Risico van de korte termijn energiemarkt versus de lange termijn energiemarkt

Risico van de korte termijn energiemarkt versus de lange termijn energiemarkt 16/10/2015

Annemie Viaene Managing Partner Benelux Tel: +32 473 70 20 48 Mail: [email protected]

INHOUD

SAMENVATTING

1. Objectieven 2. Opbouw van de energiefactuur 3. Mogelijke energie-sourcingstrategieën 4. Welke risico’s loopt een klant bij energieaankoop? 5. Analyse risico korte termijn versus lange termijn markten

6. Suggesties 7. Conclusies

CONFIDENTIAL © Sia Partners

2

1

Objectieven

section


3

1. Objectieven

• Inzicht in de werking van de Belgische energiemarkt voor klanten en prospecten van VEB

• Voor- en nadelen van aankoop op de korte termijn versus de lange termijn markt • Objectief inzicht in het risico van de verschillende energiemarkten • Duiden van het product en de dienstverlening door VEB in die context


4

2

Opbouw van de energiefactuur

section


5

Overzicht van de ketting in de energie-industrie Scope retail activiteiten in de energie context

Energie Industrie

RETAIL ACTIVITEITEN

Producenten

G

 

Groothandelsmarkten

Leveranciers

Transmissie

F

H

Consumenten

Distributie

De retail activiteiten kunnen beschreven worden als alle activiteiten die plaatsvinden tussen de groothandelsmarkt en de eindconsument


6

Vertaling naar de Energiefactuur Totale kost aangekochte energie Energie-aankoopfactuur ( gemiddeld minder dan 2% van het totaalbudget voor de doelgroep) ENERGIEPRIJS ELEK

DISTRIBUTIE-en TRANSPORT TARIEF

CERTIFICATEN

41 %

39 %

(minicompetitie)

13 %

ENERGIEPRIJS GAS

DISTRIBUTIE-en TRANSPORT TARIEF

CERTIFICATEN

74 %

12 %

(minicompetitie)

VEB aggregeert de energievraag E+G van haar klanten en centraliseert energieaankoop op de spotmarkt


0%

BIJDRAGE

2%

BIJDRAGE 6%

VEB heeft geen invloed op de evolutie van de niet-energie-componenten

KOSTENDEKKENDE VERGOEDING 5% KOSTENDEKKENDE VERGOEDING 8%

VEB biedt een volledig dienstenpakket gericht op minimale TCO van energieaankoop en beheer : admin. vereenvoudiging, databeheer, kostenreducerend advies

• •

BEHEERSKOST KLANT Personeel Raadgevers

VEB ontzorgt de klant deels voor het gedeelte aankoopstrategie Klant blijft wel nog zelf verantwoordelijk voor zijn verbruik

7

3

Mogelijke Energie-sourcingstrategiën

section


8

Algemene Context Klassieke Energie Sourcing De portfolio-manager kiest ervoor om elektriciteit te produceren of aan te kopen Supply Chain N-Fossiele Prod. Electricity

Elek-Productie

Primaire grondstofen

Client

Fossiele Prod.

H F

Leverancier • De Portfolio Manager kiest

Informatie

Orders

Informatie

om E te produceren of aan te kopen • De trader koopt energie aan

Trading

op de markt

Portfolio Management

Pricing

Marketing & Sales

Markt Visie Spot Markets

Forward Markets

Elek- Aankoop

Lange Termijn

Korte Termijn

In een klassiek E-bedrijf zal de portfoliomanager kiezen tussen de benodigde energie te produceren of aan te kopen (indien toepasbaar) waarna hij bij een keuze voor aankoop zal kiezen tussen de korte termijnmarkten of de lange termijnmarkten of een evenwicht tussen beiden. Gezien VEB geen productie eenheden bezit, richt zij zich volledig op aankoop op de markt. CONFIDENTIAL © Sia Partners

9

Het dilemma van een energie-aankoopstrategie op de markt: Kostprijs versus Risico

Wat is belangrijkst?

Lage Kostprijs

Wilt u de laagst mogelijke energieprijs? Dan koopt u een product met een iets hoger risico

Laag Risico

Wilt u minder risico? Dan koopt u een product met hogere prijs die de onzekerheid afdekt

Korte Termijnmarkt Variabele Prijs


Lange Termijnmarkt Vaste prijs

10

Overzicht van de Elektriciteit en Gas markten in België (1/3) Elke markt heeft zijn eigen producten met zijn specifieke eigenschappen LANGE TERMIJN MARKTEN = FUTURES MARKTEN

 M+1 (Maand + 1) Maand op voorhand  Q (Quarter) Kwartaal  Cal+3 (Jaar +3) Jaar op voorhand DAY AHEAD MARKT = SPOTMARKT

 Aankoop vandaag voor levering morgen

INTRADAY MARKET = SPOTMARKT

 Aankoop voor levering in de komende uren van dezelfde dag

“Over the Counter” handel = directe interactie tussen twee partijen  Geen transparante prijsvorming >  Prijs is het gevolg van een bilaterale overeenkomst tussen 2 partijen CONFIDENTIAL © Sia Partners

11

Overzicht van de Elektriciteit en Gas-markten in België (2/3) Elke markt heeft zijn eigen producten met zijn specifieke eigenschappen Lange termijn “futures” markt

 Actoren kunnen een toekomstige energielevering kopen tot 3 jaar op voorhand  Elektriciteits-futures kunnen verhandeld worden op de ENDEX BE beurs  Hoogcalorisch gas futures kunnen verhandeld worden op de Zeebrugge HUB  Laag calorisch gas (Slochteren) futures worden verhandeld via de TTF NL markt

Consumption

 Base load blokken worden typisch gekocht op de futures markt

Peak load

Base load

(Bron: Sia Partners)

Time (Bron: Ice Endex)


12

ICE ENDEX (BE POWER FORWARD) – Example extracted dd. 13/10/2015


13

Overzicht van de Elektriciteit en Gas markten in België (3/3) Elke markt heeft zijn eigen producten met zijn specifieke eigenschappen DAY AHEAD MARKET & INTRADAY MARKET ELEKTRICITEIT 

Op de “Belpex Day Ahead Markt (DAM)” wordt elektriciteit verhandeld die de volgende dag dient geleverd te worden.  Opent 14 dagen voor de levering en sluit de dag voor de levering om 12.00.  Prijzen worden gepubliceerd rond 13.00.  Diverse producten  Tijdsslots per uur



Op de “Belpex Continuous Intraday Market (CIM)” wordt elektriciteit verhandeld die dezelfde dag nog dient geleverd te worden.  Opent dagelijks om 14.00 op de dag voor levering en sluit slechts 5 min voor de daadwerkelijke levering  Tijdsslots per uur gewerkt

GAS 

2 day-ahead markten  Laag calorisch gas: TTF day-ahead (TTF DAH)  Hoog Calorisch gas: APX ZTP day-ahead

 

TTF DAH sluit 2 uur voor de levering TTF Spot Within-Day is de intraday markt . (Bron: Ice Endex)


14

Hoe energiebedrijven hun prijs berekenen (3/4) Transfer prijzen Transfer prijs

Trading Price Forward Curve 800

Vaste transfer prijzen • Grote energie bedrijven gebruiken transfer prijzen om transacties tussen departementen te bewerkstelligen. • In de energie-industrie is de transfer prijs tussen het trading departement en het retail departement nodig om de prijs te reflecteren die levering van energie kan verzekeren. • Deze transfer prijs houdt rekening met de totale pure energiekost en de risicoblokken om zich te verzekeren tegen risico’s/wijzigingen op de markt.

