Jaarverslag. Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas

Transcriptie

1 Jaarverslag 2017 Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas

2

3 Jaarverslag 2017

4 Inhoudstafel 1. Voorwoord Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen Opstelling van een wettelijk kader voor het Modular Offshore Grid Verbetering van de vraagflexibiliteit en van de opslag van elektriciteit Toegang tot de fysieke infrastructuur van de netbeheerders door de elektronische communicatieoperatoren Wijziging van het federale mechanisme ter ondersteuning van de hernieuwbare offshore energie Wijziging van de modaliteiten betreffende de impact van de federale elektriciteitsbijdrage Wijziging van het federaal technisch reglement Samenwerking tussen de CREG en de Belgische Mededingingsautoriteit Elektriciteitsmarkt Regulering Elektriciteitsproductie Vergunningen voor elektriciteitsproductie Elektriciteitsproductie op de Noordzee Analyse van de ondersteuning van offshorewindenergie Indienststelling Modular Offshore Grid Electriciteitslevering Levering aan afnemers aangesloten op het transmissienet Maximumprijzen Evolutie en fundamentals van de elektriciteitsprijs Transmissie en distributie Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder Corporate governance Gesloten industriële netten en het tractienet spoor Technische werking Nettarieven Grensoverschrijdende kwesties Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren Analyse van het investeringsplan van de transmissienetbeheerder op zijn overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie Impact van een aantal acties op de werking van de flow-based marktkoppeling Gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening Implementatie van de netwerkcodes Analyse van de resultaten van de day-aheadmarkt in België en Duitsland/Oostenrijk van 1 mei Mededinging Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau Studies uitgevoerd door de CREG in Vangnet Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt Opgevraagde elektrische energie Marktaandeel van de productiegroothandel Uitwisseling van energie Maatregelen voor een verbeterde marktwerking van de groothandelsmarkt Transparantie, REMIT en financiële instrumenten REMIT Charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas Consumentenbescherming Bevoorradingszekerheid Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod Toezicht op de investeringsplannen van de transmissienetbeheerder Operationele netveiligheid Investeringen in de grensoverschrijdende interconnecties Maatregelen om de vraagpieken te dekken en het hoofd te bieden aan bevoorradingstekorten Strategische reserve: winterperiode Toegang tot het vraagbeheer CREG Jaarverslag 2017

5 4. Aardgasmarkt Regulering Aardgaslevering Federale leveringsvergunningen voor aardgas Maximumprijzen Evolutie en fundamentals van de aardgasprijs Vervoer en distributie Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder Corporate governance Technische werking Nettarieven en LNG-tarieven Grensoverschrijdende kwesties en marktintegratie Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren Analyse van het investeringsplan van de beheerder van het aardgasvervoersnet wat betreft de overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie Marktintegratie Mededinging Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau Studies uitgevoerd door de CREG in Vangnet Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt Consumentenbescherming Bevoorradingszekerheid Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod Toezicht op de investeringsplannen van de beheerder van het aardgasvervoersnet Voorspellingen van de toekomstige vraag, beschikbare reserves en bijkomende capaciteit Dekking van de piekafnames De CREG Directiecomité en personeel van de CREG Adviesraad Gas en Elektriciteit Beleidsplan en vergelijkend verslag van doelstellingen en verwezenlijkingen van de CREG Behandeling van vragen en klachten Website van de CREG Presentaties gegeven door de CREG De CREG en andere instanties De CREG en de Europese Commissie De CREG binnen ACER De CREG binnen de CEER European Gas Regulatory Forum European Electricity Regulatory Forum Citizens' Energy Forum Energy Infrastructure Forum De CREG en de andere nationale regulatoren De CREG en de FSMA De CREG en het parlement De CREG en de gewestregulatoren De CREG en de mededingingsautoriteiten De CREG en de Belgische universitaire wereld Financiën van de CREG Federale bijdrage Fondsen Rekeningen Verslag van de bedrijfsrevisor over het boekjaar afgesloten op 31 december Lijst van akten opgesteld door de CREG in CREG Jaarverslag

6 TABELLENLIJST 1 Energie afgenomen door afnemers aangesloten op het federale transmissienet van 2007 tot Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief van 2007 tot Evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven, toeslagen en btw) voor de transmissienetgebruikers van 2013 tot Gemiddelde export- en importcapaciteit en gemiddelde nominatie per jaar (MW) Jaarlijkse opbrengst van de geveilde capaciteit in miljoen euro Marktaandelen van de groothandel in de productiecapaciteit van elektriciteit Marktaandelen van de groothandel in de geproduceerde energie Belasting (energie en piekvermogen) van het Elia-net in de periode Opdeling per soort centrale van het geïnstalleerde vermogen aangesloten op het Elia-net op 31 december Opdeling per soort primaire energie van de elektriciteit geproduceerd in 2016 door centrales gelegen op sites die zijn aangesloten op het Elia-net Ondernemingen die in 2017 op de Belgische markt aardgas vervoerden - evolutie t.o.v Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische aardgasvraag van 2003 tot 2017 (in TWh) De directies en personeelsleden van de CREG op 31 december Leden van de Adviesraad Gas en Elektriciteit op 31 december Overzicht van presentaties van de leden van de CREG in Overzicht uitvoeringsrekening van de begroting 2017 uitgaven ( ) Overzicht uitvoeringsrekening van de begroting 2017 inkomsten ( ) Resultatenrekening op 31 december 2017 ( ) Balans op 31 december 2017 ( ) FIGURENLIJST 1 Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshore windenergie per park tussen april 2009 en december Offshore nettoproductie van groene stroom per park tussen april 2009 en december Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief en prijs Belpex DAM van 2007 tot Beschikbaarheid en gebruik van de interconnectiecapaciteit van 2007 tot Aantal uren dat een Critical Branch - Critical Outage (CBCO) de CWE grensoverschrijdende handel beperkte in functie van de locatie van de CBCO Dagelijkse congestierentes van de marktkoppeling Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2017 voor een residentiële typeklant (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2017 voor een residentiële typeklant (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2017 voor kmo's en zelfstandigen (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2017 voor kmo's en zelfstandigen (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) Gemiddelde belasting op maandbasis op het Elia-net van 2007 tot Gemiddelde maandprijzen voor de periode van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio Gemiddelde jaarprijzen voor de periode van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio Gemiddelde maandelijkse robuustheid van de EPEX SPOT Belgium-markt tussen 2007 en Uitgewisselde energie en gemiddelde prijs op de intradaybeurs Vergelijking van de groothandelsprijs voor korte- en langetermijncontracten Evolutie van 2007 tot 2017 van de maximale fysieke belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland Evolutie van de transmissietarieven voor aardgas (entry-exittarieven H-gas) van Fluxys Belgium van 2007 tot Netto-aardgastransacties tussen de Belgische aardgasmarkt ZTP* en de markten in de buurlanden van 2011 tot 2017 (in TWh/jaar, H-gas en L -gas) Gemiddelde jaarlijkse aardgasprijs op de day-ahead- en year-aheadmarkt Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische vraag naar H-gas en L -gas in 2016 en Evolutie van het aardgasverbruik per gebruikerssegment van 1990 tot 2017 (1990=100), aangepast op basis van de klimaatveranderingen Verdeling van de instroom van aardgas per ingangszone in Samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille van de leveranciers die in 2017 in België actief waren De samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille voor de Belgische aardgasmarkt (aandelen in %) Marktaandelen van de leveringsondernemingen op het vervoersnet in Verwachtingen voor de vraag naar aardgas in België tot in 2027 (GWh, genormaliseerde t, H + L) Verdeling van de piekafname per gebruikerssegment in Verdeling van de aardgasbronnen voor de dekking van de piekafname in CREG Jaarverslag 2017

