Risico van de korte termijnmarkt versus de lange termijnmarkt

Risico van de korte termijnmarkt versus de lange termijnmarkt 18/06/2015

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

INHOUD

SAMENVATTING

1. Context / Probleemstelling 2. Context Studie Energie Procurement

3. Analyse risico korte termijn versus lange termijn markten 4. Feedback potentiële klanten 5. Suggesties ter verbetering 6. Conclusies

CONFIDENTIAL © Sia Partners

2

SAMENVATTING (1) INHOUD 1.

De Vlaamse Overheid heeft het Vlaams Energiebedrijf (VEB) een taak en doelstellingen gegeven met betrekking tot optimalisatie van energieaankoop en –verbruik voor de doelgroep die bestaat uit alle Vlaamse Overheidsinstellingen. De doelgroep kan zich op vrijwillige basis aansluiten bij de groepsaankoopstrategie van VEB. Wat betreft energie-aankoop heeft VEB enkel invloed op de energiecomponent van de energie-aankoopfactuur. De niet-energiecomponenten liggen buiten haar invloedssfeer.

2.

VEB geeft invulling aan haar taakstelling rond optimalisatie van energie-aankoop met een welbepaalde strategie: • VEB groepeert de energieaankoop voor Gas en Elektriciteit voor de volumes doorgegeven door haar klanten • VEB biedt één energieproduct aan voor gas en elektriciteit, gebaseerd op de spotmarkt: VEB koopt het geaggregeerd energievolume aan op de spotmarkt wegens flexibiliteit en wegens de voordeligste prijs en verkoopt back-to-back door aan haar klanten • VEB streeft een lage beheerskost na, vertaald in een identiek aanbod van één energieproduct en een bijhorende zelfde dienstverlening aan al haar klanten. Organisatiekosten van de VEB worden doorgerekend via een operationele marge in €/MWh voor Gas en voor Elektriciteit, er wordt geen commerciële marge gerekend

3.

Binnen de doelgroep van VEB zijn er verschillende houdingen tegenover de strategie en het aanbod van VEB. Deze verschillen vinden voornamelijk hun oorsprong in: • Risico-aversie • Kennislacune rond werking van energiemarkten en energie-aankoopstrategie • Verschillende beoordeling of perceptie van het risico gerelateerd aan de spotmarkt ten opzichte van de lange termijnmarkt • Verschillende eisen of randvoorwaarden ten aanzien van het toegelaten risicoprofiel versus het risicopatroon van het VEB productaanbod • De administratieve gevolgen van de verandering van de huidige aankooppolitiek naar aankoop via VEB

4.

VEB heeft deze studie opgedragen met de bedoeling het risico gerelateerd aan de korte termijnmarkt versus de lange termijnmarkt te objectiveren. VEB wenst verder te zien welke acties kunnen ondernomen worden om enerzijds haar doelgroep en stakeholders correct te informeren en anderzijds ook nuttige maatregelen voor te kunnen stellen die haar beleid en dat van de Vlaamse Overheid rond energieaankoop en energie-efficiëntie kunnen versterken.


3

SAMENVATTING (2) INHOUD 4.

