Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax:02/289.76.09
COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS
STUDIE (F)080515-CDC-766
aanvullend bij
‘de studie (F)060309-CDC-537 betreffende de impact van het systeem van CO2-emissierechten op de elektriciteitsprijs in België van 2005 tot 2007’
15 mei 2008
INHOUDSOPGAVE Pagina Inleiding
3
1. Raming van de windfall profits voor de elektriciteitsproducenten in België per marktsegment
4
1.1. Detailhandelsmarkt
4
1.2. Groothandelsmarkt
5
1.2.1. Correlatie tussen de prijs van de EUA en de elektriciteitsprijs
5
1.2.2. Vergelijking van de evolutie van de elektriciteitsprijs op de captieve markt en op de geliberaliseerde markt 1.2.3. Berekeningsmethodologie en resultaat 1.2.4. Controle van de grootteorde van het verkregen resultaat
2. Reële kosten van de EU ETS voor de producenten
7 8 17
19
2.1. Toewijzingsprincipes
19
2.2. Het naleven van de opgelegde verplichtingen door de producenten
19
2.3. Kosten die door de producenten werden gedragen
21
3. Raming van de windfall profits in Groot-Brittannië en Spanje
22
3.1. Groot-Brittannië
22
3.2. Spanje
24
4. Conclusie
28
2/28
INLEIDING Deze aanvullende analyse die op initiatief van de CREG werd gerealiseerd, heeft tot doel om de studie (F)060309-CDC-537, uitgevoerd in 2006 op verzoek van de minister van Energie, te actualiseren op basis van de productie- en emissiegegevens die vandaag beschikbaar zijn.
De lezer dient de vorige studie te raadplegen voor de volgende punten:
de voorstelling van de grote lijnen van het Europese systeem van emissierechten, de vertaling van de Europese doelstelling in de regionale allocatieplannen en hun impact op de productie-eenheden van de elektriciteitssector (behandeld in het eerste deel); de theoretische benadering van de impact aan de hand van opportuniteitskosten en windfall profit (derde deel); de grenzen van de theoretische benadering (vierde deel).
Het Directiecomité van de CREG keurde onderhavige studie goed op 15 mei 2008.
3/28
1. Raming
van
de
windfall
profits
voor
de
elektriciteitsproducenten in België per marktsegment 1.1.
1.
Detailhandelsmarkt
De Waalse en Brusselse markt werden pas volledig geliberaliseerd op 1 januari 2007.
De toepassing van gereguleerde prijzen op de captieve afnemers belette elke integratie van CO2-kosten. 2.
Voor de geliberaliseerde laagspanningsklanten behielden de twee belangrijkste
leveranciers een gelijkaardige tariefstructuur als deze in de captieve markt met name op basis van de geïndexeerde parameters Nc en Ne. De volgende grafiek stelt de evolutie voor van de factuur van een klant van het type Dc bij Electrabel en SPE na neutralisatie van de evolutie van de parameters Nc en Ne. Grafiek 1 –
Evolutie van de factuur van een huishoudelijke afnemer met constante Nc en Ne parameters Dc1 klant (3.500 kWh waarvan 1.300 kWh TUT nacht voor 2007, 3.500 kWh waarvan 1.900kWh nacht vanaf 2007, 4-9 kVA) - Energie component
300
EUR/jaar
250 200
ECS Energy Plus
150
Luminus actif
100 50
/0 3 1/ 04 4/ 04 7/ 04 10 /0 4 1/ 05 4/ 05 7/ 05 10 /0 5 1/ 06 4/ 06 7/ 06 10 /0 6 1/ 07 4/ 07 7/ 07 10 /0 7
7/
10
03
0
Facturatiemaand
Op basis van de analyse van deze grafiek kunnen de volgende vaststellingen geformuleerd worden: bij Electrabel is de factuur van deze klant stabiel gebleven tijdens de hele periode. De twee aanpassingen van de tariefformule in juli 2004 (verhoging van de vaste term, verlaging van de parameters Nc en Ne) en in januari 2007 (uitbreiding van het nachttarief tot het weekend) werden zodanig berekend dat ze geen enkele invloed van betekenis hadden op de factuur van de Dc1-verbruiker;
4/28
bij Luminus werd de facturatie formule aangepast in september 2006, toen Luminus niet meer in staat was om lagere tarieven aan te houden dan Electrabel, en in januari 2007 om rekening te houden met de uitbreiding van het nachttarief tot het weekend.
Geen van deze aanpassingen werd uitgevoerd op een moment van sterke prijsstijging van de emissierechten. Onder voorbehoud van een grondiger onderzoek van de productiekosten, kan men hieruit besluiten dat de opportuniteitskosten van de emissierechten niet in de verkoopprijs van de detailhandelsmarkt werden verrekend.
De pass through op deze markt bedroeg 0%.
1.2.
3.
Groothandelsmarkt
De day ahead-markt is pas echt van start gegaan in november 2006 met de oprichting
van Belpex. In 2007 vertegenwoordigden de transacties op deze markt slechts 8,5% van het volume op het Belgische net. In het raam van deze studie heeft de CREG zich dus op de termijnmarkt geconcentreerd. Deze markt integreert overigens in zekere mate de prijsinformatie van de spotmarkt.
1.2.1. Correlatie tussen de prijzen van de emissierechten (EUA) en de elektriciteitsprijs
4.
In België wordt de grote meerderheid van de transacties op de groothandelsmarkt
uitgevoerd op basis van bilaterale termijncontracten (OTC-markt).
5.
De volgende grafiek stelt de evolutie voor van de forward-prijs van de EUA (European
Union Allowances) en de marktprijs forward Y+1 voor elektriciteit op de groothandelsmarkt in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland.