7 1. Voorwoord 1 Voorwoord CREG Jaarverslag

8 1. Voorwoord Energie is ontegensprekelijk de uitdaging van morgen en is niet meer weg te denken uit ons dagelijkse leven. Het is de taak van de CREG, als federale regulator, om te waken over de relevantie en de duidelijkheid van haar studies, adviezen en beslissingen, alsook over de communicatie ervan. In dit kader blijft de CREG investeren in de uitbouw van haar website als platform voor consumenten om de markt beter te kunnen begrijpen en zo een onderbouwde keuze te kunnen maken. Energieprofessionals kunnen dan weer terecht in een meer gespecialiseerde rubriek waar ze naast specifieke informatie ook een gebruiksvriendelijke presentatie van openbare raadplegingen en publicaties vinden. De CREG zet in op de noden van de verschillende doelgroepen en maakt informatie toegankelijker, zonder evenwel toegevingen te doen op het vlak van diepgang en expertise. De CREG Scan, die in 2017 gelanceerd werd, is een Europese première. De tool laat de consument toe om zijn elektriciteits- en aardgascontract uit het verleden te vergelijken met het actuele aanbod, zelfs wanneer zijn contract niet meer op de markt wordt aangeboden. Eind 2017 stond de teller van het aantal bezoekers op meer dan Dat een tool als de CREG Scan waardevol is, bleek eens te meer uit de studie over de productportefeuilles van de elektriciteits- en aardgasleveranciers. De CREG publiceerde in mei 2017 een update van deze studie uit Hieruit blijkt dat Belgische gezinnen, kmo s en zelfstandigen wel actief zijn op de energiemarkt, maar dat een belangrijke groep nog steeds beschikt over oudere en vaak ook duurdere contracten. De CREG waarschuwt bovendien ook voor dure verlengingscontracten. Het zijn vooral deze producten die een aanzienlijke besparing kunnen opleveren. Conform haar missie is de CREG in 2017 ook de nadruk blijven leggen op het verbeteren van de marktwerking met het oog op de belangen van alle verbruikers. Zo geeft de jaarlijkse studie rond de componenten van de elektriciteitsen aardgasprijzen inzicht in de evolutie ervan sinds 2007 voor gezinnen en kmo s. In oktober 2017 publiceerde de CREG voor de vierde maal haar jaarlijkse verslag over het vangnetmechanisme. Dit mechanisme droeg bij tot het duidelijker en transparanter informeren van de verschillende marktpartijen, onder andere door het verplichte gebruik van indexeringsparameters gelinkt aan beursnoteringen voor elektriciteit en aardgas. In dit laatste verslag neemt de CREG haar monitoringtaken over de volledige periode op. Omdat er nooit marktverstorende effecten zijn vastgesteld en om de transparantie voor de marktpartijen verder te garanderen, heeft de CREG ervoor gepleit om na de voorziene einddatum van het vangnetmechanisme op 31 december 2017 de bepalingen van de koninklijke besluiten te behouden of in de Elektriciteits- en Gaswet op te nemen. Voor grootverbruikers heeft de CREG, met de hulp van PwC, haar derde jaarlijkse vervolgstudie gerealiseerd. Deze studie bevestigt dat de concurrentie met elektro-intensieve verbruikers in het buitenland voor Belgische elektro-intensieve bedrijven een probleem blijft. Verder heeft de CREG bijgedragen tot de totstandkoming van het voorontwerp van wet betreffende het Modular Offshore Grid. Dit stopcontact op zee dat onder Belgische jurisdictie valt, beoogt de geleidelijke integratie van een aantal offshore windparken in een netwerk. De wet van 13 juli 2017 kent in dit kader ook nieuwe taken toe aan de CREG. In juli 2017 werd de Elektriciteitswet gewijzigd om de flexibiliteit van de vraag enerzijds en de opslag van elektriciteit anderzijds te bevorderen. Dit wetsvoorstel sluit nauw aan bij twee studies van de CREG over deze thema s. De CREG streeft ernaar om, in het kader van haar bevoegdheden, aangepaste regelgeving te kunnen voorstellen die zo dicht mogelijk aanleunt bij de realiteit op het terrein en die beantwoordt aan de uitdagingen van morgen. Aangepaste regulering is daarbij een sleutelelement. Daarnaast bracht de CREG haar rapport uit over de verificatie van de inkomsten en de werkelijke kosten van de kerncentrale van Tihange 1 voor de periode januari tot december Overeenkomstig de wet bracht de CREG aan de minister van Energie ook haar advies uit betreffende de winstmarge voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage voor het jaar Europese regelgeving, tot slot, is niet meer weg te denken uit ons huidige energiebeleid. Het is bijzonder belangrijk voor de CREG om in de geest van het Derde Energiepakket te streven naar de voltooiing van de interne Europese energiemarkt en de bescherming van de belangen van de verbruikers. Nu de laatste 6 CREG Jaarverslag 2017

9 1. Voorwoord Europese netwerkcodes en richtsnoeren in uitvoering van het pakket gepubliceerd waren, ging de aandacht in 2017 naar de implementatie van deze nieuwe regelgeving op regionaal en nationaal niveau. Net zoals voor alle andere Europese nationale energieregulatoren zal dit ook voor de CREG leiden tot bijkomende werkzaamheden alsook een verhoogde behoefte aan Europese en regionale samenwerking. De activiteiten van de CREG op dit vlak verlopen in samenwerking met de regionale regulatoren voor materies die ook onder hun bevoegdheid vallen, en met andere instanties bevoegd op het federale niveau. Maar los van de lopende regelgevende aanpassingen moet ook verder worden gebouwd aan de toekomst. Hierbij verwelkomt de CREG de inspanningen van de Europese Commissie om via meer flexibele prijssignalen de integratie van hernieuw bare bronnen in de markt te bevorderen en het gebruik van de grensoverschrijdende interconnectiecapaciteit te maximaliseren. Tegelijk is het echter noodzakelijk om te restrictieve regels, die innoverende initiatieven kunnen verstikken, te vermijden. De one size fits all -gedachte is niet binnen alle domeinen van toepassing. Er wordt dan ook op Europees niveau gepleit voor een erkenning van de regionale specificiteit van de energiemarkten, met aandacht voor het behoud van consistentie tussen de regionale ontwikkelingen, om zo tot een goed functionerende EU-brede interne energiemarkt te komen. De CREG zal de voorgestelde teksten blijven benaderen vanuit het perspectief van haar kernwaarden van objectiviteit en onafhankelijkheid en met het oog op de belangen van alle verbruikers. Marie-Pierre Fauconnier Voorzitster van het directiecomité Maart 2018 CREG Jaarverslag

10

11 2. Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen 2 Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen CREG Jaarverslag