Volgende conclusies kunnen uit deze studie afgeleid worden inzake het relatieve risico en de relatieve kostprijs van korte termijnmarkt versus lange termijnmarkt: – De VEB heeft enkel impact op de energiecomponent van de energiefactuur. – Inzake de energiecomponent stelt zich de vraag rond relatieve kostprijs van aankoop op de korte termijn (spot) versus de lange termijn (futures) markt. De studie legt om te beginnen het verschil uit tussen beide markten en toont aan bij historische vergelijkende analyse van de laatste jaren tussen de gerealiseerde spotmarktprijzen en de overeenkomstige voorspelde CALfutureprijzen, dat aankoop op de spotmarkt gemiddeld 7,59% goedkoper is gebleken voor elektriciteit en 5,23% voor gas. Dit is voornamelijk te wijten aan significante risicopremies die ingecalculeerd worden op de futuresmarkt, die niet worden toegepast in de spotmarkt. – Inzake de energiecomponent stelt zich ook de vraag of de aankooppolitiek van de VEB op de spotmarkt een significant hoger risico inhoudt dan de aankoop op de lange termijn markten. Prijsrisico vindt naast de algemene prijstendens ook zijn oorsprong in marktprijsvolatiliteit. Traditioneel kopen de overheidsinstellingen hun energie eerder op de lange termijn of futures-markt via een click-product om prijsrisico’s in te dekken. Ook deze aankoopstrategie heeft echter een inherent risico, namelijk het vast-clicken van een prijs op een te hoog niveau. 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. De huidige futures tonen geen significante algemene stijgingen aan. – Wat betreft volatiliteit zien we dat zowel de spotmarkt voor gas als elektricteit vrij liquide markten zijn waar weinig tot geen extreme prijspieken zijn waargenomen in het nabije verleden. Er heerst echter een punctuele bezorgdheid in de elektriciteitsmarkt rond bevoorradingszekerheid in België in de komende winter 2015-2016 en dus het risico op extreme prijspieken tot 3000 €/MWh. De studie toont dat in de worst-case simulatie met een extreem hoge energievraag ten gevolge van een strenge winter, gecombineerd met een beperkte productie- en importcapaciteit, tot 26 kritische uren kunnen ontstaan met onvoldoende adequacy garantie. Indien op dat ogenblik door de netbeheerder geen reservemaatregelen (zoals reservecapaciteit, vraagsturing) meer kunnen worden getroffen, zou dit in de worst-case een budgetaire impact van 20% kunnen hebben op de energiecomponent of gemiddeld 8% op de totale elektriciteitsjaarfactuur van een type-klant uit de doelgroep van VEB. Deze cijfers moeten bovendien in het licht gezien worden van het feit dat het aandeel van de energiefactuur in het totale werkingsbudget van de klanten van de VEB gemiddeld 2% bedraagt, waarvan de energiecomponent (elek)op zijn beurt gemiddeld slechts 41% bedraagt. Er kan dus gesteld worden dat het budgetrisico op macro-niveau voor de Vlaamse overheid zeker te mitigeren valt. Verder moet vermeld worden dat VEB door haar conservatief budgetadvies gebaseerd op Endex-CAL, waarin dit bevoorradingsrisico al mede ingecalculeerd zit, reeds een preventieve mitigering toepast.


4

SAMENVATTING (3) INHOUD 5. Volgende conclusies kunnen verder uit deze studie afgeleid worden inzake de niet-energie-gerelateerde componenten van de energiefactuur: – –

6.

Om een totaalbeeld te krijgen van de mogelijke budgetimpact op de energiefactuur ten gevolge van evolutie van verschillende externe factoren, moet naast de mogelijke risico’s voor de energiecomponent ook een analyse gemaakt worden van de mogelijke stijging van de niet-energiecomponenten. Inzake de niet-energiecomponenenten wordt gewezen op aankomende significante stijgingen in distributienettarieven tengevolge van de mogelijke doorrekening van vennootschapsbelasting van de DNBs, de doorrekening van de achterstallige factuur van de groene stroomcertificaten en regulatoire saldi uit het nabije verleden, de conversie van L naar H-gas of mogelijks zelfs de slimme meters. Afhankelijk van de beleidsbeslissingen of en wanneer deze effecten doorgerekend zullen worden, kan het gecumuleerd effect op de distributienettarieven in dezelfde grootteorde liggen als dit van het extreme worst case risico op de energiecomponent. Dit veroorzaakt ook een budgetimpact in de energieaankoopfactuur en dient dus proactief opgenomen te worden in de budgetcyclus van de Vlaamse Overheid. VEB staat haar klanten daarin ook bij. Idealiter zou deze informatie ook moeten gekend zijn voor de start van de jaarlijkse begrotingscyclus.

De studie geeft finaal naast haar educatieve inhoud en objectiverende risico-analyse, ook een reeks suggesties rond mogelijke nuttige initiatieven die kunnen bijdragen tot een coherent en competent beleid binnen de Vlaamse Overheid en haar instellingen rond energieaankoop en energie-efficiëntie : – – – – –

Informatie, sensibilisering en opbouw van kennis rond de werking van energiemarkten bij de beslissingsnemers inzake energieaankoop en bij de afdelingen financiën en begroting Incentivering van overheidsinstellingen tot energie-aankoop via VEB en tot nemen van efficiëntiemaatregelen Gerichte energiebudgetering op basis van gedocumenteerde en realistische volume-en prijshypotheses met contingency budget of provisionnering enkel activeerbaar voor extreme gevallen met onverwachte budgetimpact ( eerder dan automatische budgetering voor worst-case) Sensibilisering en invoer van een actief beleid rond risicobeheersing, ook voor energieaankoop buiten VEB Mogelijke pistes voor aanvullend producten dienstenaanbod bij de VEB inzake informatie, educatie, administratieve ontzorging, databeheer, etc… om de behoeften van haar doelgroep tegemoet te komen


5

1

Context/Probleemstelling

section


6

1. Context / Probleemstelling – 1.1 Doelstellingen Doelstellingen van de Vlaamse Overheid m.b.t. haar energiekost en missie van het Vlaams Energiebedrijf