600

Portfolio Management

Pricing

400 200 0

Synthetic Load Profiles

Mix shaped risk Seasonal flex

Marketing & Sales

Variabele Transfer Prijzen • Transfer prijzen hoeven niet vast te zijn. Ze kunnen ook gebaseerd zijn op indexen om zo het risico door te schuiven naar de eindverbruiker. Op deze manier moet er minder aan risico management gedaan worden en kunnen betere prijzen aangeboden worden • Een extra voordeel is dat vaste transfer prijzen regelmatig dienen herberekend worden door het validity risico, dit is niet het geval bij indexen. • CREG heeft opgelegd aan de leveranciers dat voor consumenten met een verbruik minder dan 50 MWh aan volgende formule moet voldaan worden voor de energiecomponent:

Validity Risk



Prijs Structuur: A + [ (INDEX + B)*kWh]

Risico blokken

 

Indices kunnen wijzigen per kwartaal Indices moeten gebaseerd zijn op energiemarkten

• •

A & B kunnen beschouwd worden als risico blokken Industriële verbruikers kunnen andere formules aangeboden krijgen die beter passen bij hun wensen

Een klassiek energiebedrijf beschikt –anders dan VEB- over diverse departementen die de aankoop of productie van energie optimaliseren. Tussen de departementen wordt vaak gebruik gemaakt van transfer prijzen die telkens kosten aan de prijs CONFIDENTIAL © Sia Partners toevoegen voor operationele kosten en om risico’s te dekken. De finale retailprijs is de transfer prijs + de retailmarge.

15

Hoe energiebedrijven hun prijs berekenen (4/4) De finale prijs wordt bepaald door de transferprijs plus de retailmarge •

De finale retailprijs neemt alle parameters in rekening. Wanneer de transferprijs een index bevat wordt het product variabel; indien de transferprijs vast is , wordt het product ook vast.

Verkoopsprijs = Transferprijs + Retailmarge •

Pricing departementen verdelen gewoonlijk hun producten over verschillende prijsniveaus voor verschillende doeleinden. Differentiatie tussen producten gaat samen met verschillende niveaus van service en risico. Afhankelijk van het prijsniveau van het product worden andere marges toegepast.

•

Meest voorkomende types van producten zijn de volgende:

Fixed

Variable

B2C, SME, B2B

B2C, SME, B2B

SME, B2B

B2B

Vaste prijzen gebaseerd op vaste transfer prijs berekeningen. Prijs verandert niet doorheen duur contract.

Prijs is een formule die variabele indexen bevat. De waarde van de indexen worden berekend door de leverancier.

Initiële vaste prijs met een optie voor de leverancier die toelaat het contract te verlengen aan een lagere vaste prijs.

Variabel contract waarmee de klanten zelf hun index waarden kunnen vastklikken.

Market Control

Click

Energieleveranciers optimaliseren traditioneel hun inkomsten door een diversiteit aan producten aan te bieden die de behoeften van een zo breed mogelijk gamma aan klanten vervult. CONFIDENTIAL © Sia Partners

16

Hoe energiebedrijven hun producten definiëren (1/2) Futures Markt indexen opnemen in de prijsformules?

Futures Markt - Cal 

Futures Markt - Q 

Bij een CAL product wordt de prijs bepaald in functie van de futures markt voor CAL. (jaar)

Futures Markt - M

Initieel profiel

Initieel profiel

Cal

Q

Q

Hedging op Q

t

V

MMM

Q t

Bij een spot markt product wordt er niet gehedged op de futures markt

Initieel profiel

V

V

Q



Bij een M product wordt de prijs bepaald in functie van de futures markt voor M.

Initieel profiel

V

Hedging op CAL



Bij een Q product wordt de prijs bepaald in functie van de futures markt voor Q. (kwartaal)

Spot Markt - H

MMMMMMMM Hedging op M

M t

Geen Hedging

t

Residueel profiel aankopen op SPOT

t

V V

V

V t

t


Cal-Marktrisico CONFIDENTIAL Spotmarktrisico © Sia Partners


Q-Marktrisico Spotmarktrisico

t


M-Marktrisico Spotmarktrisico

Spotmarktrisico 17

Hoe energiebedrijven hun producten definiëren (2/2) Spot Markt indexen opnemen in de prijsformules voor residueel profiel? 

Op basis van het al dan niet kiezen voor futures markten zal het residueel profiel verschillen. Deze residuele profielen kunnen op hun beurt op verscheidene manieren geprijsd worden. V V

V

V

t

t

t t

Verschillende aankoopstrategieën

Consumptie

Spot Markt Index Consumptie

Vaste Prijs

V

•

De overblijvende profielen kunnen ook weer volgens verschillende strategieën worden geprijsd. Hiernaast worden de mogelijkheden uiteen gezet.


•

Residueel profiel dient te worden gehedged dus risico blokken worden toegevoegd om risico’s verbonden aan het contract in te dijken

Tijd

Consumptie

Tijd t

Residueel profiel = 0

Tijd 18

Hoe energiebedrijven hun prijs berekenen (1/4) Price Forward Curves, consumptieprofielen, totale kost van energie Price Forward Curve • • • •

In de trading departementen van energiebedrijven worden zogenaamde Price forward Curves gemaakt die voorspellen aan welke prijs de markt vandaag wil handel doen voor de toekomst Deze curves geven de kost weer voor 1 MWh toekomstige consumptie op elk moment Elk bedrijf heeft zijn eigen methodologie om deze te berekenen maar de berekeningen zijn veelal gebaseerd op statistische (analyse van trends in het verleden) en fundamentele modellen (vraag-en aanbod) Granulariteit kan per maand of per uur zijn, afhankelijk van de specifieke nood

Totale pure energiekost •

Om de pure energiekost te berekenen van een klant dient een inschatting gemaakt te worden van diens toekomstig verbruik • Voor KMO’s worden hiervoor vaak Synthetic Load Profiles gebruikt. Standaard verbruikersprofielen (4 voor elektriciteit en 3 voor gas). • Voor grotere industriële bedrijven wordt vaak een specifiek consumptie profiel opgemaakt

•

Dit consumptieprofiel wordt vermenigvuldigd met de Price Forward Curve die de prijs van de toekomstige consumptie reflecteert om zo de totale energie kost te berekenen.