12 2. Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen 2.1. Opstelling van een wettelijk kader voor het Modular Offshore Grid Een wet van 13 juli 2017 (Belgisch Staatsblad van 19 juli 2017) heeft in de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (hierna de 'Elektriciteitswet') een welbepaald aantal bepalingen opgenomen om een wettelijk kader op te stellen voor het Modular Offshore Grid (MOG), dat een transmissie-installatie in de zeegebieden onder de rechtsbevoegdheid van België beoogt om geleidelijk een bepaald aantal toekomstige offshore windmolenparken te integreren. De wet van 13 juli 2017 definieert eerst het begrip 'MOG' en somt vervolgens de elementen op die er deel van uitmaken. Daarnaast belast ze de koning met het bepalen, op voorstel van de CREG, van de uiterste datum waarop het MOG in dienst moet zijn gesteld, en het instellen van een vergoedingssysteem ten behoeve van de betrokken concessiehouders in geval van een onbeschikbaarheid van het MOG, meer bepaald als de elementen van het MOG niet in dienst zijn gesteld op de door de koning vastgelegde datum of als het MOG na zijn indienststelling volledig of gedeeltelijk onbeschikbaar is. 1 De wet verduidelijkt dat de kosten die de eventuele verschuldigde vergoedingen vertegenwoordigen voor de netbeheerder, zullen worden doorgerekend in de tarieven in overeenstemming met de tariefmethodologie, behalve als de vergoeding te wijten is aan een zware of opzettelijke fout. In een dergelijk geval zullen de kosten ten laste worden gelegd van de netbeheerder, binnen de grenzen echter, 'voor het geheel van de gebeurtenissen die gedurende een gegeven jaar plaatsvinden, [van] de vergoeding die hem tijdens datzelfde jaar wordt toegekend voor de verwezenlijking en het beheer van het Modular Offshore Grid'. Artikel 12, 5 van de Elektriciteitswet wordt ook gewijzigd door de invoeging van een nieuw tariefrichtsnoer dat als volgt luidt: 'de regels voor de toewijzing van de kosten van de Modular Offshore Grid tussen de verschillende categorieën van netverbruikers worden vastgelegd, rekening houdend met de vrijwaring van het concurrentievermogen van de elektro-intensieve eindafnemers'. De wet van 13 juli 2017 stelt ook een verplichting in om zich aan te sluiten op het MOG voor de concessiehouders die hun financial close nog niet hebben afgesloten. Zij zullen zich enkel rechtstreeks mogen aansluiten op het net op het vasteland in geval van een absolute en door de minister van Energie vastgestelde onmogelijkheid om het MOG te bouwen. Gelet op het feit dat het MOG een onderdeel van het transmissienet vormt en het wettelijke monopolie in dat verband, is het aan de netbeheerder (Elia System Operator) om het MOG te bouwen en te exploiteren. De wet van 13 juli 2017 laat derden (dit wil in de praktijk zeggen: offshore concessiehouders) echter toe om delen van het MOG te bouwen die, afzonderlijk beschouwd, de kenmerken hebben van een individuele aansluiting. Een dergelijke constructie kan enkel worden overwogen als de desbetreffende derde op het moment van de inwerkingtreding van de wet al over de nodige administratieve vergunningen beschikt, hij bovendien vóór de aanvatting van de werken het akkoord van de netbeheerder en de CREG heeft gekregen en hij er uitdrukkelijk mee instemt om de door de CREG vastgelegde principes inzake de valorisatie van de installatie na te leven met het oog op de overdracht ervan aan de netbeheerder. Deze overdracht moet vóór de integratie van de installatie in het MOG gebeuren en in elk geval binnen twaalf maanden na de indienststelling van het betrokken offshore windmolenpark plaatsvinden. Op gezamenlijk voorstel van de netbeheerder en de eigenaar van de installatie stelt de CREG uiterlijk elf maanden na de ingebruikneming van het park de waarde van de installatie vast. De wet van 13 juli 2017 belast de koning tot slot met het bepalen van de voorwaarden voor de overdracht van de nodige administratieve vergunningen wanneer een installatie die deel uitmaakt van het MOG aan de netbeheerder wordt overgedragen. Daarnaast machtigt ze de koning om te bepalen onder welke voorwaarde de netbeheerder de installaties van de offshore concessiehouders mag gebruiken en er zijn eigen installaties mag plaatsen in het kader van een erfdienstbaarheid van openbaar nut. Het voorontwerp van wet werd in nauwe samenwerking met de CREG opgesteld Verbetering van de vraagflexibiliteit en van de opslag van elektriciteit Een andere wet die op 13 juli 2017 werd afgekondigd (bekendmaking in het Belgisch Staatsblad op 19 juli 2017), heeft de Elektriciteitswet ook gewijzigd, deze keer om de vraagflexibiliteit enerzijds en de opslag van elektriciteit anderzijds te verbeteren. Het wetsontwerp dat werd ingediend bij de Kamer van Volksvertegenwoordigers is in grote mate gebaseerd op twee studies daarover van de CREG. 2 De vraagflexibiliteit wordt voortaan in de wet gedefi nieerd als 'het vermogen van een eindafnemer om zijn netto afname vrijwillig opwaarts of neerwaarts aan te passen als reactie op een extern signaal'. De bepalingen ter zake maken het voorwerp uit van een nieuw hoofdstuk IVbis dat is ingevoegd in de Elektriciteitswet. Een nieuw artikel 19bis begint met het vastleggen van de toepasselijke beginselen. Ten eerste heeft elke eindafnemer het recht om zijn vraagflexibiliteit te valoriseren bij de aanbieder van flexibiliteitsdiensten van zijn keuze. Daarnaast is elke eindafnemer de eigenaar van zijn flexibiliteitsgegevens en kan hij er vrij over beschikken. Elke aanbieder van flexibiliteitsdiensten moet tot slot de verantwoordelijkheid voor het evenwicht van de flexibiliteit die hij beheert toevertrouwen aan een evenwichtsverantwoordelijke (Access Responsible Party, ARP). Artikel 19bis belast de CREG bovendien met het vastleggen, op voorstel van de transmissienetbeheerder, van de regels 1 In dat verband overhandigde de CREG op 10 november 2017 aan de minister van Energie een voorstel (C)1697 van koninklijk besluit ter bepaling van de uiterste datum waarop elk deel van het Modular Offshore Grid in dienst moet zijn gesteld, alsook het vergoedingssysteem ten behoeve van de betrokken titularissen van een offshoredomeinconsessie in geval van een onbeschikbaarheid van het Modular Offshore Grid. 2 Studie (F) CDC-1412 over de rentabiliteit van de elektriciteitsopslag in België (zie jaarverslag 2015, punt ) en studie (F) CDC-1459 over de middelen die moeten worden toegepast om de deelname aan de vraagflexibiliteit op de elektriciteitsmarkten in België te faciliteren (zie punt van het jaarverslag van 2016). 10 CREG Jaarverslag 2017