Optimalisatie Energiefactuur Vlaamse Overheidsinstellingen

Optimalisatie beheerskost van Energieaankoop

• • •

VEB

Implementatie Structurele Energie-efficiëntiemaatregelen

De Vlaamse Overheid streeft een minimale energiekost en een efficiënt energiebeleid na in haar instellingen In dat kader werd aan VEB een specifieke taak opgedragen Het strategisch committee van VEB heeft deze taakstelling omgezet in een duidelijke strategie die zich uit in de keuze van een business model als leverancier, met focus op de laagst mogelijke energiekost gecombineerd met de laagst mogelijke cost-to-serve


7

1. Context / Probleemstelling – 1.2 Het aanbod van VEB Beschrijving huidige strategie van het Vlaams Energiebedrijf •

De missie van het Vlaams Energiebedrijf (VEB) is de energiekost van de Vlaamse Overheid te verminderen door : • •

Centraal en dus goedkoper elektriciteit en gas in te kopen voor de Vlaamse overheidsinstellingen De Vlaamse Overheidsinstellingen bijstand te verlenen rond efficiëntie en rationalisatie van hun energieverbruik

•

Na een periode van voorbereiding levert VEB vanaf begin 2015 energie aan 57 klanten voor een totaal van 800 GWh (Elektriciteit en Gas). Gemiddeld bedraagt de energiekost van de doelgroep minder dan 2% van het werkingsbudget

•

VEB koos voor een politiek van productstandaardizatie met het oog op lage cost-to-serve: Alle klanten krijgen hetzelfde energieproduct aangeboden, gebaseerd op de spotmarkt • • • •

•

Ook het service-aanbod van VEB aan haar klanten is gestandaardiseerd met het oog op reductie van de cost-to-serve: • • •

•

Elektriciteit en gas worden back-to-back aangekocht op de spotmarkt via de groepsleverancier die via aanbesteding wordt aangesteld De eindklant bepaalt zijn afnamevolume en ondergaat dus het volumerisico op jaarbasis ( wat meteen ook een incentive is tot reductie) Er is volledige risico-passthrough van de groepsleverancier, via VEB, naar de eindverbruiker wat betreft marktprijsrisico van de spotmarkt Diensten van de groepsleverancier, waaronder balancing zitten in de prijs verrekend ter waarde van 1 €/MWh

VEB beoogt een goede kennis, een lange termijn relatie en partnership met haar klanten De service van VEB beoogt optimalisatie van de totale waardeketen, reductie van de total cost of ownership (TCO), gestandaardiseerd beheer van data en service op maat van de overheid Doel van de service is ontzorging gaande van assistentie bij budgetering, vereenvoudigde facturatieprocessen, digitalisering van facturatie, opvolging, goedkeuring en betaling, advies rond factuuroptimalisatie (reactieve energie, technisch advies met betrekking tot dimensionering aansluiting), opvolging verbruiken, analyse van data & benchmarking,...

VEB rekent een kostendekkende operationele marge aan, zonder bijkomende winstmarge (momenteel 4,65 €/MWh voor elektriciteit, 2,25 €/MWh voor gas en 48 euro per EAN). Eventuele tekorten tijdens deze verrekening worden doorgerekend aan de klant in de operationele marges voor de volgende budgetteringsronde, overschotten worden in hetzelfde jaar nog afgerekend


8

1. Context / Probleemstelling – 1.2 Het aanbod van VEB Invloedssfeer van VEB in de totaalkost voor aankoop van energie 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

9

1. Context /Probleemstelling – 1.3 Risicobeheer Het dilemma Kostprijs versus Risico

Wat is belangrijkst?

Kostprijs

Wilt u de laagst mogelijke prijs? Dan koopt u een product met een iets hoger risico bij een gestroomlijnde organisatie

(VEB Strategie)

Risico

Wilt u minder risico? Dan koopt u een product met hogere prijs bij een andere leverancier

Observatie van de terughoudende klant: “OK wat betreft de laagste kostprijs, maar hoe groot is het spotrisico precies, is dit aanvaardbaar en wat zijn opties ter bescherming?” CONFIDENTIAL © Sia Partners

10

1. Context/Probleemstelling – 1.3 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


11

1. Context/Probleemstelling – 1.3 Risicobeheer Over welke risico’s hebben we het? Budgetrisico:

• • •

-

Het budget wordt doorgaans een jaar voor de reële leverdatum opgemaakt en wordt gebaseerd op hypotheses rond verbruiksvolume/profiel en prijzen van alle componenten van de energiefactuur alsook een inschatting van de werkingskosten voor het energiebeheer

-

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 Als deel van haar dienstverlening, staat VEB haar klanten bij in het opstellen van 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.