Consumptie (MW)

Price Forward Curve

800

*

600 400 200

TPEK

0

Tijd (Uur)

Totale Pure Energie Kost

=

CP Consumptie Profiel

*

PFC Price Forward Curve

Synthetic Load Profiles


19

Hoe energiebedrijven hun prijs berekenen (2/4) Risico blokken Risico toeslag Risico blokken zijn kosten die doorgerekend worden in de prijs om risico’s gerelateerd aan een wijziging in de prijs, volume, etc… van het consumptieprofiel van de klant te mitigeren. Er zijn verschillende risico’s die vaak worden ingecalculeerd:

Price Shape Risk Brick

Mixed Shape Risk Brick

Tijd

Validity Risk • Een contract wordt aangeboden met een zeker validiteit en is gebaseerd op de prijzen van dag X • Risico dat de markt duurder is geworden op het moment van uitoefening van het offer

Price Shape Risk (PSR)

Mixed Shape Risk (MSR)

Price Forward Curve Berekening (PFC) * Consumptie Profiel

Volume Shape Risk (VSR)

Actueel volume is hoger dan voorspeld volume

Actuele prijs is hoger dan de voorspelde prijs

• Volume Shape Risk: Risico dat de actuele consumptie van de klant verschilt van de verwachte consumptie wat betekent dat meer volume op de day-ahead markt moet gekocht of verkocht worden.

• Mixed Shape Risk: Risico dat de day-ahead prijzen hoger of lager zijn dan verwacht én dat de klant meer of minder consumeert dan verwacht • Meer volume moet gekocht (verkocht) worden aan een hogere (lagere) prijs

Price Shape

Prijs

• Price Shape Risk: Risico dat de day-ahead prijzen hogen of lager zijn dan de verwachte prijs – forward value

Volume Shape Risk Brick

Volume Shape

Tijd

Seasonal Flexibility • Wanneer de elektriciteit of gas prijs wordt berekend is er steeds een risico dat het warmer/kouder zal zijn gedurende een specifieke periode. Dit is een risico gezien er ook meer/minder zal geconsumeerd worden

Andere Risico’s • • • • •

Krediet Risico “Overnight” Risico Locatie Risico Liquiditeitsrisico Etc.

Energieleveranciers rekenen significante kosten door om zich in te dekken voor mogelijke risico’s gerelateerd aan prijs, volume en andere wijzigingen. Dit noemt men de risico blokken. CONFIDENTIAL © Sia Partners

20

Samenvatting Sourcingstrategie van het Vlaams Energie Bedrijf

Focus

 

Energielevering • Slimmer aankopen • Lage werkingskosten • Ontzorging

Het VEB heeft momenteel geen eigen productie capaciteit en is dus aangewezen op het aankopen van energie op de groothandelsmarkten

Het VEB koos bewust om haar energie aan te kopen op de korte termijn markt, o.a. omwille van volgende voordelen:

Korte Termijn Markt Flexibiliteit Interessante Prijsvorming Lange Termijn Markt Lage TCO


VEB heeft enkel invloed op de E-component van de energiefactuur die een aandeel heeft van 1 % van het energieaankoopbudget van de Vlaamse overheid

Totaal budget 38 miljard Euro

Energiefactuur Vlaamse overheid 700 mio€

Energie component 400 mio€

21

4

Welke risico’s loopt een klant bij energieaankoop?

section


22

Risicobeheer Energieaankoop gaat gepaard met een aantal risico’s die beheerst moeten worden Ernstgraad Risico = (Probabiliteit )* (Impact) = (Kans op realisatie )* (Schade) De Raad van bestuur van elke onderneming of overheidsinstelling heeft als taak om aan risicobeheersing te doen om de integriteit te vrijwaren. Componenten van een risicobeleid: -

• •

Risico-inventaris Risico-indicatoren Risicobeoordelingsmethode Risicolimieten Rapportage Alarmeringsproces Beheersingsplan

periodieke inventaris van de risico’s (financieel, operationeel,….) relevante meetindicatoren die een signaalfunctie hebben rond uitstaande risico’s analysemethodiek om de absolute en relatieve ernst van de risico’s te beoordelen maximale (financiële of andere ) schade die bij een gebeurtenis en/of over een periode mag gelopen worden van de risico-indicatoren tegenover de limieten bij naderende en effectieve overschrijding van de limieten actieplan met preventieve en curatieve beheersingsmaatregelen per risico

Door haar back-to-back aankoopstrategie heeft VEB zelf beperkte marktgerelateerde risico’s. De belangrijkste risico’s van VEB zijn slechte betalers, IT systeem-risico en een tragere groei dan verwacht De klanten uit de doelgroep van VEB hebben verschillende gradaties en in sommige gevallen beperkte kennis van risicobeheer. Deze verschillen in kennis en risicobeleid zijn mede oorzaak van de terughoudendheid van de potentiële doelgroep om het aanbod van VEB te onderschrijven


23

Risicobeheer Budgetrisico Budgetrisico:

• • •

-

Het budgetrisico is dus het financieel risico dat de instelling loopt doordat de realiteit van de factuur hoger is dan de gebudgetteerde uitgaven, m.a.w. dat er een afwijking is ten opzichte van de oorspronkelijke hypotheses, en dat daardoor een bedreigend tekort aan fondsen zou ontstaan

-

Beheersing: Preventief: Het budgetrisico wordt preventief beheerst door conservatief te budgeteren op basis van de futures op ENDEX (CAL) terwijl de facturatie gebeurt op basis van de SPOT-prijs die meestal lager ligt, door expertise en marktkennis tbv. de inschatting van prijs- en volumehypotheses alsook door tussentijdse rapportering van realiteit t.o.v. budget waardoor bijgestuurd kan worden ( risico op afwijking is gemiddeld hoogst in Q1) Corrigerend: Als corrigerende maatregel kan beroep gedaan worden op een aanvraag tot bijkomend budget, het aanspreken van aangelegde provisies of verzekering . Voor grote entiteiten kan het prijsrisico door het centrale departement financiën en begroting overgenomen worden. Anders dan in economische bedrijven die door budgetoverschrijding in de financiële problemen kunnen geraken is de financiële buffercapaciteit van een overheidsinstelling dus groter, waardoor het inherent budgetrisico dus min of meer beperkt is VEB gebruikt conservatieve budgethypotheses op basis van de ENDEX (CAL) inclusief een gemiddelde risicopremie t.b.v. de opmaak van het energiebudget Verbruiksevolutie tegenover budget en andere parameters m.b.t. de factuur worden opgevolgd via het klantenportaal VEB heeft echter geen zicht op de finaal doorgegeven budgetten door haar klanten t.bv. de finale begroting. Idealiter is het berekend budget in samenwerking met VEB ook dat wat doorgegeven wordt aan de begroting.