5/28
Grafiek 2 – Evolutie van de elektriciteitsprijs en de prijs van de emissierechten
Groothandelsprijs baseload en EUA prijs forward Y+1 in 2004 - 2005 - 2006 80,00 70,00
€/MWh-€/t CO2
60,00
BE 50,00 40,00 30,00
FR NL DE EUA
20,00 10,00
1/ 0 1/ 1/ 2 0 0 1/ 2/ 2 04 0 0 1/ 3/ 2 04 0 0 1/ 4/ 2 04 0 0 1/ 5/ 2 04 0 0 1/ 6/ 2 04 0 0 1/ 7/ 2 04 0 0 1/ 8/ 2 04 0 0 1/ 9/ 2 04 1 0 1/ 0/ 2 04 1 0 1/ 1/ 2 04 1 0 1/ 2/ 2 04 0 0 1/ 1/ 2 04 0 0 1/ 2/ 2 05 0 0 1/ 3/ 2 05 0 0 1/ 4/ 2 05 0 0 1/ 5/ 2 05 0 0 1/ 6/ 2 05 0 0 1/ 7/ 2 05 0 0 1/ 8/ 2 05 0 0 1/ 9/ 2 05 1 0 1/ 0/ 2 05 1 0 1/ 1/ 2 05 1 0 1/ 2/ 2 05 0 0 1/ 1/ 2 05 0 0 1/ 2/ 2 06 0 0 1/ 3/ 2 06 0 0 1/ 4/ 2 06 0 0 1/ 5/ 2 06 0 0 1/ 6/ 2 06 0 0 1/ 7/ 2 06 0 0 1/ 8/ 2 06 0 0 1/ 9/ 2 06 1 0 1/ 0/ 2 06 1 0 1/ 1/ 2 06 12 0 / 2 06 00 6
0,00
Bronnen: Platts, Point Carbon
Deze grafiek toont enerzijds de toenemende convergentie tussen de Franse, Belgische en Duitse markt, en anderzijds een uitermate opvallende parallelle evolutie tussen de prijs van de emissierechten en de elektriciteitsprijs tussen half 2005 en begin 2006, op het ogenblik waarop de prijs van de emissierechten een sterke stijging vertoonde.
In april 2006, toen de reële emissies van 2005 gekend waren, bleek dat er een overschot op de markt zou zijn en begon de prijs van de emissierechten te dalen. Hoewel er begin mei 2006 een gelijktijdige daling van de elektriciteitsprijs werd waargenomen, zijn de twee curven vervolgens uiteengelopen. Dit illustreert de interactie van verschillende factoren in de bepaling van de elektriciteitsprijs, waarvan de brandstofprijs de belangrijkste blijft. Het is dus erg moeilijk om uit een dergelijke grafiek het aandeel in de variatie van de elektriciteitsprijs af te leiden dat toeschrijfbaar is aan de emissierechten.
6/28
1.2.2. Vergelijking van de evolutie van de elektriciteitsprijs op de captieve markt en op de geliberaliseerde markt
6.
Op de captieve markt was het all in tarief van de klanten die op het transportnet waren
aangesloten, representatief voor de gemiddelde productie- en transportkosten zonder CO2 aangezien het doorrekeningmechanisme van de kosten van emissies van broeikasgassen nog niet werd toegepast. De CREG heeft deze tarieven verlengd door de waarden van de Nc en Ne1 parameters aan te passen en heeft vervolgens de door Elia gepubliceerde transporttarieven afgetrokken om op de volgende manier een raming van de prijs van de commodity exclusief CO2 te verkrijgen: all in tarief PIT2-klanten =
1,4338 X Nc + 28,3150 X Ne - transporttarief Elia _________________________________________
= gemiddelde elektriciteitsprijs excl. CO2 Op basis van de vergelijking met de marktprijs (forward Y+1 Platts), die in de volgende grafiek wordt getoond, kan men vaststellen dat de marktprijs bijna altijd hoger ligt dan de captieve prijs. Dit kan erop wijzen dat de CO2-kosten in de marktprijs werden geïntegreerd. Deze analyse laat ons echter niet toe dit met zekerheid vast te stellen omdat de tariferingslogica's verschillen. Het all in tarief was immers op gemiddelde kosten gebaseerd, terwijl de marktprijs de marginale kosten3 weerspiegelt. Dit kan een gedeelte van het vastgestelde verschil verklaren.
1
De gebruikte waarden zijn de waarden die op de website van de CREG werden gepubliceerd voor de geanalyseerde periode. 2
PIT = Klanten die het distributienetwerk niet verbruiken
3
In de captieve markt werd het tarief zodanig bepaald dat de totaliteit van de reële productiekosten van het park gedekt was. Het vertegenwoordigde dus de gemiddelde productiekosten van het geheel van eenheden in werking. In de geliberaliseerde markt wordt de prijs in principe bepaald door de productiekosten van de laatst verkochte kWh. De producent gebruikt zijn productie-eenheden in stijgende volgorde van kosten. De laatste kWh wordt dus geproduceerd met de duurste eenheid in werking.
7/28
Commodities
Platts forward Y+1
EUR/t CO2
nov-07
sept-07
0
juli-07
0
mei-07
10
maart-07
10
jan-07
20
nov-06
20
sept-06
30
juli-06
30
mei-06
40
maart-06
40
jan-06
50
nov-05
50
sept-05
60
juli-05
60
mei-05
70
maart-05
70
jan-05
EUR/MWh
Grafiek 3 – Vergelijking van de elektriciteitsprijs van de captieve en de geliberaliseerde markt
EUA prijs
Het is om verschillende redenen die in de studie (F)060309-CDC-537 worden besproken, niet mogelijk de pass through op deze markt te bepalen. De CREG heeft niettemin de windfall profits geraamd volgens de methodologie en op basis van de gegevens die hierna worden voorgesteld.
1.2.3. Berekeningsmethodologie en resultaat
7.
De gebruikte methode is gebaseerd op de berekening van de marginale kosten.
Het doel is de stijging van de verkoopprijs van elektriciteit te evalueren die te wijten is aan het Europese systeem van trading van emissierechten (EU ETS – European Union Emissions Trading Scheme) en de methodologie toe te passen op de totale kWh„s die werden geproduceerd en verkocht op de groothandelsmarkt.