12

1. Context /Probleemstelling – 1.3 Risicobeheer Over welke risico’s hebben we het? 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: Deze zijn niet significant beïnvloedbaar door een eindverbruiker en moeten dus als een gegeven beschouwd worden. Volatiliteit bepaalt wel de frequentie waarmee het prijsrisico zich voordoet en moet dus bewaakt worden als deel van de risicobeheersingsstrategie. Prijstendens over langere termijn is ook een te bewaken factor Preventieve maatregelen om de impact te beperken -

-

Het marktprijsrisico wordt preventief beheerst door expertise en marktkennis tbv. de inschatting van conservatieve prijshypotheses. Op basis van ENDEX ( CAL). Met als gevolg een zo correct mogelijke budgettering Op basis van goede marktkennis kan een koper zich preventief indekken door een energieproduct te kopen dat prijsvolatiliteit uitvlakt tot zelfs wegwerkt. Door deze uitvlakking wordt het risico bij de leverancier gelegd , die zich op zijn beurt indekt en dit gaat dan ook steeds gepaard met 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

13

1. Context /Probleemstelling – 1.3 Risicobeheer Over welke risico’s hebben we het? 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 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 -

Het volumerisico wordt preventief beheerst door 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 -

Een koper kan zich preventief indekken door een energieproduct te kopen dat het volumerisico bij de leverancier legt. In dat geval dekt de leverancier zich in dit gaat dan ook gepaard met een volumerisico-toeslag.

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

14

1. Context/Probleemstelling – 1.3 Risicobeheer Over welke risico’s hebben we het? 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


15

1. Context/Probleemstelling – 1.4 Het alternatief? Wat is het alternatief ? De klant kan een alternatieve leverancier overwegen:

Wat als er toch price spikes zijn in de markt?

 De traditionele leveranciers bieden quasi nooit proactief pure spot-producten aan zonder commerciële marge gezien er meer verdiend kan worden op gemengd gestructureerde producten

 Een price-spike geeft een cashflow piek. VEB is financieel gewapend tegen diverse cash flow pieken en vraagt zijn klanten om zich daar ook tegen te wapenen.  VEB loopt daar een betaalrisico vooral op het eind van het jaar en heeft geen drop-mechanisme voor slechte betalers . Een indirect cash pooling mechanisme is een nuttig instrument dat in opbouw is met enkele grote klanten van VEB  Het verleden toont dat de kost voor een piek ook steeds ruimschoots gecompenseerd werd door een periode van lage prijzen

 De traditionele leveranciers hebben wel alternatieve producten die het risico afzwakken maar die dan ook duurder zijn  Traditionele leveranciers rekenen een marge die veelal hoger is dan VEB die enkel de operationele marge aanrekent om kosten te dekken

(Zie impact analyse van een Price Spike en analyse van de volatiliteit)

Het alternatieve product dat vandaag wordt gebruikt door de overheidsinstellingen is veelal een clickproduct op basis van de forward-prijzen  Clickproducten bevriezen een prijs voor een bepaalde periode in de toekomst. Verkeerd clicken houdt ook een risico in en kan nefast zijn. Ook hier is competentie en inzicht nodig om de juiste handeling te doen.  Forward prijzen bevatten steeds een risicopremie voor volume- en prijsrisico en garanderen dus niet een product aan laagst mogelijke kost CONFIDENTIAL © Sia Partners

16

1. Context/Probleemstelling – 1.5 Conclusie Probleemstelling •

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.


17

2

Context Studie Energie Procurement

section


18

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

Energie Industrie

RETAIL ACTIVITEITEN

G Producenten

Groothandel markten

Transmissie

F

 

H

Leveranciers

Consumenten

Distributie

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


19

2.2 Analyse van de energierekening: Elektriciteit (1/2) De elektriciteitsrekening bestaat uit slechts 41 % energie-gerelateerde componenten Samenstelling van de Elektriciteit rekening

Cash flows in de Energie-Sector: Elektriciteit

2% 5%

13%

41%

Leverancier

Leverancier Elektriciteitsprijs

Elektriciteitsprijs

39% Energie

Netbeheer

Certificaten

Bijdrage

Kostendekkende vergoeding

De grootste kost op de finale rekening zijn de energiekosten (41%) en de netkosten (39%)

•

De distributie-en transmissietarieven en aansluitkosten variëren tussen de verschillende distributienetgebieden en hebben over de lange termijn tendens tot stijgen terwijl de energiecomponent eerder gedaald is