24

Risicobeheer Marktprijsrisico Marktprijsrisico energiecomponent: -

Het marktprijsrisico is het risico dat de reële gefactureerde marktprijs voor de energie afwijkt van de gebudgetteerde prijs. Primaire impact van een onverwacht hoge/lage prijs is een cash flow piek in de uitgaven/inkomsten. Secundaire impact is een potentieel budget-deficiet of overschot na uitmiddeling over een periode.

-

Beheersing: Marktprijs en marktprijsvolatiliteit: -

-

Niet significant beïnvloedbaar door een eindverbruiker. Volatiliteit bepaalt wel de frequentie waarmee het prijsrisico zich voordoet en moet dus bewaakt Prijstendens over langere termijn is ook een te bewaken factor

Preventieve maatregelen om de impact te beperken -

Conservatieve prijs-hypotheses. Op basis van ENDEX ( CAL). Met als gevolg een zo correct mogelijke budgettering Het risico bij de leverancier leggen mits betalen van een marktprijsrisico-toeslag Cashflowpieken kunnen liquiditeitsproblemen veroorzaken en dienen gebufferd te worden door verhoging van het working capital of voorzien van kaskredieten

Eigenschappen van het spot-product aangeboden door VEB : • •

Door het back-to-back mechanisme wordt de marktprijsrisico-toeslag vermeden en dus lage kost gegarandeerd Marktprijsrisico ligt bij de eindklant die weliswaar geholpen wordt om conservatief te budgeteren, doch die ook voldoende kennis en vertrouwen moet hebben in de spotmarkt; het risico moet bovendien in overeenstemming zijn met het risicobeleid van de klant

VEB koos strategisch voor back-to-back aankoop in de spotmarkt. Als preventieve maatregel ter beheersing van het bijhorende prijsrisico adviseert VEB te budgetteren op ENDEX(CAL) futures markt, wat reeds een risicopremie incalculeert. Verder communiceert VEB transparant met alle stakeholders. Andere specifieke risico-mitigerende maatregelen biedt VEB op dit ogenblik niet aan. CONFIDENTIAL © Sia Partners

25

Risicobeheer Volumerisico Volumerisico energiecomponent: - Het volumerisico is het risico dat het gefactureerde volume afwijkt van het gebudgeteerde volume. - Het risico op volume-afwijkingen op jaarbasis tegenover budget wordt gedragen door de klant. - De klant wordt bij VEB niet gepenaliseerd op onbalans. Dit risico zit mee verrekend in de service premie van 1€/MWh van de groepsleverancier - Beheersing: -

Preventieve maatregelen om de impact te beperken -

Expertise in het opstellen van het verbruiksprofiel en kennis van de energie-consumerende processen en het bijsturen van de aangekondigde volumes naarmate het levertijdstip nadert

-

Het volumerisico bij de leverancier leggen mits betaling van een volumerisico-toeslag

-

Energie-efficiëntie !! Structurele daling van het verbruiksvolume

Het product aangeboden door VEB legt het jaarvolumerisico bij de klant. Het onbalansrisico zit reeds mee verwerkt in de prijs.

VEB adviseert haar klanten om hun volumeforecast bij te sturen bij merkbare afwijkingen van de realiteit en stuurt bovendien ook aan op efficiëntie-maatregelen die het verbruik en dus ook het volumerisico structureel doen dalen. CONFIDENTIAL © Sia Partners

26

Risicobeheer Andere niet beheersbare risico’s Andere risico’s gerelateerd aan de niet-energiecomponenten zijn -

-

Prijsrisico van groene stroom/WKK certificaten: VEB heeft geen invloed op de quota, wel op prijs die vastgelegd wordt via een minicompetitie; VEB koopt maandelijks het quotum aan dat overeenstemt met het verbruik van haar klanten Risico tgv. wijziging in de heffingen Risico tgv. wijziging in distributienettarieven bij overgang naar nieuwe tariefperiode of tussentijds Risico tgv. wijziging in transportnettarieven bij overgang naar nieuwe tariefperiode of tussentijds

Onderscheid VEB versus andere leveranciers? • • •

Voor de aankoop van certificaten organiseert de VEB een minicompetitie en koopt aan wat nodig is voor haar klanten. Klanten van VEB lopen rond wijzigende heffingen en nettarieven bij VEB evenveel risico als bij alternatieve leveranciers op de markt. VEB communiceert als deel van de dienstverlening proactief met haar klanten over mogelijke evoluties die zij ziet aankomen. VEB adviseert ook proactief over optimalisatie van reactief vermogen en aansluitcapaciteit tbv. optimalisatie van de net-gerelateerde kost


27

Conclusie ivm. risicobeheer •

De strategie van VEB is er vandaag op gericht om een standaardproduct aan de laagst mogelijke cost-toserve aan te bieden aan haar klanten.

•

Het goedkoopste product is inderdaad op de spotmarkt te vinden, gezien een aantal risico-gerelateerde prijstoeslagen kunnen worden vermeden. Bovendien garandeert standaardisatie van dienstverlening de laagst mogelijke operationele marges.

•

VEB rekent het prijsrisico gerelateerd aan de spotmarkt back-to-back door aan de klant die zich dus een oordeel moet vormen over de hoogte van dit risico en hoe met dit risico om te gaan. VEB adviseert een conservatieve budgettering op basis van ENDEX (CAL) maar weinig klanten begrijpen dit. Informatieverstrekking kan dus nog performanter gemaakt worden.

•

Exacte toekomstvoorspelling van de spotmarkt is onmogelijk dus is het moeilijk om het prijsrisico te kwantificeren. Een aantal argumentaties kunnen ontwikkeld worden maar het eindoordeel en risicobeheer zal steeds bij de klant liggen.