13 voor de organisatie van de energieoverdracht, waaronder wordt verstaan 'een activering van de vraagflexibiliteit waarbij een leverancier en een aanbieder van flexibiliteitsdiensten betrokken zijn die een afzonderlijke evenwichtsverantwoordelijke hebben en/of een aanbieder van flexibiliteitsdiensten die niet hun leverancier is'. Er wordt verduidelijkt dat deze regels gelden voor elk type van markt, met inbegrip van de day-aheadmarkt (DAM) en de intradaymarkt (IDM), op voorwaarde dat er een fasering wordt bepaald. Deze regels worden goedgekeurd na overleg met de bevoegde gewestelijke overheden. Artikel 19bis kent aan de CREG bovendien de bevoegdheid toe om onder meer het volgende te bepalen: (i) formule(s) voor de bepaling van de standaardprijs (als de aanbieder van flexibiliteitsdiensten en de leverancier hierover geen akkoord bereiken), (ii) de mechanismen voor de van de aanbieder van flexibiliteitsdiensten te verkrijgen financiële en contractuele garanties en (iii) de standaardclausules die van toepassing zijn bij gebrek aan een akkoord tussen de partijen over de modaliteiten van hun contractuele relatie. Daarnaast belast een nieuw artikel 19ter de transmissienetbeheerder met het beheer van de flexibiliteitsgegevens in het kader van een energieoverdracht. In deze bepaling is eveneens vastgelegd dat wat het beheer van flexibiliteitsgegevens van de eindafnemers aangesloten op de distributienetten betreft, de transmissienetbeheerder een overeenkomst moet bereiken met de personen die in dat verband gemachtigd zijn op grond van de toepasselijke gewestelijke wetgeving. De wetgever vermeldt tot slot uitdrukkelijk dat de kosten die de net beheerder maakt bij de uitoefening van de diverse opdrachten in verband met de valorisatie van de flexibiliteit door de eindafnemers, zullen worden gedekt door de tarieven volgens de modaliteiten die in de tariefmethodologie moeten worden bepaald. Wat de opslag betreft, die op beperkende wijze wordt gedefinieerd als 'elk proces waarbij via dezelfde installatie elektriciteit wordt afgenomen van het net om die later volledig terug te injecteren in het net, met voorbehoud van de rendementsverliezen', bevat de wet van 13 juli 2017 twee bevorderingsmaatregelen: enerzijds voegt ze in artikel 12, 5 van de Elektriciteitswet een tarifair richtsnoer toe dat stelt dat de tariefmethodologie incentives moet bevatten om deze technologie te bevorderen en indien nodig via een ander tariefstelsel; anderzijds stelt de wet de opslag vrij van de federale bijdrage die in principe verschuldigd is voor de afname van elektriciteit van het net Toegang tot de fysieke infrastructuur van de netbeheerders door de elektronische communicatieoperatoren Op 23 mei 2014 werd richtlijn 2014/61/EU van het Europees Parlement en de Raad van 15 mei 2014 inzake maatregelen ter verlaging van de kosten van de aanleg van elektronische communicatienetwerken met hoge snelheid gepubliceerd. De lidstaten moesten deze richtlijn uiterlijk op 1 januari 2016 omzetten zodat de bepalingen op 1 juli 2016 in werking konden treden. De richtlijn sluit aan bij het kader dat werd vastgelegd door de digitale strategie (Digitale Agenda voor Europa) die in augustus 2010 door de Europese Commissie werd aangenomen. Een van de doelstellingen van de Digitale Agenda bestaat erin om de hoge snelheid voor iedereen toegankelijk te maken en de investering in nieuwe, zeer snelle netwerken te vergemakkelijken. Om de aanleg van elektronische communicatienetwerken met hoge snelheid te bevorderen, streeft de richtlijn ernaar om de kosten van de aanleg van die netwerken te verlagen door onder meer het gezamenlijke gebruik van de bestaande fysieke infrastructuur (gas, elektriciteit, water, enz.) aan te moedigen. De richtlijn identificeert verschillende pijlers om de invoering van elektronische communicatienetwerken met hoge snelheid efficiënter en dus goedkoper te maken. De wet van 31 juli 2017 (Belgisch Staatsblad van 9 augustus 2017) tot wijziging van de wet van 12 april 1965 betreffende het vervoer van gasachtige producten en andere door middel van leidingen en van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, met het oog op de verlaging van de kosten van de aanleg van elektronische communicatienetwerken met hoge snelheid, past in die context. 2. Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen De nieuwe bepalingen die in de Elektriciteits- en Gaswet zijn ingevoegd regelen achtereenvolgens de toegang tot de bestaande infrastructuur, de transparantie van die infrastructuur, de coördinatie van de civieltechnische werken en de transparantie van de civieltechnische werken Wijziging van het federale mechanisme ter ondersteuning van de hernieuwbare offshore energie Een koninklijk besluit van 9 februari 2017 (Belgisch Staatsblad van 22 februari 2017) heeft het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen gewijzigd. Deze wijziging beoogt specifiek de ondersteuning van de elektriciteit die wordt geproduceerd door de installaties in de zeegebieden onder Belgische rechtsbevoegdheid (zijnde de offshore windmolens) waarvan de financial close na 30 april 2016 heeft plaatsgevonden, om die te laten voldoen aan de richtsnoeren van de Europese Commissie betreffende de staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie voor de periode Ten eerste wordt het bedrag van de levelised cost of energy (LCOE) of de totale gemiddelde bijgewerkte energiekosten, die als basis dient voor de bepaling van de minimumaankoopprijs voor de groenestroomcertificaten, aangepast: de projecten die hun financial close al hebben gerealiseerd op het moment van de uitvaardiging van het koninklijk besluit (nv Rentel en nv Norther) krijgen door het koninklijk besluit rechtstreeks een LCOE toegekend terwijl voor de toekomstige concessies is vastgelegd dat het bedrag van de LCOE bij ministerieel besluit zal worden bepaald, na een met redenen gestaafd voorstel van de CREG en rekening houdend met de noodzaak om oversubsidiëring te vermijden en met de belangen van de eindverbruiker. Rekening houdend met de aanpassing van de LCOE worden er nog andere wijzigingen aangebracht aan het koninklijk besluit van 16 juli 2002: de duur van de verplichte aankoop van groenestroomcertificaten wordt voor de netbeheerder van twintig naar negentien jaar verlaagd; de mogelijkheid voor de CREG CREG Jaarverslag

14 2. Voornaamste nationale wettelijke ontwikkelingen om de parameters voor het bepalen van de minimumprijs aan te passen is voortaan beperkt tot de correctiefactor en heeft geen betrekking meer op de LCOE; de hypotheses waarin de groenestroomcertificaten een waarde van 0 euro kunnen krijgen, worden uitgebreid tot de situatie waarin de prijs van de day-aheadmarkt van een beurs minder dan 0 euro/mwh bedraagt in een periode van minstens zes opeenvolgende uren. Dit nieuwe mechanisme, waarvoor voor de opstelling drie opeenvolgende voorstellen van de CREG nodig waren 3, werd op 8 december 2016 bij besluit door de Europese Commissie goedgekeurd Wijziging van de modaliteiten betreffende de impact van de federale elektriciteitsbijdrage In overeenstemming met artikel 21bis van de Elektriciteitswet is de federale elektriciteitsbijdrage die bepaalde openbaredienstverplichtingen (ODV) en de kosten verbonden aan de regulering van de markt financiert, door de eindafnemers verschuldigd op elk kwh dat ze van het net afnemen waarop ze zijn aangesloten. Rekening houdend met de financieringsbehoeften van elk fonds dat door de federale bijdrage wordt gespijsd, wordt het eenheidsbedrag van de bijdrage, in overeenstemming met het koninklijk besluit van 24 maart 2003, elk jaar bepaald op basis van het elektriciteitsvolume dat jaarlijks over het transmissienet wordt vervoerd. De berekening houdt geen rekening met de elektriciteitsproductie op de distributienetten. Aangezien het elektriciteitsvolume dat wordt afgenomen door de klanten die op het distributienet zijn aangesloten groter is dan het elektriciteitsvolume dat over het transmissienet werd vervoerd, werd er dus tot 1 januari 2018 aan deze eindklanten een hoger globaal bedrag aangerekend dan het niveau dat strikt noodzakelijk is om de verschillende door de federale bijdrage gefinancierde fondsen te spijzen. Het koninklijk besluit van 31 oktober 2017 (Belgisch Staatsblad van 24 november 2017) wil een einde stellen aan deze situatie en verplicht de distributienetbeheerders om elk jaar aan de CREG het verschil tussen de opbrengsten en de kosten van de aan hun afnemers gefactureerde federale bijdrage mee te delen. Dit verschil zal enerzijds rekening houden met het verliespercentage van het net en anderzijds met de in het distributienet geïnjecteerde elektriciteitsproductie. Op basis van dit verschil zal de CREG een afrekening opstellen voor elke distributienetbeheerder. Het koninklijk besluit van 31 oktober 2017 versterkt eveneens de verplichtingen van de elektriciteitsbedrijven die in de loop van een jaar aanvragen tot terugbetaling, vermindering of vrijstelling van de federale bijdrage hebben ingediend, door voortaan te eisen dat een attest van een bedrijfsrevisor of accountant uiterlijk op 30 juni van het volgende jaar de aan de CREG gevraagde bedragen certificeert. De CREG werd betrokken bij de opstelling van dit ontwerp van koninklijk besluit Wijziging van het federaal technisch reglement Op 3 december 2017 werd een koninklijk besluit tot wijziging van artikel 157 van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe uitgevaardigd (Belgisch Staatsblad van 18 december 2017). Artikel 157 bevat een algemene beschrijving van de middelen waarover de netbeheerder beschikt om het evenwicht van het net te verzekeren. Een van die middelen is onder meer de activering van het vermogen dat de producenten verplicht ter beschikking moeten stellen van de netbeheerder (niet-gereserveerd vermogen), evenals de activering van de tertiaire reserve die ter beschikking wordt gesteld van de netbeheerder in het kader van de verwerving van ondersteunende diensten (gereserveerd vermogen). In artikel 157 van het technisch reglement is vastgelegd dat de netbeheerder eerst het niet-gereserveerde tertiaire regelvermogen moet activeren en pas daarna het gereserveerde tertiaire regelvermogen. Het koninklijk besluit schrapt de verplichting om steeds het gereserveerde tertiaire regelvermogen na het niet-gereserveerde tertiaire regelvermogen te activeren. Op vraag van de minister van Energie bracht de CREG op 31 augustus 2017 een advies uit over het ontwerp van dit koninklijk besluit. 4 Ze wees voornamelijk op formele en redactionele problemen en stelde ook aanpassingen aan het verslag aan de koning voor om het in overeenstemming te brengen met de bepalingen uit het ontwerp Samenwerking tussen de CREG en de Belgische Mededingingsautoriteit Op 15 december 2017 verscheen in het Staatblad het koninklijk besluit 5 dat de samenwerking tussen de CREG en de Belgische Mededingingsautoriteit (BMA) verder regelt en het kader waarbinnen beide instellingen dialogeren. Wederzijdse informatie-uitwisseling en regelmatig overleg tussen beide instellingen vormen de basis voor een optimale werking van de elektriciteits- en aardgasmarkt en een efficiënte coördinatie tussen de sectorale regulering en het mededingingsrecht. In dit koninklijk besluit wordt de wederzijdse uitwisseling van informatie tussen beide instellingen verder geregeld. Het gaat daarbij om de uitwisseling van alle nuttige informatie met inbegrip van vertrouwelijke informatie tussen beide instellingen voor zover noodzakelijk voor de vervulling van hun opdrachten. Daarnaast voorziet dit koninklijk besluit in regelmatig overleg tussen de CREG en de BMA over de ontwikkelingen in de elektriciteits- en gassector en op het vlak van mededingingsrecht. Dit overleg beoogt een harmonieuze en coherente interpretatie van het sectorrecht en van het mededingingsrecht. Verder wordt in dit koninklijk besluit ook de wijze geregeld waarop de tussenkomst bij formele procedures verloopt. 3 Voorstellen nr. 1505, 1539 en 1577 (zie jaarverslag 2016, punt B). 4 Advies (A)1161 betreffende een ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. 5 Koninklijk besluit van 3 december 2017 betreffende de samenwerking tussen de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas en de Belgische Mededingingsautoriteit. 12 CREG Jaarverslag 2017