Taxen

Distributie Tarieven

Bron: VEB

•

Regionale Regulatoren

DNB

CREG

ELIA

Federale Contributie

Transmissie Tarieven

Bron: Sia Partners

De energieleveranciers hebben invloed op de energie component. Energieleveranciers kunnen zich dus voornamelijk differentiëren en concurreren door middel van de combinatie prijs-dienstenpakket Schaaleffect zowel door portefeuille-effect als in cost-to-serve alsook operationele efficiëntie zijn manieren om kosten te drukken. CONFIDENTIAL © Sia Partners

20

2.2 Analyse van de energierekening: Gas (2/2) De gasrekening bestaat uit 74 % energie-gerelateerde componenten Samenstelling van de Gas Rekening Cash flows in de Energie Sector: Gas 8% 6%

Leverancier

12%

Leverancier Elektriciteitsprijzen

Elektriciteitsprijzen

74%

Energie

Netbeheer

Bijdrage

Kostendekkende vergoeding

Bron: VEB

•

De grootste kost op de finale rekening is voor gas wél de energiecomponent

•

Ongeveer 12 % van de kosten zijn distributie- of transport-gerelateerd

•

De distributie-en vervoernettarieven variëren niet tussen de verschillende distributienetgebieden in tegenstelling tot elektriciteit

Regional Regulators

DNB

Taxen

Distributie Tarieven

CREG

FLUXYS

Federale Contributie

Transport Tarieven

Bron: Sia Partners

De energieleveranciers hebben invloed op de energie component. Energieleveranciers kunnen zich dus voornamelijk differentiëren en concurreren door middel van de combinatie prijs-dienstenpakket. Schaaleffect zowel door portefeuille-effect als in cost-to-serve alsook operationele efficiëntie zijn manieren om kosten te drukken. CONFIDENTIAL © Sia Partners

21

2.3 Algemene Context Klassieke Energie Procurement 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 Forward Markets

Spot Markets

Elek- Aankoop

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 een markt visie. CONFIDENTIAL © Sia Partners 22

2.4 Overzicht van de Elektriciteit en Gas markten in België (1/3) Elke markt heeft zijn eigen producten met zijn specifieke eigenschappen Groothandelsmarkten zijn gereguleerde beurzen waar specifieke elektriciteit en gas producten kunnen uitgewisseld worden aan een dagelijks bepaalde prijs bepaalt door vraag aanbod en net beperkingen (nationale en internationale interconnectie-capaciteit). Er zijn twee types: 1. Korte Termijn markten (SPOT Markets) 2. Lange Termijn markten (Future trading )

LANGE TERMIJN MARKTEN  

Op de lange termijnmarkt kunnen toekomstige leveringen van energie gekocht of verkocht worden Producten gaan van M+1 (Maand + 1) over Q (Kwartaal) tot Cal+3 (Jaar +3)

DAY AHEAD MARKT 

Beurs waar energie kan worden gekocht voor de komende dag

INTRADAY MARKET 

Beurs waar energie kan worden gekocht voor de komende uren

Naast deze gereguleerde en gestructureerde handel kan er ook zogenaamde “Over the Counter” handel plaatsvinden wat betekent dat de handel zal plaatsvinden door middel van een directe interactie tussen twee partijen: > • Geen transparante prijsvorming • Prijs is het gevolg van een bilaterale overeenkomst tussen 2 partijen CONFIDENTIAL © Sia Partners

23

2.4 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  Elektriciteitsfutures kunnen verhandeld worden op de ENDEX BE beurs  Hoogcalorisch gas futures kunnen verhandeld worden op de Zeebrugge HUB waar laag calorisch gas wordt verhandeld via de TTF NL markt



Typische zogenaamde base load blokken – een minimale hoeveelheid van gas/elektriciteit die zowiezo moet geleverd worden – worden gekocht op de futures markt



De futures markt fungeert als een clearing house: een onafhankelijke entiteit die transacties faciliteert in een onafhankelijke en transparante manier Consumption



Peak load

Base load

(Bron: Sia Partners)


Time

(Bron: Ice Endex)

24

2.4 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. De markt opent 14 dagen voor de levering en sluit de dag voor de levering om 12.00. Prijzen voor de komende dag worden standaard gepubliceerd rond 13.00. Elektriciteit wordt verhandeld in blokken van 1 uur wat duidelijk wordt weergegeven door onderstaande figuur. Diverse producten worden aangeboden op de Day-Ahead markt. Op de “Belpex Continuous Intraday Market (CIM)” wordt elektriciteit verhandeld die dezelfde dag nog dient geleverd te worden. De markten openen dagelijks om 14.00 op de dag voor levering en sluit slechts 5 min voor de daadwerkelijke levering Er worden ook hier blokken van 1 uur verhandeld

GAS 

 