8/28
De berekeningsmethode bestaat uit vier stappen die hieronder worden beschreven en die als volgt kunnen worden samengevat:
Voor elk uur: Stap 1. forward-marktprijs (met EU ETS) – forward-verkoopprijs zonder EU ETS = Δ Stap 2. Als Δ >0; MIN (Δ, CO2-kosten van de marginale eenheid met EU ETS)4 Stap 3. MIN x totaal geproduceerde kWh = windfall profit / uur Totale jaarlijkse winst: Stap 4. (∑ windfall profit / uur) x % van de verkopen op de groothandelsmarkt
Bepaalde termen van deze vergelijkingen zijn gekend, andere moeten worden geraamd. Stap 1:
Forward-marktprijs (met EU ETS) – Forward-verkoopprijs zonder EU ETS = Δ
Marktprijs
8.
De forward-marktprijs met EU ETS is de marktprijs die door Platts wordt gepubliceerd
voor de leveringen op een jaar. De CREG is ervan uitgegaan dat de productie van één dag werd verkocht op dezelfde dag van het vorige jaar aan de forward-prijs die op dat moment gold. Aangezien men niet weet wanneer de verkopen werden gerealiseerd, kunnen we met deze methode een prijsweging opstellen.
Verkoopprijs zonder EU ETS
9.
De verkoopprijs die zou zijn toegepast als het systeem van de emissierechten niet had
bestaan, is niet bekend. Omdat we niet over een model beschikken om de dispatching van de productie-eenheden en de interacties met de buitenlandse markten nauwkeurig te simuleren, heeft de CREG de volgende hypothese geformuleerd:
de verkoopprijs zonder EU ETS =
marginale kosten (Km) zonder de CO2-kost van de marginale Belgische productie-eenheid
4
Het doel is te bepalen in welke mate de prijsstijging die in stap 1 werd waargenomen de opportuniteitskosten van de CO2-emissies van de marginale eenheid dekt.
9/28
a) Selectie van de productie-eenheden
10.
Hiervoor dient voor elk uur van 2005, 2006 en 2007 de curve van de merit order
berekend te worden van de productie-eenheden die de marktprijs kunnen bepalen. De volgende grafiek vertoont een curve die kenmerkend is voor de Belgische markt.
Grafiek 4 - Merit order van het Belgische gecentraliseerde productiepark, inclusief CO2 Aanbodscurve 300 250
€/MWh
200 150 100 50 0 0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Beschikbare capaciteit (MW) Marginale productiekost Bron: CREG
In deze grafiek vertegenwoordigen de verschillende drempelwaarden achtereenvolgens:
de kerncentrales; de pompcentrales; de centrales op biomassa; de gasturbines met gecombineerde cyclus; de thermische steenkoolcentrales & de thermische gascentrales; de gasturbines met open cyclus; de dieselcentrales; de turbojets.
10/28
De laatste drie types zijn noodeenheden die erg weinig worden gebruikt. De CREG is van oordeel dat hun kosten niet in aanmerking worden genomen als de producent zijn verkoopprijs berekent.
De kerncentrales die zich aan het andere uiteinde van de curve bevinden, zijn nooit marginaal ingeschakelde eenheden. Uit de reële productiegegevens blijkt namelijk de aanwezigheid van thermische centrales voor elk uur van het jaar. De marginale kosten van de kerncentrales zullen de marktprijs dus waarschijnlijk evenmin bepalen.
b) Bepaling van de marginale kosten van de marginale productie-eenheid
11.
Van de weerhouden eenheden heeft de CREG:
-
op basis van de reële productiegegevens per kwartier, die ter beschikking gesteld werden door Elia, de eenheden geïdentificeerd die in werking waren op een bepaald uur;
-
de werkingskosten aan de bedoelde eenheden toegekend.
Deze werkwijze gaat ervan uit dat de eenheden die in werking werden gesteld dezelfde zouden zijn geweest zonder het systeem van emissierechten en dat de brandstofkosten identiek zouden zijn geweest. Dat is waarschijnlijk het geval geweest tijdens een gedeelte van de geanalyseerde periode voor zover de CO2-prijs te laag was om een fuel switch te genereren.
De marginale kosten op korte termijn worden als volgt berekend:
Marginale kosten op korte termijn = brandstofkosten + variabele kosten O&M (Operation & maintenance)
Omdat we niet over de aankoopcontracten voor de brandstoffen van de producenten beschikken, noch over gedetailleerde informatie over de werkingskosten van elke productieeenheid, heeft de CREG de volgende informatie gebruikt:
11/28
De brandstofkosten
12.
Wanneer deze informatie beschikbaar was, heeft de CREG de forward-prijs Y+1
gebruikt en anders de spotprijs die geldig was op het moment waarop het verkoopcontract werd getekend (zie tabel 1 hieronder).
Voorbehoud Hoewel de spotprijzen ongetwijfeld een invloed uitoefenen op de bepaling van de termijnverkoopprijs, zijn ze vaak volatiel en wordt ze bepaald door korte termijn parameters (vb. de temperatuur die voor de volgende dagen wordt aangekondigd). Als deze spotprijzen gebruikt worden, bestaat het gevaar dat de productiekosten overschat worden en dus het bedrag van de windfall profits onderschat wordt.
Tabel 1 – De kosten van de gebruikte brandstoffen Type brandstof
Notering
Beschrijving
Bron
Gas
ZIG
Maandelijks gemiddelde van de spotnoteringen
DowJones
Steenkool
API#2
Cif ARA
Argus McCloskey
2005: spot 2004 2006 en 2007: forward Y+1 Fuel
Brent
Cokesovengas
= steenkool
Hoogovengas
= steenkool
Hydraulisch (pompcentrales)
Indicatief programma 2005
Houtpellets
Geneutraliseerd met de groene certificaten
Brent crude futures positions 12 months
ICE / Theice
Producenten
O&M-kosten 13.
De onderhoudskosten werden overgenomen van het indicatieve programma dat in
2005 door de CREG werd opgesteld.
De gegevens van 2003 werden aan de inflatie aangepast op basis van 2,5% per jaar.
12/28
Output van stap 1:
forward verkoopprijs zonder EU ETS en het verschil hiervan met de forward-marktprijs.
Stap 2: Identificatie van het aandeel opportuniteitskosten voor de CO2-emissie dat de marktprijs toelaat te integreren
a) Identificatie van de marginale eenheid
14.
