan de kostenzijde is een daling van de onderliggende kosten voor ondersteunende diensten en van de billijke vergoeding het meest opvallend. Aan de opbrengstenzijde werd rekening gehouden met een verbetering in de afnameprofielen van de klanten en met een tarief-excedent verrekend uit 2003. De evolutie van de distributienettarieven is verschillend van regio tot regio. Niettegenstaande zijn een aantal factoren van toepassing voor de drie regio’s: de impact van de benchmarking, de impact van de berekening bonus/malus 2003 alsook de daling inde intrestvoet die meespeelt in de berekening van de billijke winstmarge. Deze factoren komen volledig in mindering van de tarieven, maar worden tenietgedaan door een stijging in de post “Netverliezen”. In Vlaanderen dalen de tarieven over het algemeen met 8% tot 20%, afhankelijk van het spanningsniveau en het verbruiksprofiel. Deze daling is het gevolg enerzijds van de factoren zoals hiervoor beschreven en anderzijds van een gereguleerde financieringsstructuur en het verwerpen van een aantal onredelijke kosten. Brussel ziet zijn tarieven dalen met 5% tot 17%. Door de verdere vrijmaking van de elektriciteitsmarkt in het Brussels gewest (professionele klanten zijn vrij vanaf 1 juli 2004), de geanticipeerde opbrengst voor de financiering van de openbare dienstverplichtingen neemt toe (art. 26 van de elektriciteitsordonnantie), en laat zo toe om een belangrijk deel van de kosten van de openbare dienstverplichtingen te dekken, met dalende tarieven als gevolg. In Wallonië vertonen de distributienettarieven over het algemeen een daling voor het merendeel van de klantengroepen. Deze evolutie dient voor twee van de distributienetbeheerders te worden gerelativeerd aangezien zij in 2004 opgelegde tarieven kregen door de CREG. Een vergelijking met 2004 is dus niet mogelijk, temeer één van deze distributienetbeheerders relatief veel groter is geworden. NADERE INLICHTINGEN : - Elektriciteit : Guido DEBIE, Hoofdadviseur, Directie voor de controle op de prijzen en de rekeningen op de elektriciteitsmarkt, tel. + 32 (2) 289.76.55 – e-mail: [email protected] - Gas : Laurent JACQUET, Eerstaanwezend adviseur, Directie voor de controle op de prijzen en de rekeningen op de aardgasmarkt, tel 02/289.76.63 – e-mail : [email protected]

Persbericht CREG

13/01/2005

2/2

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas

Persconferentie Distributienet- en transmissienettarieven 2005

Directeur de heer Guido Camps Controle prijzen en rekeningen op de elektriciteitsmarkt

1

Inhoudstafel 1. Distributie •

•

Distributietarieven ¾ Vlaanderen ¾

Wallonië

¾

Brussel - Hoofdstad

Benchmarking

2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en 2005 6. Bijlagen 2

Distributietarieven De evolutie van de distributietarieven varieert sterk tussen enerzijds de gewesten en anderzijds de klantengroepen Gewest

Klantengroepen Klantengroepen Residentieel

Industrieel

Vlaanderen Wallonië

**

**

Brussel

Determinerende factoren voor de drie gewesten Exogene factoren onafhankelijk van de beslissingen van de CREG In het algemeen verlaagt een daling in de intrestvoet de ontvangen billijke winstmarge van de distributienetbeheerders. Dit effect komt volledig in mindering van de tarieven, maar wordt tenietgedaan door een stijging in de post “Netverliezen” verklaard door een stijgende energieprijs. Endogene factoren beïnvloed door de beslissingen van de CREG Verlagende impact van de Bonus/Malus 2003* op de tarieven 2005. Daarenboven werd in 2004 een benchmarking uitgevoerd (zie transparanten 16-22) die een totale vermindering op de tarieven 2005 had van 5.221.400€ en dit voor de drie gewesten samen. * Zie volgende transparant **Kleine daling afhankelijk van het klantenprofiel

3

Bonus/Malus 2003 Het betreft een regularisatie op basis van de vergelijking tussen de goedgekeurde budgetten 2003 en de werkelijke cijfers 2003. De CREG berekent ieder jaar de bonus/malus en dit in overeenstemming met artikel 24 van het koninklijk besluit van 11 juli 2002. De bonus/malus wordt als volgt bepaald: Opbrengsten 2003

OBM

TBM

Kosten 2003

Opbrengsten 2003

Kosten 2003

OBM = overschot bruto marge TBM = tekort bruto marge Voor de tariefperiode 2003 werd, voor de distributie, door de CREG een globaal bedrag van €79.872.469 berekent dat in mindering diende te worden gebracht van de tarieven 2005. Behalve EVGHA kennen alle DNB’s een negatieve impact op hun tarieven schommelend tussen 0 en 19.7 miljoen euro.