Voor gas zijn er 2 day-ahead markten die verschillen door de calorische waarde van het verhandelde gas: TTF day-ahead (TTF DAH) en APX ZTP day-ahead: TTF DAH is de day-ahead markt en sluit 2 uur voor de levering TTF Spot Within-Day is de intraday markt . (Bron: Ice Endex)


25

2.5 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

Q

Cal

Q

Q

MMMMMMMM

M t

t

t

t

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

V

MMM

Q



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

V

V

V



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

Spot Markt - H

V V

V

V t

t





Op de futures markt wordt het Cal-product aangekocht. Dit volume is onderhevig aan het futures market risico Het residueel profiel moet later door de leverancier worden aangekocht op de spot markt en is onderhevig aan het spot markt risico






Op de futures markt wordt het Q-product aangekocht. Dit volume is onderhevig aan het futures market risico Het residueel profiel moet later door de leverancier worden aangekocht op de spot markt en is onderhevig aan het spot markt risico

t





Op de futures markt wordt het M-product aangekocht. Dit volume is onderhevig aan het futures market risico Het residueel profiel moet later door de leverancier worden aangekocht op de spot markt en is onderhevig aan het spot markt risico



t

Het volledige profiel van de klant wordt door de leverancier aangekocht op de spot-markt en is onderhevig aan het spot markt risico

26

2.5 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 27

2.6 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 wil handel doen in de toekomst, vandaag. 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


28

2.6 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 verwachtén 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

29

2.6 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.

30

2.6 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

31

2.7 Samenvatting Activiteiten en Strategie van het Vlaams Energie Bedrijf Het Vlaamse Energie Bedrijf heeft als missie om de energiekost van de Vlaamse Overheid te verminderen door middel van: (a) Centraal en goedkoper energie aankopen, (b) overheidsinstellingen begeleiden om efficiënter om te springen met hun energie, (c) kennis, advies en expertise aan te bieden inzake hernieuwbare energie en (d) data te verzamelen, te analyseren en visualiseren met (energie) efficiëntie als finaal doel.

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 korte termijn- (BELPEX) of lange termijnmarkten (ENDEX).

H

Energie-Efficiëntie

Hernieuwbare Energie

• Opvolging gebruik • Benchmarking • OEPC - Projecten

• Kennis, advies en expertise

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

Data • Collectie, analyse en visualisatie

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

Korte Termijn Markt Flexibiliteit Interessante Prijsvorming Lange Termijn Markt Lage TCO

Totaal budget 38 miljard Euro

Energiefactuur Vlaamse overheid 700 mio€

Energie component 400 mio€

Door het aankopen van energie op de spotmarkten kan het Vlaams Energie Bedrijf energie aanleveren die werd aangekocht aan interessante prijzen (zie volgende slides) en kan ze daarenboven de algemene overhead erg laag houden gezien ze het klassieke energie procurement verhaal (zie vorige slides) niet nodig is. De kernwoorden zijn eenvoud en transparantie. VEB heeft echter enkel invloed op de energiecomponent van de factuur wat slechts 1 % van het totale budget van de Vlaamse Overheid is. 32 CONFIDENTIAL © Sia Partners

3

Analyse Risico Korte Termijn versus Lange Termijn Markten

section


33

3.1 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

34

3.1 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

35

3.1 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 36

3.2 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.


37

3.2 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

38

3.3 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

39

3.3 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 40 bij 3 tot 20 uur.

3.3 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

41

3.4 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

42

3.5 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

43

3.5 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%


44

4

Feedback potentiële klanten

section


45

4.1 Sleutelfactoren in de perceptie rond differentiërende toegevoegde waarde Klant koopt op basis van perceptie van TW en laat zich moeilijk overtuigen

Aandeel energiekost in totaalbudget voor de klantengroep is gemiddeld lager dan 2% van totaalbudget Elektriciteit is een commodity voor de klant, prijs is dus belangrijk. Aanbod van VEB is gericht op laagst mogelijke energie prijs en TCO, opbouw van LT relatie mbt. bereiken van maximale efficiëntie en verduurzaming met data als sleutel Standaard service aanbod rond energielevering op maat van de overheid zonder meer, gericht op efficiëntie en dus lage TCO VEB heeft competent personeel aan boord gericht op haar huidige strategie. VEB biedt nog geen specifieke waardepropositie ivm. meer gespecialiseerde adviesverlening mbt energie-efficiëntie Nog geen meting beschikbaar op vandaag. Er heerst wel controversie rond de gekozen strategie van VEB versus de noden van de doelgroep