Er werd een tweede berekening van de merit order uitgevoerd na toevoeging van de
opportuniteitskosten voor CO2-emissie aan de variabele productiekosten die in aanmerking werden genomen in stap 1. De impact op de marginale kosten wordt getoond in volgende schema‟s. Schema 1 : Merit order zonder emissiekost
Schema 2 : Merit order met emissiekost
€/MWh
€/MWh p'
D p
O
Nucleair
Steenkool
D
p
Gas
O' O
Nucleair
Gas
Steenkool
Q
Q
In dit voorbeeld is de marginale eenheid na toevoeging van de opportuniteitskosten voor CO2-emissie, een steenkooleenheid geworden en zijn de opportuniteitskosten voor de CO2emissie van die eenheid opgenomen in de marktprijs (P‟).
Marginale kosten op korte termijn = brandstofkosten + variabele kosten O&M + opportuniteitskosten voor de CO2-emissie
Voor deze berekening werden de volgende gegevens gebruikt: Tabel 2 – Kosten van de emissierechten die werden gebruikt Type kosten CO2-kosten
Notering Van 01/01 tot 30/11/2004: 8 EUR/ton
Beschrijving
Bron
Geen notering gepubliceerd
Raming CREG
Forward Y+1
Point Carbon
Vanaf 01/12/2004: EUA-prijs
13/28
Het gebruik van de CO2 forward-prijs is gerechtvaardigd voor zover het de prijs is die werd gepubliceerd op het moment van de ondertekening van het termijncontract, die in de verkoopprijs van elektriciteit werd geïntegreerd.
Voor elk uur is geïdentificeerd welke de centrale in werking is met de hoogste marginale kosten inclusief CO2-emissierechten.
b) Vergelijking van de CO2-opportuniteitskosten
van de marginale eenheid met het
prijsdifferentieel berekend in stap 1
15.
Als:
De redenering wordt geïllustreerd met het volgende voorbeeld:
verkoopprijs zonder EU ETS:
50 EUR/kWh
Marktprijs (met EU ETS):
55 EUR/kWh
CO2-kosten van de marginale eenheid: dan:
6 EUR/MWh
dekt de prijsverhoging 83% (5 EUR/6 EUR) van de CO2-kosten van de marginale eenheid.
Het doel is het aandeel van de CO2-opportuniteitskosten van de marginale eenheid te bepalen die kunnen gedekt worden door de vastgestelde prijsstijging. Deze berekeningswijze voorkomt dat er a priori een transferprijs (pass through) moet worden bepaald.
Output van stap 2: per uur: CO2-kosten/MWh gedekt door de prijsverhoging.
Stap 3: Berekening van de windfall profit per uur
16.
De verhoging van de marktprijs die het gevolg is van de gedeeltelijke of gehele
integratie van de CO2-opportuniteitskosten van de marginale productie-eenheid wordt toegepast op de totaliteit van de verkochte kWh die werden geproduceerd met inframarginale eenheden zoals in het volgende schema wordt getoond.
14/28
Schema 3 – Illustratie van de windfall profit €/MWh p'
D
O'
CO2 windfall profit p
O
Nucleair
Gas
Steenkool
Q
Om de windfall profit te berekenen die door het geheel van Belgische producenten werd gerealiseerd, moet de prijsstijging die in stap 2 werd berekend, vermenigvuldigd worden met het juiste volume. Om dit volume te bepalen, werd de volgende redenering toegepast:
-
de productie van de noodeenheden die in stap 1 werden geïdentificeerd, wordt niet in aanmerking genomen omdat hun marginale kost meestal hoger ligt dan de marktprijs;
-
de geïmporteerde elektriciteit wordt niet in aanmerking genomen: in dit geval realiseert de buitenlandse producent immers de windfall profit;
-
de elektriciteit die in België wordt geproduceerd voor export werd in aanmerking genomen omdat het de Belgische producent is die de CO2-kosten in zijn verkoopprijs integreert;
-
de elektriciteit die wordt geproduceerd door de centrales die in samenwerking met de bedrijven werd ontwikkeld, wordt in aanmerking genomen. Er kunnen zich veel
voorbeeldgevallen
voordoen
naargelang
van
de
ondertekende
overeenkomsten (het bedrijf neemt de elektriciteit af die het nodig heeft en de geassocieerde
elektriciteitsproducent
commercialiseert
het
overschot,
de
geproduceerde elektriciteit wordt volledig in het net geïnjecteerd en vervolgens koopt het bedrijf aan een onderhandelde prijs,…). Het is dus niet mogelijk de windfall profit van elke partij afzonderlijk te bepalen. Electrabel en SPE zijn trouwens evenwichtsverantwoordelijken (ARP) voor bijna alle installaties die op het transportnet zijn aangesloten; -
de kWh die door Coo en Platte Taille werden verbruikt in de pompfase werden afgetrokken.
15/28
=> in aanmerking genomen volume =
kWh
geïnjecteerd
in
het
Elia-net
–
kWh
geproduceerd door de noodeenheden.
Output van stap 3: raming van de bruto windfall profit per uur.
Stap 4: Raming van de totale netto windfall profit
17.
De uurwinsten die werden berekend in stap 3 worden opgeteld om de jaarlijkse winst te
verkrijgen.
Het gaat om de bruto windfall profit omdat het werd berekend op de totaliteit van de geproduceerde kWh (behalve productie van de piekeenheden). De opportuniteitskosten van de CO2 werden echter waarschijnlijk niet geïntegreerd in de verkoopprijs voor de laagspanningsklanten van wie de tariefformule geïndexeerd wordt met de parameters Nc en Ne. Om de netto windfall profit te berekenen, heeft de CREG de
in België geproduceerde
elektriciteit (tabel 3) die jaarlijks aan de laagspanningsklanten wordt verdeeld volgens de distributienetbeheerders (tabel 4) van de totale productie afgetrokken. Het aandeel van het laagspanningsverbruik dat geïmporteerd is, mag echter niet worden afgetrokken voor zover het in stap 3 niet in de berekening werd opgenomen. Tabel 3 – Gedeelte van het Belgische verbruik dat door de Belgische productie wordt gedekt 2005 2006 2007 Gemiddeld 84% 79% 83% 82% Bron: CREG op basis van gegevens van Elia
Tabel 4 – Hoeveelheid elektriciteit verdeeld aan de laagspanningsklanten DNB
2005 2006 MWh MWh Totaal 26.808.017 27.067.664 Bron: Tariefvoorstellen van de DNB
2007 Totaal MWh MWh 27.461.754 81.337.435
16/28
Hierna volgt de berekening: Bruto Windfall profit X [geproduceerde Q – (81.337.435 * 82%)] / geproduceerde Q
Output van stap 4: raming van de netto windfall profit die door de elektriciteitsproducenten werd gerealiseerd:
Tabel 5 - Raming van de windfall profit die door de elektriciteitsproducenten werd gerealiseerd op de groothandelsmarkt in België van 2005 tot 2007 2005 EUR
2006 EUR
2007 EUR
Totaal EUR
Jaarlijks gem. EUR
Gemiddelde EUR/MWh verkocht op de groothandelsmarkt
Windfall profit
323.866.728 251.251.446
640.388.462 1.217.393.678
405.797.893
6,88
1.2.4. Controle van de grootteorde van het verkregen resultaat
18.