4

Distributietarieven in Vlaanderen Evolutie van de distributietarieven in Vlaanderen tussen 2004 en 2005 per typeklant In Vlaanderen dalen de tarieven over het algemeen met 8% tot 20%. Deze daling is te wijten aan een aantal door de CREG genomen maatregelen, bovenop deze die geldig zijn voor de drie gewesten (zie vorige transparant), een gereguleerd financieringsstructuur (21.875.279€) en het verwerpen van een aantal onredelijke kosten zoals de kosten voor de captieve markt (impact: 7.584.457€). Wetende dat de tarieven nog steeds de kosten voor de distributie van groene stroom bevatten, kunnen we besluiten dat de tarieven eigenlijk een grotere daling kennen. Daarnaast verhogen de kosten voor openbare verlichting de tarieven, aangezien dit nu een openbare dienstverplichting is.

2004 2005

€/jaar 350 300 250

Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh.

200 150 100 50 0 M A O E E W G E IM R IM TE IN

D A K R K LE OO E R N IV E IV AS LG E IB S

De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW en Elia-heffing

T M S E E G W A L E S A G

Z A G TI E TR -E C IV M LE E E V R W TE IN

E B P

A C H IA /G B V E

Opmerking: de definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage 5

Distributietarieven in Vlaanderen €/jaar 1.800 1.600 1.400

Residentiële typeklant Eurostat De met een jaarlijks verbruik van 20.000kWh.

1.200 1.000 800 600 400 200 0 M E G R TE IN

A E IM

O W E IM

D T Z A A K R S R TI K E O E LE CT E O R IV M LW N E LE E E S IV E V S A R A W G G L TE E IN IB S

G M E E G IV A

2004 2005

A C H IA /G B V E

E B P

€/jaar

4.500 4.000


3.500 3.000 2.500 2.000

Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van 50.000kWh. Opmerking: de definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

1.500 1.000 500 0 Z M TI E -E G R M E TE V IN W

A RA E T M C I LE E R TE IN

G E IV

A K E IV

D T K O E R S E B O W LE P E O R LW N E IM E S IV S A A G LG E IB S

A M H E G /G V A E

C IA B

6

Distributietarieven in Vlaanderen €/jaar 45.000 40.000 35.000

Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijkse verbruik van 1.250.000kWh.

30.000 25.000 20.000 15.000 10.000

2004 2005

5.000 0 M E G R TE N I

G E IV

D T Z A K A O S E R TI E E TR E O B W E L P O E IM EC R M LW N E IM L E E S IV E V S A R A W G LG TE E IN B I S

A K E IV

A M H E /G G V A E

C IA B

€/jaar

160.000

120.000

1.370.000

100.000


80.000 60.000

Industriële typeklant Eurostat Ih met een jaarlijkse verbruik van 50.000.000kWh. Opmerking : De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

40.000 20.000 0 M E G A

C M IA GE B R TE IN

T A K S K LE WE E R IV L E E IV S A G

A E IM

O W E IM

G E IV

*PBEOORD

S A LG E IB S

N

Z A A TI H TR -E /G C V M E E LE V E R W TE IN

* PBE heeft geen klanten op TransMS in 2004

7

Vergelijking van de distributietarieven 2005 voor de DNB’s Imewo et Interelectra

Gebruik van het net Metering* Netverliezen Heffingen**

Verklaring van de varianties - Gebruik van het net : de verdeling van de klanten over de verschillende klantengroepen verschilt sterk tussen de verschillende DNB’s - Netverliezen : de prijs van de netverliezen verkregen door de DNB’s van de gemengde sector is voordeliger dan deze van de DNB’s van de zuivere sector - Heffingen : de DNB’s van de gemengde sector hebben een heffing voor niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen en Imewo heeft een belasting geheven om de aangesloten gemeenten te vergoeden Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh.