•

Verder is gebleken dat de kaderzetting rond risicobeheer binnen de Vlaamse overheid reeds gedeeltelijk bestaat maar nog voor significante verbetering vatbaar is. Voor grote eenheden bestaan instructies die het prijsrisico bij Financiën en Budget neerleggen en het volumerisico bij de afnemer leggen. Dit moet een incentive bieden naar energie-efficiëntie. Verder bestaat er binnen de overheidsinstellingen een diversiteit van opinies rond risicobeheer en is het dus vaak moeilijk deze te aligneren met de visie van VEB.


28

5

Analyse Risico Korte Termijn versus Lange Termijn Markten

section


29

Analyse – Factoren die de groothandelsmarkten beïnvloeden (1/3) Elektriciteitsmarkten

I

Beschikbare capaciteit

II

Liquiditeit op de markten

• Meer gecentraliseerde generatie units betekenen meer aanbod op de groothandelsmarkten wat leidt tot lagere prijzen • Meer gedecentraliseerde eenheden genereren meer onvoorspelbaarheid

• Onzekerheid inzake beschikbare capaciteit: minder productie (3100 MW), investering freeze; must-run hernieuwbare energie die tot lagere marktprijzen leidt • Interconnectie: nieuwe lijnen tussen België and VK/Duitsland tegen 2019 die tot meer stabiliteit zouden moeten leiden • Stijging van demand response gebruikt via Belgische tertiaire reserve die ook tot meer stabiliteit zou moeten leiden

• Liquiditeit is een maat voor transparantie en vertrouwen in de markt prijzen • Een gebrek aan liquiditeit brengt wantrouwen in de markt.

• Handel op de BELPEX DA en BELPEX ID markten steeg sterk tot een totaal respectievelijk 19,8 TWh en 786 GWh in 2014 wat een stijging van 15% en 19% tov 2013 betekent • Een verhoogde liquiditeit kan worden waargenomen op beide markten door een hoger vertrouwen vanwege de markt en een hoger gebruik van de interconnectoren • CWE Flow Based zou efficiënter moeten gebruik maken van de beschikbare interconnectie capaciteit


Geplande sluitingen (MW)

Bron: Elia, Sia Partners, Creg, SPF Economie

Verhandelde volumes DA (TWh)

Bron: GDF Suez

Groei hernieuwbare energie (MW)

Bron : Sia Partners

Verhandelde volumes ID (GWh)

Bron: CREG, Sia Partners

30

Analyse – Factoren die de groothandelsmarkten beïnvloeden (2/3) Elektriciteitsmarkten

III

Impact hernieuwbare energie

IV

Conjunctuur

• Trend naar een hoger aandeel aan hernieuwbare energie in de EMix • Dit kan leiden tot een hogere volatiliteit maar ook lagere prijzen

• Een groeiende economie gaat samen met een stijgende vraag naar energie en een stijging van de prijzen • Een krimpende economie leidt tot een vermindering van de vraag en een daling van de prijzen


• De installatie van zonne– en windenergie capaciteit heeft geleid tot een daling van de spot-prijzen van 3,6 EUR/MWh in 2015 • Rekening houdende met de huidige en verwachte groei van wind – en zonne-energie capaciteit wordt verwacht dat deze de prijs van de day-ahead markten met 6,7 EUR/MWh verder zullen doen dalen

Impact van zonnepanelen en wind capaciteit op de groothandel prijs (€/MWh)

Bron: Sia Partners

Kwartaalverloop van het Belgische BBP (%)

• De Belgische BBP groei houdt stand in 2015, vooral onder impuls van particuliere consumptie en trekt in 2016 aan dankzij een geleidelijke groeiversnelling van de binnenlandse vraag en export • De bedrijfsinvesteringen blijven een belangrijke groeimotor. In 2014 stegen deze met 2,4%, in 2015 en 2016 wordt 3,3 % verwacht. ,

0,8 0,6 BBP (%) 0,4 0,2 0 2011 -0,2 -0,4

2012

2013

2014

2015

2016

Bron: Federaal Plan Bureau

31

Analyse – Factoren die de groothandelsmarkten beïnvloeden (3/3) Gasmarkten Bronnen Van Europese gas import

Bron: BP Statistical Review


• Daar waar gas vroeger een eerder regionale dynamiek had begint deze meer en meer een globale dynamiek te vertonen door LNG importen • Het Midden-Oosten domineert de LNG markt • LNG export uit Australië, Nigeria en Iran zijn significant aan het groeien • België importeert een meerderheid van zijn gas via pijpleidingen uit NL, DU, FR, LUX, NO & VK via pijpleidingen. Deze import ligt vooral vast onder lange termijn contracten die geïndexeerd worden aan de olieprijs • 10% van de import betreft LNG • Andere 90 % vooral vanuit NO en NL en in mindere mate het VK • Ongeveer 50% van de import wordt geëxporteerd naar FR • België heeft een flexibel bevoorradingspatroon wat alles te maken heeft met het gediversifieerd bevoorradingsnet. De bronnen variëren naargelang de marktomstandigheden. • België heeft een efficiënte en liquide groothandelsmarkt • België is als één van de weinige landen niet rechtstreeks afhankelijk van Russisch gas maar Europa is dat wel • Schalie gas is een game changer in de VS maar op korte termijn (voor 2020) wordt niets verwacht in Europa 32

Analyse – Macro Vergelijking lange termijn en korte termijn markten (1/2) Elektriciteit 1

Macro Vergelijking prijzen korte termijn vs lange termijn energiecontracten 2010 - 2015 EUR/MWh

BE D+1 BE Y+1

% Verschil Y+1 tov D+1

Gem. Prijs 2010

46,28 50,97

10,14%

Gem. Prijs 2011

49,41 50,04

1,29%

70

Elektriciteit: Futures vs Spot

65

35

46,13 49,62

7,59 %

Gemiddelde jaarlijkse groothandelprijzen (EUR/MWh) van elektriciteit 2010-2015. Bron: BELPEX; ICE ENDEX; Sia Partners

apr/15

jan/15

okt/14

jul/14

apr/14

jan/14

okt/13

jul/13

apr/13

Bron: BELPEX; ICE ENDEX; Sia Partners

• Gem. Prijs 2010 - 2015

jan/13

-1,20%(*)

okt/12

45,16 44,61

jul/12

Gem. Prijs 2015 (Tot Mei ’15)

Ice Endex (Power BE) Y+1

apr/12

6,85 %

apr/10

40,79 43,59

jan/10

Gem. Prijs 2014

jan/12

BELPEX SPOT Price ELEC SPOT

30

okt/11

6,19 %

jul/11

47,50 50,44

40

apr/11

Gem. Prijs 2013

45

jan/11

17,16 %

50

okt/10

47,06 55,14

55

jul/10

Gem. Prijs 2012

Prijs (EUR/MWh)

60

•

Algemeen kan besloten worden dat de groothandelprijzen voor Y+1 gemiddeld 7,59 % duurder waren dan op de day ahead markt (spot) 2015 vertoont voorlopig een omgekeerde trend

(*) gemiddelde over slechts 5 maanden

Een logische reden voor de hogere prijs van de Y+1 groothandelprijzen kan gezocht worden in de voorbije slides rond energie-procurement. De hogere prijs kan beschouwd worden als een risico premie om zich als leverancier in te dekken tegen onvoorziene omstandigheden.