De CREG heeft een controle uitgevoerd van de grootte orde van het verkregen
resultaat:
-
door de gemiddelde emissie te meten als gevolg van de productie van de marginale MWh;
-
door ze te vermenigvuldigen met de gemiddelde jaarlijkse prijs van de emissierechten (forward Y+1);
-
door het resultaat te vermenigvuldigen met de geproduceerde hoeveelheid voor de groothandelsmarkt.
Vertrekkend van het rendement van de marginale eenheden op gas en steenkool (eenheden met regelmatige werking waarvan het rendement het zwakst is) en in de veronderstelling dat de marginale MWh voor 40% op basis van steenkool en voor 60% op basis van gas wordt geproduceerd, bedraagt het gemiddelde emissiepercentage 0,7 ton CO2 per MWh.
De
berekening wordt gedetailleerd voorgesteld in de volgende tabel.
17/28
Tabel 6 – Gemiddelde emissies van de marginale eenheden Brandstof Steenkool Gas Emissies
in kg CO2 per GJ
Rendement van de marginale eenheid Emissies van de marginale eenheid Verhouding brandstoffen Gemiddelde emissies
in t CO2 per MWhth % in t CO2 per MWhelec % in t CO2 per MWhelec
Totaal
95,95
55,83
0,35 36% 0,96 40% 0,38
0,20 38% 0,53 60% 0,32
0,70
Wanneer de producent zijn aanbod samen stelt, integreert hij de opportuniteitskosten van de emissierechten die vereist zijn om deze CO2-emissie te dekken. Deze kosten zijn afhankelijk van de marktprijs van de emissierechten. Het wiskundige gemiddelde van de forward-prijzen Y+1 van de EUA gepubliceerd door Point Carbon is:
8,04 EUR/t CO2 voor 2005; 18,18 EUR/t CO2 voor 2006; 18,13 EUR/t CO2 voor 2007. Als de pass through 100% bedraagt op de groothandelsmarkt, dan wordt hogervermelde 0,7 ton CO2 gewaardeerd aan zijn marktprijs en als dusdanig geïntegreerd in de verkoopprijs van elke MWh die voor de groothandelsmarkt wordt geproduceerd.
0,7 x [(kosten emissierechten 2005 x Q geproduceerd in 2005 voor de groothandelsmarkt) + (kosten emissierechten 2006 x Q geproduceerd in 2006 voor de groothandelsmarkt) + (kosten emissierechten 2007 x Q geproduceerd in 2007 voor de groothandelsmarkt)] = 1.829.489.346 EUR.
Het bedrag van de verkregen windfall profits is 1.829.489.346 EUR voor de periode 2005 – 2007.
Het bedrag dat werd verkregen met de methode van de marginale kosten
vertegenwoordigt 67% van deze waarde. De pass through is gematigd, wat erop lijkt te wijzen dat een berekening met de reële aankoopprijs van de brandstoffen waarschijnlijk een hogere windfall profit zou hebben gegeven.
18/28
2. Reële kosten van de EU ETS voor de producenten Het doel van dit hoofdstuk is de noodzaak te onderzoeken om het resultaat dat met de methode van de marginale kosten werd verkregen, te corrigeren voor eventuele kosten/opbrengsten resulterend uit de toewijzing van de emissierechten. 2.1.
19.
Toewijzingsprincipes
In elke regio is de toewijzing van de emissierechten gebaseerd op het grandfathering-
principe (toewijzing op basis van de emissies die in het verleden waargenomen zijn) eventueel gecorrigeerd door een benchmarking.
20.
In de periode 2005-2007 werden de emissierechten gratis toegekend aan de
installaties voor elektriciteitsproductie in België. 2.2.
21.
Het naleven van de opgelegde verplichtingen door de producenten
De volgende tabel toont de vergelijking tussen de toegelaten en de reële emissies van
elke installatie in het Belgische gecentraliseerde productiepark5 onderworpen aan de EU ETS.
5
Installaties waarvan de core business de productie van elektriciteit is met het doel deze op de markt
te verkopen.