€/jaar

Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van 1.250.000kWh.

€/jaar

200

18.000

180

16.000

160

14.000

140

12.000

120

10.000

100

8.000

80

6.000

60 40

4.000

20

2.000

0

0

Imewo


Interelectra

Imewo

Interelectra

* Meterhuur inbegrepen ** Heffingen niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen en de retributie voor de gemeenten

8

Vergelijking van de distributietarieven 2005 voor de DNB’s Imewo et Interelectra – gebruik van het net Iedere DNB heeft een andere structuur qua aantal klanten, lengte van de lijnen, infrastructuurkosten, verbruikte energie, aansluitvermogen, … en dit op ieder spanningsniveau. Dit brengt een verschillende kost per spanningsniveau met zich mee. De kosten van Imewo toegewezen aan laagspanning voor het gebruik van het net zijn ongeveer 20% lager, terwijl het aantal vervoerde MWh meer dan 40% hoger ligt dan op laagspanning bij Interelectra Voorbeeld (de gebruikte gegevens zijn niet reëel)

B

A

Kostensoorten op de post « gebruik van het net »

Kosten toegewezen aan laagspanning

Verbruikte energie op laagspanning

Infrastructuur (investeringen)

Imewo 8.000.000€

Imewo 2.000.000MWh

Personeelskosten

Interelectra 10.000.000€

Interelectra 1.400.000MWh

Onderhoud Billijke vergoeding

Berekening tarieven laagspanning voor gebruik van het net

A/B = €/MWh

Imewo

4€/MWh

Interelectra

7,14€/MWh 9

Distributietarieven in Wallonië 2004 2005

Evolutie van de distributietarieven in Wallonië tussen 2004 en 2005 per typeklant (voor reeds in aanmerking komende klanten of die in de toekomst in aanmerking komen)

Wallonië ziet zijn tarieven over het algemeen dalen met 0% tot 7%. Dit is het gevolg van het verwerpen van een reeks onredelijke kosten. AIEG en Waver hebben voor 2005 een verschillende tariefstructuur dan deze van 2004. In 2004 had de CREG aan beide de tarieven van Simogel opgelegd (zonder heffingen). In 2005, is de omvang van AIEG fundamenteel verschillend van het verleden door een inbreng in gebruik. €/jaar 250 200

Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh.

150 100 50 0 E L R E V G A O W IM S

G IE A

C E IL D E S

H IE

De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW

W W T S E E B P LW E S A G

E G N E A ID OS M R TE IN

T S LE E A R TE IN

X H S LU IE R A TE IN

Opmerking: de definitie van de typeklanten werden opgenomen in bijlage 10

Distributietarieven in Wallonië €/jaar 1.400 1.200

Residentiële typeklant Eurostat De met een jaarlijks verbruik van 20.000kWh.

1.000 800 600 400

2004 2005

200 0 E L C R E E V G IL A O D W E IM S S

H T IE ES W L E S A G

W

G E ID

E X T N W S A E LU E S B R R O P TE TE M R IN IN E T IN

G IE A

LE A

H S IE A

€/jaar

4.500


4.000 3.500 3.000 2.500

Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van 50.000kWh.

2.000 1.500 1.000 500 0 W

Opmerking: De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

T E S E B P W L E S A G

W

E L R E V G A O W IM S

H S IE A

C E IL D E S

LE A

*

T S E R TE IN

H IE

G IE A

E X G N E A LU D S I R O TE M R IN E T IN

* PBE heeft geen klanten op TransMS in 2004

11

Distributietarieven in Wallonië €/jaar 45.000 40.000

Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van 1.250.000kWh.

35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000

2004 2005

5.000 0 W L W T E S E G E B O P IM LW S E S A G

G IE A

LE A

E C R E V IL A D W E S

H IE

T H S S E IE R A TE IN

E X N G E A LU D S I R O TE M R IN E T IN

€/jaar 270.000


240.000 210.000 180.000 150.000

Industriële typeklant Eurostat Ih met een jaarlijks verbruik van 50.000.000kWh.