33

Analyse – Macro Vergelijking lange termijn en korte termijn markten (2/2) Gas 2

Macro Vergelijking prijzen korte termijn vs lange termijn energiecontracten 2010 - 2015 35 EUR/MWh

BE D+1

BE Y+1

Gas: Futures vs Spot

% Verschil Y+1 tov D+1

22,66

19,38

-14,47 %

Gem. Prijs 2012

24,99

26,00

4,07 %

20 15

ICE ENDEX (TTF GAS) Y+1

Gem. Prijs 2015 (Tot Mei 2015)

21,30

25,06

17,63 %(*)

Gem. Prijs 2010 - 2015

22,46

23,50

5,23 %

Gemiddelde jaarlijkse groothandelprijzen (EUR/MWh) van gas 2010-2015. (*) gemiddelde over slechts 5 maanden Bron: SPOT TTF; ICE ENDEX; Sia Partners

jan/14

okt/13

jul/13

apr/13

jan/13

okt/12

jul/12

apr/12

jan/12

okt/11

27,05 %

jul/11

26,59

apr/11

20,93

jan/11

Gem. Prijs 2014

10

okt/10

-0,49 %

jul/10

26,79

apr/10

26,92

jan/10

Gem. Prijs 2013

SPOT TTF GAS apr/15

Gem. Prijs 2011

25

jan/15

4,84 %

okt/14

18,11

jul/14

17,28

apr/14

Gem. Prijs 2010

EUR/MWh

30

Bron: SPOT TTF; ICE ENDEX; Sia Partners

•

•

Algemeen kan besloten worden dat de groothandelprijzen op Y+1 gemiddeld 5,23% duurder waren dan op de day ahead markt (spot) 2011 vertoonde een significant omgekeerde trend, de Y+1 prijzen waren in dit jaar 14,47 % goedkoper dan de spot prijzen. Dit kan deels verklaart worden door de Fukushima ramp die significante LNG aanvoer wegtrok van Europa. Waar gas vroeger een eerder regionale dynamiek vertoonde is de invloed van LNG aanvoer steeds meer zichtbaar

Een logische reden voor de hogere prijs van de Y+1 groothandelprijzen kan gezocht worden in de voorbij slides rond energieprocurement. De hogere prijs kan beschouwd worden als een risicopremie om zich als leverancier in te dekken tegen onvoorziene omstandigheden. CONFIDENTIAL © Sia Partners

34

Volatiliteit Elektriciteitsmarkten (1/3) Algemene trend naar dalende prijsvolatiliteit op de spotmarkten Prijsevolutie 06/2014-05/2015

100

105

80 BELPEX DA prijzen 60 40

Gemidd. + 2 * stand. dev.

20

Gemidd. - 2 * stand. dev. 27/05/2015

27/04/2015

28/03/2015

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 St. dev. H St. dev. D St. dev. M

2015

Wat het aantal pieken betreft, is er geen duidelijke trend, al lijkt het aantal pieken eerder te dalen.

0

2014

Een toegenomen Europese integratie (markt koppeling) heeft hier waarschijnlijk een grote bijdrage toe geleverd

20

2013

Tussen 2007 en 2015 is de volatiliteit (i.e. standaard deviatie) op de BELPEX day-ahead markt fors gedaald

40

2012

8 naar beneden, dit is < (gemidd. - 2 * stand. dev.)

60

2011

•

26/02/2015

27/01/2015

28/12/2014

28/11/2014

29/10/2014

29/09/2014

30/08/2014

31/07/2014

6 naar boven, dit is > (gemidd. + 2 * stand. dev.)

2010

•

•

2009

•

Van 06/2014 tot 05/2015, zijn er 14 opmerkelijke afwijkingen:

#peaks (avg+ 2*stdev) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

2008

•

Belpex day-ahead volatiliteit 2007-2015

2007

•

De BELPEX day-ahead prijzen schommelen door het jaar maar er zijn weinig extreme afwijkingen (1 in Maart 2015)

€/MWh

•

1/07/2014

1/06/2014

0

Wat betreft de volatiliteit op de elektriciteitsmarkten lijkt er eerder een trend te zijn naar minder volatiliteit. Naar de toekomst toe zou een toenemende Europese integratie tot nog meer stabiliteit moeten leiden. CONFIDENTIAL © Sia Partners

35

Recent extract Belpex DAM prijzen 2015 (dd. Okt 2015)

Euro/MWh - Belpex SPOT Market DAM 500,00 450,00 400,00 350,00 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00


448 448

105

36

Volatiliteit Elektriciteitsmarkten (2/3) Volatiliteit Risico: Adequacy berekeningen Winter 2015-2016 De bevoorradingszekerheid van elektriciteit in België staat al even volop in de kijker. Er is namelijk een zekere bezorgdheid voor prijspieken en volatiliteit op de spot markten en het gevolg voor de energiefactuur. 1

Elektriciteitsbevoorradings risico voor België tijdens de winter 2015-2016 • Belgïe werkt volop aan de 2020 doelstellingen om meer hernieuwbare energie te voorzien • Dit heeft onder andere als gevolg dat de productie in traditionele energie centrales vermindert wat een significante impact heeft op de rentabiliteit, wat op zijn beurt weer leidt tot sluitingen • Bovenstaande evolutie samen met de onvoorziene stillegging van enkele nucleaire centrales heeft het risico verhoogd dat de elektriciteitsbevoorrading tijdens de winter onvoldoende zou zijn, vooral tijdens piekverbruik • Sia Partners verrichte een studie naar de betrouwbare binnenlandse capaciteit (i.e. Geen interconnectie, geen wind of zonne – energie) t.o.v. de binnenlandse piek vraag (extreem lage temperaturen) waaruit inderdaad blijkt dat tijdens de winter 2015-2016 België structureel afhankelijk is van import. Een import waarvoor we afhankelijk zijn van de respectievelijke exporterende landen.