19/28
Tabel 6 – Belgisch
gecentraliseerd
productiepark
voor
elektriciteit:
toegekende
emissierechten en geverifieerde emissies Naam van de installatie
Type centrale
Geïnstalleerd
vermogen (MW) Electrabel Vlaamse Gewest Electrabel Herdersbrug Electrabel Vilvoorde Electrabel Rodenhuize (1) Electrabel Kallo Electrabel Ruien Electrabel Drogenbos Electrabel Zandvliet Power Electrabel Mol Electrabel Langerlo Electrabel Langerbrugge Electrabel turbojet Zeebrugge Electrabel Turbojet Noordschote Electrabel Turbojet Zedelgem Electrabel Turbojet Zelzate Electrabel Turbojet Aalter Electrabel Turbojet Beerse Totaal Electrabel Vl Waalse Gewest Electrabel Baudour (Saint-Ghislain) Electrabel Amercoeur-Roux Electrabel Monceau Electrabel Flémalle (Awirs) Electrabel Bressoux Electrabel Turbojet Turon Electrabel Turbojet Cierreux Electrabel Turbojet Deux-Acren Totaal EBL Wal Brussels Hoofdstedelijk Gewest Electrabel Turbo jet Schaerbeek Electrabel Turbo jet Ixelles (Volta) Electrabel Turbo jet Buda-Machelen Totaal Electrabel Bxls Totaal Electrabel Essent - INESCO SPE Waalse Gewest SPE Seraing SPE Angleur TGV1 SPE Moncin Seraing Totaal SPE Vl Vlaamse Gewest SPE - Izegem SPE Centrale Buitenring Wondelgem Gent
SPE Centrale Harelbeke SPE centrale Ham 68 Gent
Brandstof
Emissies 2005 2005 - 2007 toegestaan reëel t CO2eq t CO2eq t CO2eq
Overschot/ Emissies 2006 tekort toegestaan reëel t CO2eq t CO2eq t CO2eq
Emissierechten
Overschot/ Emissies 2007 tekort toegestaan reëel t CO2eq t CO2eq t CO2eq
Overschot/ tekort t CO2eq
460 385 526 522 546 460 474 255 602 61 18 18 18 18 18 32
STEG STEG Klassiek thermisch Klassiek thermisch Klassiek thermisch CCGT CCGT Klassiek thermisch Klassiek thermisch WKK Turbojet Turbojet Turbojet Turbojet Turbojet Turbojet
NG NG FA, BF, CP NG CP, FA NG NG CP, NG CP, FA NG LV LV LV LV LV LV
2.858.560 2.551.555 1.333.999 1.214.147 3.845.755 2.574.032 2.846.678 1.720.769 3.770.264 800.323 319 613 339 434 441 1.269 23.519.497
350 256 92 416
CCGT Klassiek thermisch Klassiek thermisch Klassiek thermisch
NG CP/CG CP/CG NG, WP
17 17 18
Turbojet Turbojet Turbojet
LV LV LV
2.040.000 1.869.300 660.000 2.424.900 29.037 5.100 5.100 5.100 7.038.537
60 60 60
Turbojet Turbojet Turbojet
LV LV LV
3.520 3.580 3.570 10.670 30.568.704
42,2
CCGT
NG
1.240.000
689.000
0
689.000
689.000
64.090
624.910
551.000
292.358
258.642
460 158 70
CCGT CCGT Gas turbine
NG NG
2.681.400 523.500 17.100 3.222.000
893.751 174.510 5.658 1.073.919
825.175 115.801 908 941.884
68.576 58.709 4.750 132.035
893.751 174.510 5.657 1.073.918
819.890 78.849 1.272 900.011
73.861 95.661 4.385 173.907
893.751 174.510 5.657 1.073.918
828.845 103.220 2.191 1.073.918
64.906 71.290 3.466 0
357 83 74 52
CCGT Diesel Diesel CCGT
NG FA FA NG
286.464 2.661.676 86.858 790.337
95.488 887.225 28.953 176.510
100.659 935.499 36.897 178.699
-5.171 -48.274 -7.944 -2.189
95.488 887.225 28.953 306.913
98.099 708.055 5.712 114.232
-2.611 179.170 23.241 192.681
95.488 887.226 28.952 306.913
15.915 619.214 10.883 108.294
79.573 268.012 18.069 198.619
3.825.335 7.047.335
1.188.176 2.262.095
1.251.754 2.193.638
-63.578 68.457
1.318.579 2.392.497
926.098 1.826.109
392.481 566.388
1.318.579 2.392.497
754.306 1.828.224
564.273 564.273
Totaal SPE Wal Totaal SPE
952.853 806.612 146.241 850.518 740.313 110.205 444.666 868.155 -423.489 404.716 755.154 -350.438 1.281.918 2.770.775 -1.488.857 858.011 1.112.264 -254.253 0 481.207 -481.207 573.590 1.209.419 -635.829 1.256.755 2.423.106 -1.166.351 266.774 216.212 50.562 106 510 -404 204 909 -705 113 306 -193 145 916 -771 147 646 -499 423 1.680 -1.257 6.890.939 11.388.184 -4.497.245
952.853 846.536 106.317 850.518 651.303 199.215 444.666 733.842 -289.176 404.716 653.388 -248.672 1.281.918 2.310.547 -1.028.629 858.011 1.015.021 -157.010 1.708.007 1.018.902 689.105 573.590 953.190 -379.600 1.256.755 2.177.699 -920.944 266.774 232.476 34.298 106 394 -288 204 409 -205 113 687 -574 145 776 -631 147 656 -509 423 1.049 -626 8.598.946 10.596.875 -1.997.929
952.854 878.277 74.577 850.519 825.661 24.858 444.667 436.196 8.471 404.715 574.098 -169.383 1.281.919 2.362.930 -1.081.011 858.010 1.022.042 -164.032 1.138.671 1.107.551 31.120 573.589 976.785 -403.196 1.256.754 2.269.168 -1.012.414 266.775 206.426 60.349 107 654 -547 205 592 -387 113 689 -576 144 705 -561 147 678 -531 423 1.436 -1.013 8.029.612 10.663.888 -2.634.276
680.028 623.143 220.000 808.261 9.679 1.703 1.722 1.676 2.346.212
680.028 623.143 220.000 808.262 9.678 1.702 1.722 1.676 2.346.211
680.028 623.143 220.000 808.262 9.678 1.702 1.722 1.676 2.346.211
748.004 -67.976 610.146 12.997 1.260.520 -1.040.520 394.640 413.621 7.584 2.095 899 804 1.144 578 1.033 643 3.023.970 -677.758
833.301 573.657 951.257 235.113 6.849 535 866 370 2.601.948
-153.273 49.486 -731.257 573.149 2.829 1.167 856 1.306 -255.737
874.994 416.837 337 360.072 3.906 769 702 679 1.658.296
-194.966 206.306 219.663 448.190 5.772 933 1.020 997 687.915
1.630 358 1.272 1.630 149 1.481 1.630 240 1.390 2.170 955 1.215 2.170 301 1.869 2.170 301 1.869 2.060 797 1.263 2.060 669 1.391 2.060 641 1.419 5.860 2.110 3.750 5.860 1.119 4.741 5.860 1.182 4.678 9.243.011 14.414.264 -5.171.253 10.951.017 13.199.942 -2.248.925 10.381.683 12.323.366 -1.941.683
Totaal Belgisch gecentraliseerd productiepark
38.856.039 12.194.106 16.607.902 -4.413.796 14.032.514 15.090.141 -1.057.627 13.325.180 14.443.948 -1.118.768
Totaal Vlaanderen Totaal Wallonië Totaal Brussel
28.584.832 10.260.537 10.670
Bronnen: NAP, ELIA, Register van broiekasgassen
Samenvatting 2005 - 2006 t CO2eq Electrabel SPE Essent Totaal
8.768.115 12.639.938 -3.871.823 10.606.525 11.587.063 3.420.131 3.965.854 -545.723 3.420.129 3.501.959 5.860 2.110 3.750 5.860 1.119
9.899.191 11.710.552 -1.811.361 3.420.129 2.592.552 827.577 5.860 1.182 4.678
(1) Hyp: transfer emissierechten Arcelor idem 2006: 3.702.182
Afkorting NG
2005 -5.171.253 68.457 689.000 -4.413.796
-980.538 -81.830 4.741
2006 -2.248.925 566.388 624.910 -1.057.627
2007 -1.941.683 564.273 258.642 -1.118.768
Totaal -9.361.861 1.199.118 1.572.552 -6.590.191
Fuel type Natural Gas
BF
Blast Furnace Gas
CP CG FA LV WP
Coal Pulverized Cokes Gas Fuel A Light virgin Naphtha Wood Pellets
Voor 2005, 2006 en 2007 heeft alleen Electrabel de toegelaten emissies overschreden. Het overschot dat door SPE werd uitgestoten, kan worden verklaard door haar keuze voor invoer wanneer de prijs op Belpex lager ligt dan haar productieprijs. Voor deze twee jaar waren alle producenten in staat voldoende emissierechten terug te geven om hun reële emissies te dekken. Er werd dus geen enkele boete betaald.