120.000 90.000 60.000 30.000 0

Opmerking: De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

G IE A

E R V A W

E W L T X C N E S T A LE E LU S G I S E R R O D O E IM TE TE M LW S S N R E IN I E S T A G IN

H IE

G E ID

E B P

*

W

H S IE A

LE A

* PBE heeft geen kanten op TransMS in 2004

12

Distributietarieven in Brussel Evolutie van de distributietarieven in Brussel tussen 2004 en 2005 per typeklant (enkel voor in aanmerking komende klanten)

2004 2005

Brussel ziet zijn tarieven dalen met 5% tot 17%. Door de verdere vrijmaking van de elektriciteitsmarkt in het Brussels gewest (professionele klanten zijn vrij vanaf 1 juli 2004), de geanticipeerde opbrengst voor de financiering van de openbare dienstverplichitngen neemt toe (art. 26 van de elektriciteitsordonnantie),en laat zo toe om een belangrijk deel van de kosten van de openbare dienstverplichtingen te dekken, met dalende tarieven als gevolg. Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh.

Residentiële typeklane Eurostat De met een jaarlijks verbruik van 20.000kWh. €/jaar

€/jaar

700

160 155

680

150 145

660

140 640

135 130

620

125 600

120 SIBELGA


SIBELGA

Opmerking: de defintie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage 13

Distributietarieven in Brussel 2004 2005

Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van 50.000kWh. €/jaar 3.200

2.900

Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van 1.250.000kWh

2.600

2.300 32.000

€/jaar

2.000 SIBELGA

30.000

28.000

Opmerking: de defintie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

26.000

24.000


SIBELGA 14

Inhoudstafel 1. Distributie •

Distributietarieven

•

Benchmarking

2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en 2005 6. Bijlagen

15

A. Benchmarking van de reële kosten 2003 gebruikte variabelen

Evaluatie van de « efficiëntiekost » van de DNB’s door hun beheersbare kosten tegenover acht fysieke outputs te plaatsen. Beheersbare kosten : Totale kosten min de volgende elementen : - Totale transportkosten; - Vennootschapsbelasting; - Andere belastingen (andere dan vennootschapsbelasting); - Onroerende voorheffing; - Kosten i.v.m. ODV’s; - Vergoeding voor gebruik van het openbaar domein ; - Kosten voor niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen.

Fysieke outputs : 1. Doorgevoerde energie; 2. Doorgevoerde energie (LS); 3. Aantal toegangspunten (HS); 4. Aantal toegangspunten (LS); 5. Maximaal vermogen; 6. Lengte van het circuit (HS); 7. Lengte van het circuit (LS); 8. Aantal transformatoren.

16

A. Benchmarking van de reële kosten 2003 belangrijkste resultaten Resultaten van de efficiëntiemeting : een score tussen 0% (inefficiënt) en 100% (efficiënt) 100,00% 90,00%

70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00%

Aantal efficiënte DNB's (#) Gemiddelde efficiëntie (%) Minimum efficiëntie (%)

11 90,3% 70,2%

DNB5

DNB24

DNB18

DNB14

DNB12

DNB17

DNB19

DNB27

DNB9

DNB16

DNB1

DNB8

DNB25

DNB13

DNB7

DNB6

DNB4

DNB3

DNB26

DNB23

DNB22

DNB20

DNB2

DNB11

0,00% DNB10

Efficiëntiescores

80,00%

17

B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 Basisveronderstellingen

Steunend op twee basisveronderstellingen : 1.

Er wordt geen enkele kostenverhoging aanvaard (bij constante prijzen) tussen de reële cijfers 2003 en de cijfers 2005 ;

2.

De rol van de benchmarking wordt beperkt : - de inefficiëntie gemeten in 2003 dient slechts voor een vierde te worden weggewerkt in 2005; - de jaarlijkse vermindering in de kosten die wordt afgeleid uit de benchmarking 2003 wordt beperkt tot 8%.