15 3. Elektriciteitsmarkt 3 Elektriciteitsmarkt CREG Jaarverslag

16 3. Elektriciteitsmarkt 3.1. Regulering Elektriciteitsproductie Vergunningen voor elektriciteitsproductie De bouw van installaties voor elektriciteitsproductie is onderworpen aan de voorafgaande toekenning van een individuele vergunning afgeleverd door de federale minister van Energie op advies van de CREG. In 2017 verleende de CREG in dit kader een advies over de noodzaak van vernieuwing van de individuele productievergunning van de nv Dils-Energie voor de bouw van een installatie voor de productie van elektriciteit bestaande uit twee stoomen gascentrales (STEG s) met elk een vermogen van 460 MWe in Dilsen-Stokkem. De CREG gaf een gunstig advies voor het behoud van de individuele productievergunning. 6 De bouw van nieuwe Belgische productie-installaties met een netto ontwikkelbaar vermogen van ten hoogste 25 MWe vereist daarentegen geen voorafgaande ministeriële vergunning, maar valt wel onder een voorafgaande meldingsplicht aan de CREG en aan de federale minister van Energie of diens afgevaardigde. In 2017 kreeg de CREG 24 dergelijke meldingen Elektriciteitsproductie op de Noordzee A. Domeinconcessies voor offshore windenergie Naar aanleiding van een vraag van de staatssecretaris voor de Noordzee bracht de CREG op 29 juni 2017 een advies uit over een ontwerp tot wijziging van het koninklijk besluit voor de toekenning van domeinconcessies voor de windparken op zee. 7 Door de wijziging zou de maximale duur van de domeinconcessies onder andere worden verlengd. De CREG is van mening dat er ook kan worden overgegaan tot individuele verlengingen van toegekende domeinconcessies in plaats van zich te beperken tot een regelgevend optreden. Voor de domeinconcessie die aan C-Power nv werd toegekend voor het windmolenpark de Thorntonbank in de Noordzee wijzigde de minister bij ministerieel besluit de aanleg van de voorziening voor de behandeling, de ontmanteling en het weghalen van de installaties op 17 februari In oktober 2016 bracht de CREG een advies uit over deze wijziging (zie jaarverslag 2016, punt ). In overeenstemming met artikel 13/1 van de Elektriciteitswet kan de koning de netbeheerder domeinconcessies toekennen voor de bouw en de exploitatie van installaties nodig voor de transmissie van elektriciteit in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen. De wet machtigt de koning om de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van de domeinconcessies, na advies van de CREG, vast te leggen. De CREG kreeg twee adviesaanvragen voor het voorontwerp van koninklijk besluit houdende uitvoering van het artikel 13/1 van de elektriciteitswet. Ze heeft erop geantwoord met een advies van 7 juli 2016 (zie jaarverslag 2016, punt A) en via een advies van 7 september B. Groenestroomcertificaten, certificaten van oorsprongsgarantie en garanties van oorsprong Bij de CREG ingediende aanvragen Op 6 juli 2017 keurde de CREG de aanvraag van Nobelwind voor de toekenning van groenestroomcertificaten voor de elektriciteit opgewekt door het offshore windmolenpark van 165 MW goed. De betrokken windmolens beantwoorden aan de voorwaarden voor toekenning van groenestroomcertificaten voor de netto geproduceerde elektriciteit vanaf de datum van ondertekening van de respectievelijke certificaten van oorsprongsgarantie voor elke windmolen. 9 Met de beslissing van 21 september legde de CREG de correctiefactor vast voor de tweede periode ( ) ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Rentel. Ze ging na of er een verschil was tussen de gecontracteerde verkoopprijs voor elektriciteit en een gemiddelde nominale prijs gelijk aan 90 % van de elektriciteitsreferentieprijs. Op grond van die analyse legde de CREG de correctiefactor vast die geldt voor de bepaling van de minimumprijs van groenestroomcertificaten voor elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Rentel voor de periode van 3 oktober 2017 tot met 2 oktober Advies (A)1635 betreffende de noodzaak van vernieuwing van de individuele productievergunning van Dils-Energie nv voor de bouw van een installatie voor de productie van elektriciteit te Dilsen-Stokkem na uittreding van de aandeelhouder Siemens Project Ventures GmbH. 7 Advies (A)1648 over het ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 20 december 2000 betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit water, stromen of winden, in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen overeenkomstig het internationaal zeerecht. 8 Advies (A)1699 over een ontwerp van koninklijk besluit betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies aan de netbeheerder voor de bouw en de exploitatie van installaties nodig voor de transmissie van elektriciteit, in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen. 9 Beslissing (B)1615 over de aanvraag van Nobelwind voor de toekenning van groenestroomcertificaten voor de elektriciteit opgewekt door de windmolens G01, G02, G03, G04, G05, G06, G07, G08, G09, G10, H01, H02, H03, H04, H05, H06, H07, H08, H09, H10, I01, I02, I03, I04, I05, I06, I07, I08, I09, I10, J01, J02, J03, J04, J05, J06, J07, J08, J09, J10, K01, K02, K03, K04, K05, K06, K07, K08, K09 en K Beslissing (B)1660 over de vastlegging van de correctiefactor voor de 2de periode ( ) ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Rentel. 14 CREG Jaarverslag 2017