Gepercipieerde toegevoegde waarde voor de klant

Totale klantenwaarde

Neutraal Significant voordeel Gepercipieerd issue

VEB segmenteert niet en biedt elke klant het standaard aanbod met oog op efficiëntie; Differentiatie of productuitbreiding zou een grote weerslag hebben op de organisatie

Totale kost

Productwaarde Financiële kost

Tijdskost

Doel van de VEB is zich duidelijk op prijs te differentiëren via de laagst mogelijke kostprijs

Interactietijd met VEB wordt nog niet specifiek gemeten op vandaag

Servicewaarde

Personeelswaarde

Imago/Merk

Inspanningskost

VEB heeft momenteel nog geen graadmeter van inspanning die de klant besteedt in de interactie met VEB

Psychische kost

Op vandaag speelt de voornaamste weerstand van potentiële klanten zich af in dit domein, vnl. gelinkt aan het gepercipieerd risico van de spotmarkt

Omschakelkost

Kost beëindiging vorig energiecontract? Kost voor stopzetting serviceverleners? Kost voor overbodig personeel? Kost systeem/organisatieomschakeling? Geen specifieke waardepropositie door VEB 46

4.2 Conclusies Interviews – De noden en wensen van potentiële klanten Enkele potentiële VEB klanten werden geïnterviewd om te pijlen naar hun specifieke wensen/weerstand

Verschillende entiteiten die voorlopig niet (wensen) samen (te) werken met VEB doen dit niet omwille van: 1.

RISICO-AVERSIE: Een risico averse bedrijfspolitiek wordt vaak opgelegd vanuit de raad van bestuur. Gezien dit wordt opgenomen in het energie-aankoopbestek, komt VEB hierdoor niet in aanmerking als leverancier.

2.

ONZEKERHEID: Onzekerheid over de aankooppolitiek op de spotmarkt omwille van de bevoorradingszekerheidsissues in België.

3.

ADMINISTRATIEF GEMAK: Sommige klanten zijn zelf een koepel voor aankoop en hebben een complexe structuur (vb. een groot aantal scholen) en wensen met erg eenvoudige vaste prijzen te werken die heel transparant doorrekenbaar zijn

naar de verschillende sub-besturen en hun boekhouding. 4.

NIET VAN TOEPASSING: Omdat hun leveringspunten niet overheidsgebonden zijn

Bij de ondervraagden is er wel vraag naar : 1.

100% groene energie

2.

Sterke services naar budgetbeheer, opvolging consumptie

3.

Prijs is steeds een determinerende factor voor zover wordt voldaan aan de andere randvoorwaarden zoals boven vermeld


47

5

Suggesties ter verbetering

section


48

Wie kan wat doen? Hierna worden een aantal mogelijke maatregelen gesuggereerd die, gelet op de analyseresultaten van deze studie, in aanmerking komen voor verdere studie en mogelijke implementatie:


49

6

Conclusies

section


50

Conclusies met betrekking tot het risico van de korte termijnmarkt versus de lange termijnmarkt Risico van de Energiecomponent – De VEB heeft enkel impact op de energiecomponent van de energiefactuur. Inzake de energiecomponent stelt zich de vraag rond

relatieve kostprijs van aankoop op de korte termijn (spot) versus de lange termijn (futures) markt. De studie legt om te beginnen het verschil uit tussen beide markten en toont aan bij historische vergelijkende analyse van de laatste jaren tussen de gerealiseerde spotmarktprijzen en de overeenkomstige voorspelde CAL-futureprijzen, dat aankoop op de spotmarkt gemiddeld 7,59% goedkoper is gebleken voor elektriciteit en 5,23% voor gas. Dit is voornamelijk te wijten aan significante risicopremies die ingecalculeerd worden op de futuresmarkt, die niet worden toegepast in de spotmarkt. – Inzake de energiecomponent stelt zich de vraag of de aankooppolitiek van de VEB op de spotmarkt een significant hoger risico

inhoudt dan de aankoop op de lange termijn markten. Prijsrisico vindt naast de algemene prijstendens ook zijn oorsprong in marktprijsvolatiliteit. Traditioneel kopen de overheidsinstellingen hun energie eerder op de lange termijn of futures-markt via een clickproduct om prijsrisico’s in te dekken. Ook deze aankoopstrategie heeft echter een inherent risico, namelijk het vast-clicken van een prijs op een te hoog niveau. 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 vraagproductieaanbod). Voor gas worden de prijstendenzen eerder bepaald door effecten op mondiale schaal. De huidige futures tonen geen significante algemene stijgingen aan. – Wat betreft volatiliteit zien we dat zowel de spotmarkt voor gas als elektricteit vrij liquide markten zijn waar weinig tot geen extreme