20/28
2.3.
22.
Kosten gedragen door de producenten
Rekening houdend met het feit dat de terbeschikkingstelling van de emissierechten
voor het jaar N+1 voorafgaat aan de teruggave van de emissierechten voor de emissies van het jaar N, bestond de strategie van Electrabel erin het einde van de periode af te wachten. De ontbrekende emissierechten werden dus in 2007 aangekocht voor een minieme prijs.
23.
SPE beschikte over emissierechten om de emissies van een geplande centrale te
dekken. Omdat het project werd afgeblazen, had SPE deze emissierechten voor een hoge prijs kunnen verkopen, maar het was lange tijd niet duidelijk of ze al dan niet moesten worden teruggegeven. SPE heeft ze pas in 2007 kunnen verkopen, toen de weigering van post adjustment door de Europese Commissie was bevestigd. De winst op deze verkoop was bijgevolg gering.
Besluit: voor de periode 2005-2007 moeten de verkregen windfall profits niet gecorrigeerd worden met geen enkele reële kost/winst in verband met de aan-/verkoop van emissierechten die voortvloeit uit een tekort/overschot van toegekende emissierechten.
21/28
3. Raming van de windfall profits in Groot-Brittannië en Spanje 24.
Onlangs hebben twee regulators Ofgem (Engelse regulator) en CNE (Spaanse
regulator) de windfall profits van de producenten gewaardeerd. De CREG heeft hun berekeningsmethode geanalyseerd. 3.1.
25.
Groot-Brittannië
Ofgem bepaalde de bijkomende winsten die de elektriciteitsproducenten in Groot-
Brittannië zullen realiseren door de gratis toewijzing van een groot deel van de emissierechten over de periode 2008-2012 op 9 miljard GBP
Dit resultaat kan op de volgende manier worden berekend: Emissierechten toegekend aan elektriciteitsproducenten Market prijs van de emissierechten Jaarlijkse inkomsten Inkomsten 2008 - 2012
99.534.205 tCO2eq/jaar 25 EUR/tCO2eq 2.488.355.125 EUR 12.441.775.625 EUR 9.082.496.206 GBP
Bronnen: NAP, Ofgem
Ofgem stelt voor dat de Staat deze winst recupereert door een belasting te heffen op de windfall profits en ze gebruikt om de gezinnen te helpen die het moeilijk hebben om hun energiefactuur te betalen (gezinnen die meer dan 10% van hun inkomsten aan energie besteden).
26.
Deze aankondiging moet in de context van de Britse elektriciteitsmarkt worden gezien.
Deze markt heeft twee belangrijke kenmerken:
er is weinig interconnectie met de andere markten. De producenten ondergaan dus weinig buitenlandse concurrentie en kunnen de prijs op de groothandelsmarkt zelf bepalen. Ze kunnen dus een groot gedeelte van de CO2-opportuniteitskosten doorrekenen in de verkoopprijs op de groothandelsmarkt;
22/28
de verkoopprijs van elektriciteit aan huishoudelijke afnemers is aan de verkoopprijs op de groothandelsmarkt gekoppeld. De integratie van de opportuniteitskosten voor de emissierechten in de elektriciteitsprijs verklaart een gedeelte (geraamd op 60 GBP/jaar) van de stijging van de gemiddelde elektriciteitsfactuur; begin 2008 hebben de
zes belangrijkste energieleveranciers aanzienlijke
prijsstijgingen voor de residentiële klanten aangekondigd:
Leverancier
Prijsstijging
Mpower
+ 12,7%
EDF
+ 7,9%
British Gas
+ 15%
Scottish Power
+ 14%
E.On
+ 9,7%
Scottish and Southern Energy
+ 14,2%
Bron: BBC News - Business
27.
Ofgem maakt echter voorbehoud omtrent de juistheid van dit bedrag en erkent dat het
voor discussie vatbaar is. Het reële bedrag ligt waarschijnlijk lager omdat:
de producenten die verkoopcontracten op lange termijn voor een vaste prijs hebben onderhandeld, hun prijzen niet kunnen verhogen om de opportuniteitskosten van de emissierechten te integreren; bepaalde leveranciers kunnen beslissen om de opportuniteitskosten van de emissierechten niet in hun verkoopprijs door te rekenen.
Ofgem vindt niettemin dat dit bedrag aanzienlijk is en een bron van fondsen zou kunnen vormen om de armoede te lenigen.
28.