18

B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 overzicht van het algoritme

19

C. Resultaten van het algoritme Impact op de tariefvoorstellen 2005

3.000,00 2.500,00 2.000,00 1.500,00 1.000,00 500,00

DNB4

DNB12

DNB10

DNB6

DNB19

DNB18

DNB8

DNB13

DNB14

DNB17

DNB25

DNB20

DNB26

DNB16

DNB7

DNB11

DNB3

DNB2

DNB1

DNB9

DNB22

DNB5

DNB23

DNB24

0,00 DNB27

Opgelegde kostenreducties in 2005 (kEUR)

Op basis van het algoritme werden voor 2005 aan zes distributienetbeheerders bijkomende kostenreducties opgelegd en dit voor een totaal bedrag van 5.221.400 EUR.

20

C. Resultaten van het algoritme Vergelijking tussen de werkelijk beheersbare kosten 2003 en de goedgekeurde 2005 (constante prijzen 2003) 1.400.000,00 -7,61%

1.200.000,00 1.000.000,00 800.000,00 1.214.290,22

1.121.866,56

600.000,00 400.000,00 200.000,00 Werkelijke beheersbare kosten 2003 (kEUR)

Goedgekeurde beheersbare kosten 2005 (kEUR 2003)

Belangrijkste redenen voor de daling : - benchmarking en controle van de individuele dossiers ; - kostenbeheersende maatregelen door de DNB’s. 21

C. Resultaten van het algoritme Indicaties van de kostenreducties tot 2008

12.000,00 10.000,00 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00

DNB4

DNB12

DNB10

DNB6

DNB19

DNB18

DNB8

DNB13

DNB14

DNB17

DNB25

DNB20

DNB26

DNB16

DNB7

DNB11

DNB3

DNB2

DNB1

DNB9

DNB22

DNB5

DNB23

DNB24

0,00 DNB27

Kostenreducties tegen 2008 (kEUR2005)

Tegen 2008 dienen elf distributienetbeheerders bijkomende kostenbesparingen te realiseren voor een totaal bedrag van ongeveer 48 miljoen euro.

22

Inhoudstafel 1. Distributie 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en 2005 6. Bijlagen

23

Captieve markt Volgens het ministerieel besluit van 8 december 2004 tot wijziging van het ministerieel besluit van 12 december 2001 houdende vaststelling van de maximumprijzen voor de levering van elektriciteit:

2004 2005

Vanaf 1 juli 2004 (met retro-actief effect) genieten de captieve klanten met een tweeurentarief en een aansluitvermogen lager dan 30kVA van een reductie in de vaste term op hun factuur.

Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh waarvan 2.200 dag en 1.300 nacht €/jaar 440 435 430 425 420

Dit zijn volledige tarieven maar exclusief BTW en belastingen en heffingen

415 410 Captief

24


25

Transmissietarieven in 2005 De transmissietarieven kennen sinds het begin van de regulering een constante daling dankzij de aanhoudende inspanningen van de TNB. Tussen 2004 en 2005, is de daling van de tarieven het gevolg van zowel de beheersing van de kosten die aan de grondslag liggen van de tarieven als van de nauwgezette controle van de volumes en de afnameprofielen. Aan de kostenzijde is een daling van de onderliggende kosten voor ondersteunende diensten en van de billijke vergoeding het meest opvallend.

Type 1 Evolutie/2001

-

-5%

€/jaar -24%

-32%

-42%

3.500.000 3.000.000 2.500.000 2.000.000

Aan de opbrengstenzijde werd rekening gehouden met een verbetering in de afnameprofielen van de klanten en met een tariefexcedent verrekend uit 2003.

1.500.000 1.000.000 500.000 0 01 20

Typeklant

Tarieven exclusief BTW en belastingen en heffingen

1 2 3

02 20

Spanningsniveau 380/220/150 kV Transf 70/36/30 kV 70/36/30 kV

03 20

04 20

Vermogenspiek 75 25 2,5

05 20

Energie verbruik Gebruiksduur (GWh) (h) 420 5600 145 5800 13,5 5400 26

Transmissietarieven in 2005 Evolutie/2001

En €/an 1.500.000

-

-6%

-30%

-36%

-44%

1.200.000

Type 2 met een jaarlijks verbruik van 145 GWh en een vermogen van 25MW

900.000 600.000 300.000 0

€/jaar

01 20

02 20

03 20

05 20

04 20

Evolutie/2001

-

-7%

-32%

-37%

-43%

200.000 160.000

Type 3 met een jaarlijks verbruik van13.5 GWh en een vermogen van2.5MW

120.000 80.000 40.000 0


€/jaar

01 20

02 20

03 20

0 20

4

05 20 27


28

Evolutie belastingen en heffingen Evolutie van de belastingen en heffingen op transmissieniveau van januari 2003 tot januari 2005 In €/MWh

jan-05

jun-04

Evolutie 04 vs 05

Jan-03

Evolutie 03 vs 04

Federaal Energiebijdrage* CREG Financiering van de denuclearisatie Kyotofonds - CO2 uitstoot Financiering sociaal fonds ** Beschermde klanten - sociale tarieven Totaal