Gap analyse winter 2015 – 2016. Verschil tussen piek vraag en binnenlandse productie tussen NOV ‘15 en Maart ’15. De onbeschikbaarheid van Doel 3 en Tihange 2 dragen hier natuurlijk toe bij. Bron: Sia Partners analyse met Elia data

1-26

Aantal uren tijdens een WORST CASE van erg strenge winter waar de binnenlandse productie + de interconnectie capaciteit de vraag niet zou dekken. Bron: Sia Partners/Elia CONFIDENTIAL © Sia Partners

2

Sia Partners studie verwacht dat er 1-26 uren zullen zijn tijdens de winter 2015-2016 waarin de binnenlandse productie + beschikbare interconnectie de vraag niet kan dekken • Sia Partners maakte een evaluatie van de mate waarin het Belgisch elektriciteitssysteem aan de piekvraag kan voldoen, ingrepen aan de vraagzijde werden niet in rekening gebracht: • Om deze berekening te maken werd gebruik gemaakt van het concept van “de beschikbare betrouwbare capaciteit” waarbij fluctuaties en operationele betrouwbaarheid in rekening te brengen. Dit werd gedaan door de beschikbare capaciteit te vermenigvuldigen met een specifieke technologie betrouwbaarheidsfactor • Voor de beschikbare capaciteit werd data van Elia gebruikt: Doel 2 & 3 beschikbaar, Doel, 1, 3 & Tihange 2 niet beschikbaar • Er werden verschillende scenario’s gecreerd waarin de beschikbare interconnectie capaciteit varieert • Vertrekkende van deze assumpties rekent Sia Partners op een 1 -26 uur waarin de binnenlandse productie + interconnectie de vraag niet kan dekken in het geval van een strenge winter. Elia houdt het 37 bij 3 tot 20 uur.

Volatiliteit Elektriciteitsmarkten (3/3) Budget risico volatiliteit: Zelfs als er een sterke prijspiek is, is de impact meestal marginaal op het energiebudget Wat is de maximale impact van een prijspiek op de elektriciteitsrekening van een type-klant? 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0%

1 uur per jaar

2900

2750

2600

2450

2300

2150

2000

1850

1700

1550

1400

1250

1100

950

800

650

500

350

200

26 uur per jaar

50

Berekening: • Berekening gebaseerd Juni 2014- Mei 2015 • Gemiddelde prijs: 43,17 €/MWh • Jaarlijks totaal energie-component: 4.317 € • Energiecomponent = 41 % van totale rekening

Budget Impact Stijging jaarlijkse elektriciteitsrekening

Hypotheses: • Consumptie : 100.000 kWh/jaar • SLP 11 (niet residentieel, aansluiting <56 kVA) • Aantal uren tijdens een erg strenge winter waar de binnenlandse productie + de interconnectie-capaciteit de vraag niet zou dekken : tussen 1 en 26 uren

Hoogte van de piek (€/MWh)

Hoogte van de piek (€/MWh) 60

100

500

3000

Stijging Stijging Stijging Stijging Verschil Stijging Verschil Stijging Verschil Stijging Verschil Stijging jaarlijkse jaarlijkse jaarlijkse jaarlijkse met gemid. jaarlijks Emet gemid. jaarlijks Emet gemid. jaarlijks Emet gemid. jaarlijks Eelektriciteit elektriciteit elektriciteit elektriciteit (€) component (€) component (€) component (€) component sfactuur sfactuur sfactuur sfactuur

Loss of Load 1 (uur) 26

0,19

0,0044%

0,0018%

0,65

0,0150%

0,0060%

5,21

0,1206%

0,05%

33,71

0,7808%

0,31%

4,99

0,1156%

0,0462%

16,84

0,3902%

0,1561%

135,40

3,1365%

1,25%

876,40

20,3012%

8,12%

De impact van prijsvolatiliteit op de eindfactuur is eerder beperkt (0 – 8 %) CONFIDENTIAL © Sia Partners

38

Volumerisico Temperatuursgevoeligheid van elektriciteits- en aardgasverbruik

 Temperatuurgevoeligheid van elektriciteitsverbruik in Brussel (2013-2014)

Temperatuurgevoeligheid van aardgasverbruik in België (2012)

Gemiddeld dagelijks vermogen (MW)

560

y = -7,1565x + 556,22 R² = 0,6853

540 520

H-gas

500 480 460 440

Helling = Gradiënt van verwarming

420

400 0

5

10 15 20 Gemiddelde temperatuur (°C)

25

30

L-gas

Bron: Analyse van Sia Partners •

Door de correlatie tussen het dagelijkse verbruik en de temperatuur kan een gemiddeld gradiënt van temperatuurgevoeligheid voor het elektriciteitsverbruik berekend worden

•

In Brussel, onder de drempel van 15°C, veroorzaakt elke graad minder een extra verbruik van ongeveer 7,2 MW/°C, i.e. 1,5% meer vraag

•

We kunnen veronderstellen dat dit gradiënt ook geldt voor het verbruik van VEB klanten

Als het aan het vriezen is, veroorzaakt elke graad minder een stijging van het gasverbruik van ongeveer 12 GWh/dag

•

Dit betekent een verhoging van 4% in vergelijking met het verbruik bij 0°C (over 1 dag)

•

Bron: CREG

Volumerisico is vooral gelinkt aan de temperatuur. Een verschil van 1°C kan een impact hebben van 1,5% op CONFIDENTIAL © Sia Partners het dagelijkse elektriciteitsverbruik en 4% op het dagelijkse gasverbruik

39

Risico’s op andere prijscomponenten (1/2) Impact vennootschapsbelasting, GSC en conversie L-GAS -> H-GAS



Elektriciteit

Aardgas

VENNOOTSCHAPSBELASTING OP INTERCOMMUNALES •

De energie-intercommunales zullen de vennootschapsbelasting betalen en de last zal aan de gebruiker (residentieel en KMO’s) worden doorgerekend

•

Voor Eandis zou dit neerkomen op een jaarlijkse meerkost van 104,6 mio €

+ 4% op distributienettarieven

+ 10% op distributienettarieven Bron: VREG

Bron: VREG

CONVERSIE L-GAS  H-GAS

GROENESTROOMCERTIFICATEN •

Het overschot aan groenestroomcertificaten op de markt (5,3 miljoen GSC in oktober 2014) veroorzaakt een prijsdaling

•

Een netbeheerder betaalde tot 450€ voor een oude GSC voor zonnepanelen en krijgt er nu slechts 88,56€ voor bij verkoop

•

De niet doorgerekende kosten bereiken 1,7 miljard €, waarvan 667 mio € via netbeheerders doorgerekend moeten worden