17 3. Elektriciteitsmarkt Ten slotte bracht de CREG op 30 november 2017 een positief advies uit betreffende de vraag tot hernieuwing van de erkenning van Vinçotte vzw als keuringsinstelling. De keuringsinstelling is belast met het afleveren van het certificaat van oorsprongsgarantie voor de productieinstallaties van offshore windenergie en het uitoefenen van een periodieke controle, minstens jaarlijks, op de conformiteit van de gegevens opgenomen in de oorsprongsgarantie. Figuur 1: Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshore windenergie per park tussen april 2009 en december 2017 (bron: CREG) Evolutie van het geïnstaleerde vermogen offshore windenergie en van de geproduceerde groene elektriciteit MW Het totale geïnstalleerde vermogen aan offshore windmolens nam in 2017 toe met 165 MW tot 878,1 MW. Deze toename is toe te schrijven aan de realisatie van het windmolenpark van Nobelwind op de Bligh Bank. In 2017 injecteerden alle offshorewindparken samen GWh in het transmissienet, wat overeenkomt met een toename van 52 GWh ten opzichte van De nettoproductie van elektriciteit (vóór transformatie) van alle gecertificeerde offshore windmolens bedroeg GWh voor het jaar 2017, wat een toename is van bijna 20 % ten opzichte van de nettoproductie in 2016 (2.388 GWh). Deze toename is bijna volledig toe te schrijven aan de indienstneming van het windmolenpark van Nobelwind apr/09 aug/09 dec/09 apr/10 aug/10 dec/10 apr/11 aug/11 dec/11 apr/12 aug/12 dec/12 apr/13 aug/13 dec/13 apr/14 aug/14 dec/14 apr/15 aug/15 dec/15 apr/16 C-Power Belwind Northwind Nobelwind Figuur 2: Offshore nettoproductie van groene stroom per park tussen april 2009 en december 2017 (bron: CREG) aug/16 dec/16 apr/17 aug/17 dec/17 De maandelijkse nettoproductie per domeinconcessiehouder wordt in figuur 2 weergegeven. De gemiddelde load factor in 2017 (de productie gedeeld door de geïnstalleerde capaciteit) varieert van minimum 22 % in april tot een maximum van 59 % in oktober. GWh Per netto geproduceerd MWh reikt de CREG één groene stroomcertificaat uit. De uitgereikte groenestroomcerti ficaten voor de nettoproductie in 2017 van de vier operationele offshore windparken vertegenwoordigen een bedrag van euro. 0 apr/09 aug/09 dec/09 apr/10 aug/10 dec/10 apr/11 aug/11 C-Power Belwind Northwind Nobelwind dec/11 apr/12 aug/12 dec/12 apr/13 aug/13 dec/13 apr/14 aug/14 dec/14 apr/15 aug/15 dec/15 apr/16 aug/16 dec/16 apr/17 aug/17 dec/17 11 Advies (A)1703 over de vraag van de vzw Vinçotte tot hernieuwing van de erkenning als keuringsinstelling. CREG Jaarverslag

18 3. Elektriciteitsmarkt C. Garanties van oorsprong De CREG heeft in 2017 het beheer van de databank Garanties van Oorsprong verder waargenomen. Via deze databank krijgen de producenten van offshore windenergie garanties van oorsprong uitgereikt, die ze vervolgens kunnen exporteren naar andere Europese markten. Met het oog hierop is de CREG actief lid gebleven van de Association of Issuing Bodies (AIB), een vereniging die de hub beheert waarmee het gros van de Europese databanken aan elkaar is gekoppeld. Meer bepaald heeft de CREG naast algemene vergaderingen en werkgroepen deelgenomen aan een assessmentpanel en aan een audit van het Ierse domein. Ook de technische opvolging van de systemen was een aandachtspunt Analyse van de ondersteuning van offshorewindenergie offshore domeinconcessie in geval van onbeschikbaarheid van het Modular Offshore Grid (zie ook punt 2.1 van dit verslag). Op 21 december 2017 legde de CREG ook de principes vast van de valorisatie van de installaties die overgedragen moeten worden aan de netbeheerder in het kader van het Modular Offshore Grid (zie punt van dit verslag) Electriciteitslevering Levering aan afnemers aangesloten op het transmissienet De volgende tabel toont het marktaandeel van Electrabel en de overige leveranciers inzake netto-elektriciteitslevering 13 aan de grote industriële afnemers aangesloten op het federale transmissienet (met een spanning hoger dan 70 kv). Ten opzichte van 2016 is het totale volume aan energie dat door de eindafnemers van het transmissienet werd afgenomen in 2017 gestegen met 3,6 % (389,3 GWh); met het jaar 2015, dit is het laagste niveau van de bestudeerde periode. Volgens een eerste raming bedroeg het marktaandeel van Electrabel 43,7 % in Dat is een zeer laag niveau in vergelijking met de voorbije tien jaar, al lag het marktaandeel in 2016 nog lager en steeg het in 2017 weer met 19,7 %. Het aantal toegangspunten van Electrabel bleef in 2017 lager dan dat van de andere leveranciers. De federale leveringsvergunningen voor elektriciteit om de klanten te bevoorraden die rechtstreeks op het transmissienet zijn aangesloten, worden door de minister van Energie op voorstel van de CREG toegekend voor een periode van vijf jaar. De CREG analyseerde, op vraag van de Minister van Energie, Leefmilieu en Duurzame Ontwikkeling en in het kader van haar wettelijke verplichtingen, het mechanisme van de ondersteuning voor off shore windenergie. 12 In deel I van haar studie beschrijft de CREG de recente marktevoluties zoals de tenders van Borssele I+II, Borssele III+IV (offshore parken voor de kust van Nederland), Danish North Sea en Kriegers Flak. In deel II zet de CREG het resultaat van de Borssele-tender III+IV om in een ondersteuning voor de laatste drie domeinconcessies op basis van objectief vaststelbare verschillen tussen Nederland en België Indienststelling Modular Offshore Grid Op 10 november 2017 maakte de CREG een voorstel van koninklijk besluit over aan de minister van Energie, houdende vastlegging van de datum waartegen elk deel van het Modular Off shore Grid in dienst moet worden gesteld en het systeem voor de vergoeding van de betrokken houders van een Tabel 1: Energie afgenomen door afnemers aangesloten op het federale transmissienet van 2007 tot 2017 (bronnen: Elia, CREG) Leveranciers Electrabel nv Andere leveranciers Totaal Toegangspunten op 1/01/ * 31/12/ * (87,7 %) (12,3 %) (84,0 %) (16,0 %) (87,6 %) (12,4 %) (88,7 %) (11,3 %) (90,2 %) (9,8 %) Afgenomen energie (GWh) (67,0 %) (33,0 %) (57,6 %) (42,4 %) (62,6 %) (37,4 %) (50,6 %) (49,4 %) (37,8 %) (62,2 %) (43,7 %) (56,3 %) (*) Aangezien vier toegangspunten gedurende het jaar 2017 door twee leveranciers tegelijk bevoorraad werden, ligt het totale aantal toegangspunten globaal genomen vier eenheden lager dan het totale aantal toegangspunten voor alle leveranciers samen. 12 Studie (F)1568 over de analyse van ondersteuning van offshore windenergie met inbegrip van het jaarlijks verslag over de doeltreffendheid van de minimumprijs voor offshore windenergie. 13 Deze cijfers houden geen rekening met de energie die rechtstreeks door lokale productie wordt geleverd, noch met de klanten die in het Groothertogdom Luxemburg gevestigd zijn. 16 CREG Jaarverslag 2017