1,9088 0,1144 0,6615 0,3140 0,3256 0,3176 3,6419

1,9088 0,0868 0,7176 0,3225 0,3216 0,2021 3,5594

0% 32% -8% -3% 1% 57% 2%

1,3600 0,1049 0,5446 0,3583 0,3177 0,0000 2,6855

40% -17% 32% -10% 1% 100% 33%

Vlaamse geweest Promotie REG*** Gebruik van het openbare domein*** Elia-heffing

0,0756 0,0000 4,9100

0,0769 0,0093 0,0000

-2% -100% NS

0,0777 0,0850 0,0000

-1% -89% NS

Waalse geweest Gebruik van het openbare domein

0,2351

0,2956

-20%

0,2956

0%

* van toepassing op laagspanning ** geldig sinds juli 2003 *** nvt op het netwerk tussen 380 en 150kV Opmerking : de heffingen zijn exclusief BTW (onafhankelijk van het feit of ze al dan niet aan BTW onderworpen zijn) 29


30

Evolutie van de componenten van de elektriciteitsfactuur voor 2 typeklanten, tussen 2000 en 2005 We stellen vast dat voor de eerste klant (type2), aangesloten op het transmissienet, de gereguleerde kosten (transmissie) een constante daling kennen sinds het begin van de regulering. Daartegenover staat een stijging in de productiekosten door een stijging in de kosten voor brandstoffen (Nc).

Typeklant 2 - Federaal cent€/kWh

2000 Productiekost Fuel Cost Andere Kosten Gemiddelde Nc Transmissiekost Distributiekost Totaal

2001

2002

2003

2004

2005

2,9502 1,7542 1,1960 1,0331 Captieve Markt

3,1307 1,9347 1,1960 1,1394 0,9833

3,0929 1,8968 1,1960 1,1171 0,9226

3,0902 1,8941 1,1960 1,1155 0,6890

3,4478 2,2517 1,1960 1,3261 0,6312

3,7210 2,5249 1,1960 1,4870 0,5506

5,6700

4,1140

4,0155

3,7791

4,0789

4,2716

Spanningsniveau


Energie

kWh normale uur KWh stille uur kWh totaal

Vermogen

kW normale uur KW stille uur

Gebruiksduur

normale uur stille uur Totaal

Ic

type 2

Middenspanning Distributie

Transf 70/36/30kV Transmissie

160.000 0 160.000

145.000.000 0 145.000.000

100 100

25.000 25.000

1.600 0 1.600

5.800 0 5.800

31

Evolutie van de componenten van de elektriciteitsfactuur voor 2 typeklanten, tussen 2000 en 2005 Typeklant Ic, KMO’s aangesloten op het distributienet, kent een positieve evolutie (de prijzen dalen) dankzij een daling in de gereguleerde tarieven en ondanks een stijging in de kosten voor brandstoffen. Typeklant Ic - Vlaanderen cent€/kWh 2000 Productiekost Fuel Cost Andere Kosten Gemiddelde Nc Transmissiekost Distributiekost Totaal

6,0898 1,7542 4,3356 1,0331

2001 6,2703 1,9347 4,3356 1,1394

2002

12,6400

2004

2005

6,2325 1,8968 4,3356 1,1171

6,2297 1,8941 4,3356 1,1155 1,1235 2,8635

6,5873 2,2517 4,3356 1,3261 1,0104 2,8636

6,8606 2,5249 4,3356 1,4870 0,8781 2,3756

12,3900

10,2167

10,4613

10,1144

Captieve markt 12,2800

2003

Typeklant Ic - Wallonië cent€/kWh 2000 Productiekost Fuel Cost Andere Kosten Gemiddelde Nc Transmissiekost Distributiekost Totaal