+ 3€/MWh als de kost over 5 jaar en over het totale Vlaamse verbruik gespreid wordt + 3,8% op distributienettarieven Bron: SERV (2014) & Analyse Sia Partners


•

Indien de netten van H gas naar L gas totaal worden geconverteerd, zal dit een significante kost met zich meebrengen (rond 250 miljoen € voor Eandis)

•

De gebruikers zullen deze kosten dragen via de distributie- en transportkosten

+ 2€/MWh als de kost voor Eandis over 1 jaar en over het totale Vlaamse verbruik gespreid wordt + 20% op distributienettarieven Bron: Eandis & Analyse Sia Partners

40

Risico’s op andere prijscomponenten (2/2) Totale impact



Elektriciteit

Aardgas

Basisbudget = 4317€

Basisbudget = 3035€

Koude winter (3 graden onder gemid.): +4,5% op verbruik

Koude winter: +20% op verbruik (hypothese)

Verbruik = 104.500 kWh

Verbruik = 120.000 kWh

Vennootschapsbelasting op intercommunales: +4% op distributienettarieven GSC: +3,8% op distributienettarieven

Vennootschapsbelasting op intercommunales: +10% op distributienettarieven

Elektriciteitstarief = 46,54 €/MWh

Aardgastarief = 33,39 €/MWh

waarvan 18,15 €/MWh distributienettarieven

waarvan 4,01 €/MWh distributienettarieven

Eindbudget = 4863€

Eindbudget = 4006€

Stijging +11%

Stijging +32%


41

6

Suggesties

section


42

Suggesties: Wie kan wat doen? Overheid: • • • • • • •

Opleiden van alle energie-aankoop- en beheersverantwoordelijken in werking van de energiemarkt Oppuntstelling van energiebeheer ( in kaart brengen meetpunten, verbruiksinzage, factuuranalyse, …) Opstellen van uniforme richtlijnen rond risicobeheer bij alle overheidsinstellingen Incentiveren tot toetreden groepsaankoop bij VEB Efficientiedoelstellingen opleggen Winst op de energiefactuur herinvesteren in bijkomende efficiëntiemaatregelen Provisionering

VEB: • • •

Opleiding verzorgen rond energiemarktwerking, efficiëntie, … Trend watch Doorlichting en adviesverlening rond energiebeheer en –rationalisering

•

Uitbreiding aanbod om bezorgdheden van de volledige doelgroep te kunnen addresseren

Doelgroep klanten: • • •

Opbouwen kennis en expertise energiemarktwerking Risicobeheersplan Energie-efficiëntieplan

•

Waar nodig orde op zaken zetten in meetpunten en facturatiecontrole


43

7

Conclusies

section


44

Conclusies -

VEB stuurt aan op de laagst mogelijke TCO van energiebeheer: -

VEB speelt enkel in op de energiecomponent die slechts een klein deel uitmaakt van de energiefactuur VEB kiest voor een spotproduct omdat het structureel goedkoper dan de lange termijnmarkt . Aankoop op de spotmarkt is gemiddeld 7,59% goedkoper gebleken voor elektriciteit en 5,23% voor gas. VEB kiest voor een standaardservice verlening om de TCO van energiebeheer mede te drukken

-

VEB geeft raad, volgt op en bouwt een veiligheid in door het geven van conservatief budgetadvies op basis van (gemiddeld hogere) lange termijnprijzen, en het afrekenen aan (gemiddeld lagere) spotprijzen

-

Het risico van de spotmarkt kan geobjectiveerd worden tegenover de lange termijnmarkt: -

-

-

Het algemeen prijsniveau in de elektriciteits-spotmarkt is sterk afhankelijk van de Belgische beleidsvoering inzake het aandeel hernieuwbare energieproductie, de vraagevolutie, de importcapaciteit en de productie-adequacy (evenwicht vraag-productieaanbod). Voor gas worden de prijstendenzen eerder bepaald door effecten op mondiale schaal. In een strenge winter 2015-2016 kunnen naar schatting tot 26 kritische uren ontstaan waar, door tekort aan aanbod, de elektriciteitsprijzen tot 3000 Euro/MWh zouden kunnen stijgen. In dat geval heeft dit een mogelijke invloed van 8% op het jaarbudget voor elektriciteit. Het elektriciteitsbudget is voor de doelgroept van VEB gemiddeld slechts 2% van het totaalbudget. Ook de lange termijnmarkt houdt een risico in, namelijk het risico dat op het verkeerde moment (te hoge prijs) geclickt wordt. Dit vergt kennis en inzicht in de werking van de energiemarkt

-

Kennis rond werking van de energiemarkten kan zeker verbeterd worden bij de beslissingsnemers

-

Richtlijnen en een aantal maatregelen ivm. risicobeheer kunnen verbeterd worden binnen het overheidsapparaat

-

Efficiëntiemaatregelen en gedetailleerd inzicht en sturing van het verbruik zijn de beste remedie tegen hoge energiefacturen


45

Sia Partners, uw partner voor ondersteunende beleidsstudies en advies rond energie

Asia

Belgium

Canada

France

Italy

Singapore 55 Market St, Level 10 Singapore, 048941 T. +65 6521 3186 Hong Kong 701, 77 Wing Lok St, Sheung Wan, HK T. +852 3975 5611

Brussels Av Henri Jasparlaan, 128 1060 Brussels - Belgium T. +32 2 213 82 85

Montréal 600 de Maisonneuve Blvd. West, Suite 2200 Montreal, QC H3A 3J2

Paris 12 Rue Magellan 75008 Paris T. +33 1 42 77 76 17 Lyon Tour Oxygène, 10-12 bd Vivier Merle 69003 Lyon

Rome Via Quattro Fontane 116 00184 Roma T. +39 06 48 28 506 Milan Via Medici 15 20123 Milano T. +39 02 89 09 39 45

Morocco

Netherlands

Middle East

UK

US

Casablanca 14, avenue Mers Sultan 20500 Casablanca, Maroc T. +212 522 49 24 80

Amsterdam Barbara Strozzilaan 101 1083 HN Amsterdam T. +31 20 240 22 05

Dubaï, Riyadh & Abu Dhabi PO Box 502665 Shatha Tower office 2115 Dubai Media City Dubai, U.A.E. T. +971 4 443 1613

London Princess House, 4th Floor, 27 Bush Lane, London, EC4R 0AA T. +44 20 7933 9333

New York 115 Broadway 12th Floor New York, NY10006 - USA T. +1 646 496 0160

For more information, visit : www.sia-partners.com Follow us on LinkedIn and Twitter

@SiaPartners

Driving Excellence

Risico van de korte termijn energiemarkt versus de lange termijn energiemarkt

Recommend Documents