prijspieken zijn waargenomen in het nabije verleden. Er heerst echter een punctuele bezorgdheid in de elektriciteitsmarkt rond bevoorradingszekerheid in België in de komende winter 2015-2016 en dus het risico op extreme prijspieken tot 3000 €/MWh. De studie toont dat in de worst-case simulatie met een extreem hoge energievraag ten gevolge van een strenge winter, gecombineerd met een beperkte productie- en importcapaciteit, tot 26 kritische uren kunnen ontstaan met onvoldoende adequacy garantie. Indien op dat ogenblik door de netbeheerder geen reservemaatregelen (zoals reservecapaciteit, vraagsturing) meer kunnen worden getroffen, zou dit in de worst-case een budgetaire impact van 20% kunnen hebben op de energiecomponent of gemiddeld 8% op de totale elektriciteitsjaarfactuur van een type-klant uit de doelgroep van VEB. Deze cijfers moeten bovendien in het licht gezien worden van het feit dat het aandeel van de energiefactuur in het totale werkingsbudget van de klanten van de VEB gemiddeld 2% bedraagt, waarvan de energiecomponent (elek) op zijn beurt gemiddeld slechts 41% bedraagt. Er kan dus gesteld worden dat het budgetrisico op macroniveau voor de Vlaamse overheid zeker te mitigeren valt. Verder moet vermeld worden dat VEB door haar conservatief budgetadvies gebaseerd op Endex-CAL, waarin dit bevoorradingsrisico al mede ingecalculeerd zit, reeds een preventieve mitigering toepast. CONFIDENTIAL © Sia Partners

51

Conclusies met betrekking tot de evolutie van de niet-energiecomponenten Significante stijging verwacht in de DNB tarieven

– Om een totaalbeeld te krijgen van de mogelijke budgetimpact op de energiefactuur ten gevolge van evolutie van verschillende

externe factoren, moet naast de mogelijke risico’s voor de energiecomponent ook een analyse gemaakt worden van de mogelijke stijging van de niet-energiecomponenten.

– Inzake de niet-energiecomponenenten wordt gewezen op aankomende significante stijgingen in distributienettarieven

tengevolge van de mogelijke doorrekening van vennootschapsbelasting van de DNBs, de doorrekening van de achterstallige factuur van de groene stroomcertificaten en regulatoire saldi uit het nabije verleden, de conversie van L naar H-gas of mogelijks zelfs de slimme meters. Afhankelijk van de beleidsbeslissingen of en wanneer deze effecten doorgerekend zullen worden, kan het gecumuleerd effect op de distributienettarieven in dezelfde grootteorde liggen als dit van het extreme worst case risico op de energiecomponent. – Ook de andere niet-energie-gerelateerde componenten zoals heffingen e.d. kunnen significante impact hebben op de

eindfactuur. Dit alles samen veroorzaakt ook een budgetimpact in de energie-aankoopfactuur van de Vlaamse Overheid en dient dus proactief opgenomen te worden in de budgetcyclus. VEB staat haar klanten daarin ook bij. Alle informatie omtrent evoluties in deze deelaspecten van de energiefactuur moeten idealiter ook gekend zijn voor de aanvang van de jaarlijkse budgetcyclus om ze volledig en correct te kunnen anticiperen in de begroting.


52

Conclusies met betrekking tot mogelijke maatregelen ter verbetering

De studie geeft finaal naast haar educatieve inhoud en objectiverende risico-analyse, ook een reeks suggesties rond mogelijke nuttige initiatieven die kunnen bijdragen tot een coherent en competent beleid binnen de Vlaamse Overheid en haar instellingen rond energieaankoop en energie-efficiëntie : –

Informatie, sensibilisering en opbouw van kennis rond de werking van energiemarkten bij de beslissingsnemers inzake energieaankoop en bij de afdelingen financiën en begroting bij de Vlaamse Overheid

–

Incentivering van overheidsinstellingen tot energie-aankoop via VEB en tot het nemen van efficiëntiemaatregelen

–

Gerichte energiebudgetering op basis van gedocumenteerde en realistische volume-en prijshypotheses met activeerbaar contingency budget of provisionnering (enkel) voor extreme gevallen met onverwachte budgetimpact (eerder dan automatische budgetering voor worst-case)

–

Sensibilisering en invoer van een actief beleid rond risicobeheersing, ook voor energieaankoop buiten VEB

–

Mogelijke pistes voor aanvullend producten dienstenaanbod bij de VEB inzake informatie, educatie, administratieve ontzorging, databeheer, etc… om de behoeften van haar doelgroep tegemoet te komen


53

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 18 bd Montmartre 75009 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 termijnmarkt versus de lange termijnmarkt

Recommend Documents