Naar het schijnt is de kans erg klein dat de door Ofgem voorgestelde belasting op de
windfall profits wordt ingevoerd. De woordvoerder van het ministerie van Financiën heeft verklaard dat een belasting op de windfall profits niet op de agenda van de regering staat. Bovendien zou deze belasting op productie de verschillende spelers op de markt niet op dezelfde wijze treffen. De leveranciers die hun elektriciteit niet zelf produceren, zouden immers niet aan de belasting onderworpen zijn, terwijl de leveranciers die niet direct aan de
23/28
eindklanten verkopen de belasting wel zouden moeten betalen.
De regering wenst dat de Europese Unie beslist om het probleem op te lossen door de meerderheid van de emissierechten vanaf 2012 te veilen. 29.
De regering heeft voorrang gegeven aan het onderhandelen van een fuel poverty plan
met de sector. Op 23 april 2008 hebben de energieleveranciers (gas en elektriciteit) ingestemd met een geheel van maatregelen, waaronder de verhoging van hun bijdrage aan de programma‟s voor maatschappelijke bijstand. Dat bedroeg 50 miljoen GBP in de peirode 2007 – 2008 en wordt:
-
100 miljoen GBP in 2008 – 2009;
-
125 miljoen GBP in 2009 – 2010;
-
150 miljoen GBP in 2010 – 2011;
Oftewel, een bijkomende bijdrage van 225 miljoen GBP over drie jaar.
De overeenkomst geldt tot 2011, maar de regering verwacht dat er nadien jaarlijks een bijdrage van minstens 150 miljoen GBP gestort zal moeten worden.
3.2.
30.
Spanje
Tot in 2006 had de regulering de Spaanse markt niet-concurrentieel gemaakt. In 2006
werd 75% van de verkopen gerealiseerd aan de gereguleerde prijs, die lager lag dan de dayahead marktprijs (in 2005 werd 95% van de energie uitgewisseld op de day-ahead-markt).
Deze gereguleerde tarieven hebben de concurrenten van de markt verdrongen en het ontstaan van een termijnmarkt (bestemd om de bevoorrading op een volatiele markt veilig te stellen) niet bevorderd.
Bovendien heeft het gebrek aan correlatie tussen de all in gereguleerde tarieven die jaarlijks decretaal vastgelegd worden enerzijds en de reële productiekosten die worden beïnvloed door de brandstofprijzen en de emissierechten anderzijds, belangrijke tekorten gegenereerd:
3,8 miljard EUR in 2005; 3 miljard EUR in 2006; 1,5 miljard EUR in 2007.
24/28
De Staat heeft zich ertoe verbonden de producenten in de loop van de volgende jaren terug te betalen.
31.
Om dit probleem op te lossen en tarieven op de gereguleerde markt vast te leggen die
rekening houden met de kosten van de energie, werd een groothandelsmarkt (pool) opgericht en een veilingmechanisme ingevoerd.
De distributienetbeheerders (DNB) kunnen de elektriciteit om de captieve klanten te bevoorraden aankopen door aan de veiling van forward-contracten deel te nemen. Om nieuwe leveranciers de kans te geven hun intrede te doen op de markt, hebben de twee belangrijkste producenten ook VPP (Virtual Power Plants) moeten verkopen.
a) Werkingsmechanisme van de groothandelsmarkt Sinds juni 2007 bevoorraden de distributeurs zich door ondertekening van transparante bilaterale contracten voor 3 maanden (voor de basisbelasting en de piekbelasting) op veilingen (de eerste veiling vond plaats op 20/06/2007). Schema 4 – Werking van de pool VPPs (Endesa, Iberdrola)
Producenten
OMEL (Spot)
DNB
Bilaterale contracten
De marktprijs dient als basis om het gereguleerde tarief vast te leggen (dat elke drie maanden wordt geactualiseerd).
b) Mechanisme voor de neutralisatie van de windfall profits Naderhand factureert de overheid aan de producenten de gemiddelde prijs voor de CO2-rechten die in de marktprijs geïntegreerd is. De CO2-kosten hebben dus geen invloed op de retail price.
25/28
De terugbetalingen bedragen: 2006: 2007:
1,2 miljard EUR 100 miljoen EUR (rekening houdend met de lage prijs van de emissierechten)
2008 (e):
1,4 miljard EUR
Totaal
2,7 miljard EUR
De terugbetaling moet uitgevoerd zijn tegen 2012.
Voor 2006 heeft CNE de volgende terugbetalingen berekend voor de belangrijkste producenten:
Endesa:
406 miljoen EUR
Iberdrola:
318 miljoen EUR
Union Fenosa: 157 miljoen EUR Gas Natural:
74,5 miljoen EUR
De berekeningsmethode voor het jaar 2006, die werd vastgelegd in het ministerieel besluit ITC/3315/2007 van 15 november 2007, geldt voor de productie-installaties van het zogenaamde “gewone stelsel” (het speciale stelsel geldt voor hernieuwbare energie) en is de volgende:
voor productie-eenheden die niet onderworpen zijn aan de EU ETS
Bedrag van de vermindering = Q energie verkocht op de groothandelsmarkt x emissiefactor van een CCGT (0,365 tCO2/MWh) x gemiddelde prijs van de emissierechten
voor productie-eenheden die onderworpen zijn aan de EU ETS en die dus gratis emissierechten hebben ontvangen
Bedrag van de vermindering = aant.
gratis
toegewezen
emissierechten
x
marktprijs van de emissierechten x (emissiefactor van een CCGT / emissiefactor van de installatie)
26/28
32.
Met een decreet van 7 december 2007 werd het systeem van de clawback uitgebreid
tot de periode 2008-2012.
33.
Sommigen zien in dit mechanisme een manier voor de Staat om haar schuld tegenover
de producenten te verminderen.
34.
De meeste producenten hebben een rechtszaak aangespannen tegen de beslissing
van de regering om de bedragen die de Staat hen verschuldigd is voor 2006 met 1,2 miljard EUR te verlagen. Endesa is van mening dat de impact van deze maatregel op de balans van de producenten het vertrouwen van de investeerders voor lange tijd zal aantasten en dat dit op termijn gevolgen zal hebben voor de veiligheid van de bevoorrading van het land.
27/28