19 3. Elektriciteitsmarkt In 2017 maakte de CREG aan de minister van Energie acht voorstellen over voor de toekenning van leveringsvergunningen voor elektriciteit aan Burgo Energia Srl, Energie I&V België bvba, Total Gas & Power Limited, ArcelorMittal Energy S.C.A., Direct Energie nv, Direct Energie Belgium nv, Société Européenne de Gestion de l Energie nv en Powerhouse B.V. 14 In 2017 kende de minister van Energie een individuele vergunning voor de levering van elektriciteit toe aan Eneco België BV 15 (voorstel overgemaakt eind 2016), Burgo Energia Srl 16, Energie I&V België sprl 17, Total Gas & Power Limited 18, ArcelorMittal Energy S.C.A. 19, Direct Energie nv 20, Direct Energie Belgium nv 21, Société Européenne de Gestion de l Energie nv 22 en Powerhouse BV Maximumprijzen Voor niet-beschermde klanten waarvan het leveringscontract werd opgezegd De maximumprijzen die de distributienetbeheerders moeten toepassen voor niet-beschermde klanten waarvan het leveringscontract werd opgezegd (ook 'gedropte klanten' genoemd), worden halfjaarlijks berekend door de distributienetbeheerders en gecontroleerd door de CREG. Ze worden als volgt berekend: energieprijs + transmissietarief + distributietarief + marge. De CREG is bevoegd voor het toezicht op de berekeningsmodaliteiten van de marge. Voor beschermde residentiële klanten met een bescheiden inkomen of in een kwetsbare situatie Overeenkomstig de geldende wetgeving heeft de CREG de sociale tarieven en de referentietarieven berekend en gepubliceerd die van toepassing zijn vanaf 1 februari 2017 tot en met 31 juli 2017 en van 1 augustus 2017 tot en met 31 januari 2018 voor de levering van elektriciteit aan beschermde residentiële klanten met een bescheiden inkomen of in een kwetsbare situatie. De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van elektriciteit voor de periode vanaf 1 februari 2017 tot en met 31 juli 2017 bedraagt: - 13,317 eurocent/kwh (0,13317 /kwh) voor het enkelvoudig tarief; - 13,659 eurocent/kwh (0,13659 /kwh) voor het tweevoudig tarief (piekuren); - 10,851 eurocent/kwh (0,10851 /kwh) voor het tweevoudig tarief (daluren); - 8,165 eurocent/kwh (0,08165 /kwh) voor het exclusief nachttarief. De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van elektriciteit voor de periode vanaf 1 augustus 2017 tot en met 31 januari 2018 bedraagt: - 13,252 eurocent/kwh (0,13252 /kwh) voor het enkelvoudig tarief; - 13,830 eurocent/kwh (0,13830 /kwh) voor het tweevoudig tarief (piekuren); - 10,990 eurocent/kwh (0,10990 /kwh) voor het tweevoudig tarief (daluren); - 8,455 eurocent/kwh (0,08455 /kwh) voor het exclusief nachttarief. Deze tarieven zijn exclusief federale bijdrage, aansluitingsvergoeding (Wallonië) en de bijdrage Energiefonds (Vlaanderen). Andere taksen met betrekking tot netwerktarieven (vervoer en/of distributie) zijn inbegrepen. De CREG heeft ook het bedrag geraamd dat nodig was voor de spijzing van het fonds beschermde klanten elektriciteit dat aan de basis ligt van de berekening van de component beschermde klanten van de federale bijdrage (zie punt van dit verslag). De CREG maakt in dit kader tweemaal per jaar de referentie-energiecomponenten voor elektriciteit en aardgas bekend aan de leveranciers en de distributienetbeheerders in het kader van de uitbetaling van de schuldvorderingen beschermde klanten. Rechtspraak Bij arrest van 11 januari 2017 annuleerde het Hof van Beroep in Brussel een negatieve beslissing van de CREG ten aanzien van Essent Belgium. Met de vernietigde beslissing, ter kennis gebracht op 8 juli 2016, had de CREG een schuldvordering van Essent inzake sociale tarieven geweigerd wegens laattijdigheid (een aangifte d.d. 19 februari 2016 die betrekking had op het jaar 2012). Het Hof oordeelde dat de aangiftetermijnen opgenomen in de koninklijke besluiten 24 onwettig waren en dat de overschrijding van de termijnen door Essent daarom geen verval van recht kon teweegbrengen. De reden voor de onwettigheid van de vervaltermijnen is het gebrek aan rechtsgrond daarvoor in de wetgeving. 14 Voorstellen (E)1588, (E)1624, (E)1625, (E)1629, (E)1679, (E)1680, (E)1700, (E) Ministerieel besluit van 24 mei 2017 (Belgisch Staatsblad van 7 juni 2017). 16 Ministerieel besluit van 21 februari 2017 (Belgisch Staatsblad van 6 maart 2017). 17 Ministerieel besluit van 18 september 2017 (Belgisch Staatsblad van 22 september 2017). 18 Ministerieel besluit van 24 april 2017 (Belgisch Staatsblad van 8 mei 2017). 19 Ministerieel besluit van 8 juni 2017 (Belgisch Staatsblad van 27 juni 2017). 20 Ministerieel besluit van 13 november 2017 (Belgisch Staatsblad van 24 november 2017). 21 Ministerieel besluit van 13 november 2017 (Belgisch Staatsblad van 24 november 2017). 22 Ministerieel besluit van 13 december 2017 (Belgisch Staatsblad van 8 januari 2018). 23 Ministerieel besluit van 21 december Koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kosten van de toepassing van de sociale tarieven door de elektriciteitsbedrijven en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervan en Koninklijk Besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kosten van de toepassing van de sociale tarieven door de aardgasondernemingen en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervan. CREG Jaarverslag