6,0898 1,7542 4,3356 1,0331

2001 6,2703 1,9347 4,3356 1,1394

2002

12,6400

2004

2005

6,2325 1,8968 4,3356 1,1171

6,2297 1,8941 4,3356 1,1155 1,1235 3,7723

6,5873 2,2517 4,3356 1,3261 1,0104 4,0920

6,8606 2,5249 4,3356 1,4870 0,8781 3,9198

12,3900

11,1255

11,6897

11,6585

Captieve markt 12,2800

2003


32

Bijlagen •

Definitie van de typeklanten en gebruikte hypothese bij de berekeningen

•

Benchmarking

33

Distributietarieven De definitie van de typeklanten en de belangrijkste hypothesen gebruikt bij de berekeningen Residentieel Typeklant

Dc

Spanningsniveau Energie

kWh normale uur KWh stille uur kWh totaal

Vermogen

kW normale uur KW stille uur

Gebruiksduur

normale uur stille uur Totaal Hypothesen zie hieronder* * Hypothesen en opmerkingen

1 2 3 4 5 6 7

Industrieel

De

Ib

Id

Ih1

LS

LS

MS

MS

TRANSMS

2.200 1.300 3.500

5.000 15.000 20.000

50.000 0 50.000

1.250.000 0 1.250.000

37.500.000 12.500.000 50.000.000

6,5 6,5

9 9

50 50

500 500

10.000 10.000

338 200 538

556 1.667 2.222

1.000 0 1.000

2.500 0 2.500

3.750 1.250 5.000

LS = Laagspanning MS = Middenspanning TransMS = Tranformatie naar middenspanning Geen reactieve energie boven het forfait en dus geen toepassing van het tarief - voor alle klanten Alle klanten op MS en TransMS hebben een aansluitingsvermogen hoger dan 56kVA De klanten op LS hebben een aansluitingsvermogen lager dan 56kVA Voor Biac bevatten de typeklanten Dc - De geen huishoudens, maar zeer kleine industriëlen.

34

B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeelden Voorbeeld 1 : Een DNB heeft een efficiëntie van 100% en reële kosten van 100 EUR voor 2003. Deze kosten worden voor 2005 gebudgetteerd op 120 EUR. BESLISSING CREG : - De stijging in de kosten tussen 2003 en 2005 (20 EUR) wordt verworpen. => De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 100 EUR.

35

B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeeld (vervolg 2) Voorbeeld 2 : Een DNB heeft een efficiëntie van 90% en reële kosten van 100 EUR voor 2003. De gebudgetteerde kosten voor 2005 zijn 120 EUR. BESLISSING CREG : - De stijging in de kosten tussen 2003 en 2005 (20EUR) wordt verworpen. . - De DNB dient in 2005 ¼ van zijn efficiëntie-achterstand in te halen. (de DNB moet tegen 2008 een kostenniveau van 90 EUR halen; hij dient bijgevolg jaarlijks zijn kosten te doen dalen met 2,6%). 100,0

97,4

94,9

92,4

90,0

2003

2005

2006

2007

2008

80,0 Kosten (EUR)

⇒De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 97,4 EUR.

100,0

60,0 40,0 20,0 0,0

36

B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeeld (vervolg 3) Voorbeeld 3 : Een DNB heeft een efficiëntie van 60% en reële kosten van 100 EUR voor 2003. Deze kosten worden voor 2005 gebudgetteerd op 95 EUR. BESLISSING CREG : - De DNB dient in 2005 ¼ van zijn efficiëntie-achterstand in te halen. (de DNB moet tegen 2008 een kostenniveau van 60 EUR halen; hij dient bijgevolg jaarlijks zijn kosten te doen dalen met 9,6%).

- De jaarlijkse vermindering in de kosten die wordt afgeleid uit de benchmarking (9,6%) is hoger dan het vastgestelde plafond van jaarlijkse vermindering (8%), deze laatste is dus van toepassing. => De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 92 EUR.

37

Persbericht TARIEVEN 2005 VOOR HET VERVOER EN DE DISTRIBUTIE VAN AARDGAS EN ELEKTRICITEIT

Recommend Documents