20 3. Elektriciteitsmarkt De vordering van Essent tot betaling van een voorlopig forfaitair bedrag werd afgewezen wegens onbevoegdheid Evolutie en fundamentals van de elektriciteitsprijs Ook in 2017 heeft de CREG maandelijks een boordtabel gepubliceerd die tot doel heeft alle betrokken spelers te informeren over de belangrijke evoluties van de factoren die de elektriciteitsprijzen beïnvloeden. Voor de groothandelsmarkt volgt de CREG hoofdzakelijk de evolutie van een aantal parameters die fundamenteel zijn voor de vorming van de elektriciteits- en aardgasprijzen op de Belgische beurzen en op de beurzen in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland). Voor de kleinhandelsmarkt geeft de CREG per gewest de evolutie weer van de all-inprijs voor elektriciteit en aardgas in België voor: - residentiële Dc-klanten elektriciteit (3.500 kwh/jaar, enkelvoudig) - residentiële T2-klanten aardgas ( kwh/jaar) - sociale klanten - gedropte klanten - kmo s elektriciteit ( kwh/jaar, enkelvoudig) - kmo s aardgas ( kwh/jaar) Daarnaast vergelijkt de CREG de gemiddelde all-inprijs voor elektriciteit en aardgas die in België en in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland en het Verenigd Koninkrijk) aan residentiële Dc-klanten elektriciteit, T2-klanten aardgas en kmo s elektriciteit en aardgas wordt gefactureerd. Om de zes maanden publiceert de CREG daarnaast een afzonderlijke nota met de resultaten van de internationale vergelijking van de energieprijzen tussen België en de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland en het Verenigd Koninkrijk). De grafieken die de CREG in het kader hiervan publiceert, geven een overzicht van de verschillende componenten van de jaarlijkse gemiddelde energiefactuur in de vijf landen, zowel voor residentiële afnemers als kmo s. Hierna volgen een aantal ontwikkelingen die in 2017 werden vastgesteld voor elektriciteit: - Begin 2017 werden de distributienettarieven en de transportnettarieven gewijzigd. - In de buurlanden werd er in 2017 geen enkele nieuwe toeslag ingevoerd. De reeds bestaande nettarieven en toeslagen werden wel naar jaarlijkse gewoonte aangepast Transmissie en distributie Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder In het kader van haar bevoegdheid inzake de controle van de naleving van de ontvlechtingsvereisten (unbundling) door de transmissienetbeheerder (TNB) verifieerde de CREG in 2017 de benoemingen van drie nieuwe leden van de raden van bestuur van Elia System Operator en Elia Asset, namelijk van een nieuwe niet-onafhankelijke bestuurder, dhr. Rudy Provoost, en twee nieuwe onafhankelijke bestuurders, mevrouw Roberte Kesteman en dhr. Bernard Gustin (zie ook punt ). Daarnaast verifieerde de CREG de herbenoemingen van vijf leden van de raden van bestuur van Elia System Operator en Elia Asset. Verder achtte de CREG het ook nodig om, in het kader van haar bevoegdheid inzake monitoring van de voortdurende naleving van de ontvlechtingsvereiste, de onafhankelijkheid van alle overige bestuurders (zowel onafhankelijke als niet-onafhankelijke) te controleren en dit wat betreft de andere mandaten/ functies/activiteiten die ze op dat moment uitoefenden. Tot slot verifieerde de CREG ook de benoeming van een nieuw lid van de directiecomités van Elia System Operator en Elia Asset, dhr. Peter Michiels Corporate governance De CREG nam in 2017 kennis van het activiteitenverslag 2016 van het corporategovernancecomité van Elia System Operator en Elia Asset in het kader van het toezicht op de toepassing van artikelen 9 en 9ter van de Elektriciteitswet en de evaluatie van de doeltreffendheid ervan ten aanzien van de doelstellingen van onafhankelijkheid en onpartijdigheid van het transmissienetbeheer. Voorts nam de CREG kennis van het verslag van de nalevingsfunctionaris over de naleving van het verbintenissenprogramma door de medewerkers van Elia System Operator en Elia Asset in Dit verbintenissenprogramma dient om elke discriminatie tussen netgebruikers en/of categorieën netgebruikers te voorkomen. Via haar eensluidende adviezen van 29 juni en 21 december 2017 stelde de CREG vast dat mevrouw Jane Murphy 25, mevrouw Roberte Kesteman 26 en de heer Bernard Gustin 27 voldeden aan de notie 'onafhankelijke bestuurder' wat betreft hun (nieuwe of hernieuwde) mandaat in de raden van bestuur van Elia System Operator en Elia Asset. 25 Advies (A)1647 over de onafhankelijkheid van mevrouw Jane Murphy als onafhankelijke bestuurder in de raden van bestuur van Elia System Operator NV en Elia Asset NV. 26 Advies (A)1714 over de onafhankelijkheid van mevrouw Roberte Kesteman als onafhankelijke bestuurder in de raden van bestuur van Elia System Operator NV en Elia Asset NV. 27 Advies (A)1643 over de onafhankelijkheid van de heer Bernard Gustin als onafhankelijke bestuurder in de raden van bestuur van Elia System Operator NV en Elia Asset NV. 18 CREG Jaarverslag 2017

21 3. Elektriciteitsmarkt Daarnaast achtte de CREG het ook nodig om, in het kader van haar bevoegdheid inzake monitoring van de naleving van de Elektriciteitswet, de onafhankelijkheid van de andere onafhankelijke bestuurders te controleren en dit wat betreft de andere mandaten/functies/activiteiten die ze op dat moment uitoefenden (zie ook punt ). Ten slotte stelde de CREG in haar eensluidende adviezen van oktober geen bezwaren vast tegen de hernieuwing van de mandaten van de commissarissen van Elia System Operator en Elia Asset, met name Ernst & Young Bedrijfs revisoren, vertegenwoordigd door de heer Patrick Rottiers, en Klynveld Peat Marwick Goerdeler Bedrijfsrevisoren, vertegenwoordigd door de heer Alexis Palm Gesloten industriële netten en het tractienet spoor Op voorstel van de Algemene Directie Energie, en na advies van de CREG en de netbeheerder, kan de minister van Energie de hoedanigheid van beheerder van een gesloten industrieel net toekennen aan de natuurlijke of rechtspersoon die eigenaar is van of een gebruiksrecht bezit op een net en die conform de Elektriciteitswet een aanvraag heeft ingediend voor het gedeelte uitgebaat op een nominale spanning hoger dan 70 kv. Volgens dezelfde procedure kan de minister het net erkennen als een gesloten industrieel net op voorwaarde dat de betrokken gewesten de mogelijkheid hebben gehad om binnen zestig dagen advies uit te brengen. De toekenning van de hoedanigheid van beheerder van het tractienet spoor aan de persoon die eigenaar is van of een gebruiksrecht bezit op het betrokken net, gebeurt eveneens door de minister van Energie op voorstel van de Algemene Directie Energie, na advies van de CREG en de netbeheerder en nadat de betrokken gewesten de mogelijkheid werd geboden een advies uit te brengen binnen een termijn van zestig dagen. De CREG bracht in 2017 in dit kader een advies uit over de aanvraag van de NV Infrabel tot toekenning van de hoedanigheid van beheerder van het tractienet spoor. 29 Een groot aantal bepalingen in de Elektriciteitswet met betrekking tot een gesloten industrieel net zijn ook van toepassing op het tractienet spoor voor zover de wet van 4 december 2006 betreffende het gebruik van de spoorweginfrastructuur (ondertussen vervangen door de wet van 30 augustus 2013 houdende de Spoorcodex) in geen andere regeling voorziet Technische werking A. Aansluiting en toegang De toegangscontracten en de contracten van toe gangsverantwoordelijke Op 20 januari 2017 kreeg de CREG een aanvraag tot goedkeuring van wijzigingen aan de algemene voorwaarden van het contract van toegangsverantwoordelijke (ARP-contract) van Elia System Operator. De voorgestelde wijzigingen aan het ARP-contract hadden voornamelijk betrekking op de invoering van de dienst voor vrije bie dingen voor de tertiaire regeling van energie door niet-cipu technische eenheden (project BidLadder), de toelichting bij de begrippen CCP en shipping agent, de opheffing van artikel 7, 3, van de Elektriciteits wet, de reorganisatie van de producten van de contractuele R3 en specifieke kenmerken van het pilootproject R2 niet-cipu. Op 16 februari 2017 besliste de CREG 30 om de voorgestelde wijzigingen aan het ARP-contract goed te keuren. Bij deze goedkeuring werden enkele verzoeken en suggesties gevoegd. Afwijking van de bepalingen van de Europese netcodes RfG, DCC en HVDC Drie in 2016 aangenomen Europese verordeningen stellen netcodes vast met voorwaarden voor aansluiting op het elektriciteitsnet (de netcodes RfG, DCC en HVDC). Met toepassing van deze verordeningen kan de bevoegde regulerende instantie op verzoek van bepaalde betrokken partijen afwijkingen van een of meerdere bepalingen van deze verordeningen toestaan. Op 20 april 2017 nam de CREG, volgend op een openbare raadpleging die afliep op 20 februari 2017, haar beslissing tot vaststelling van de criteria voor het toestaan van dergelijke afwijkingen. 31 De criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en HVDC kwamen tot stand door samenwerking tussen de vier regulatoren (CREG, CWaPE, VREG en BRUGEL). B. Balancerings- en ondersteunende diensten Reservevermogen Elia moet het primaire, secundaire en tertiaire reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet in de regelzone evalueren en bepalen. Hiertoe moet Elia zijn evaluatiemethode en het resultaat ervan ter goedkeuring voorleggen aan de CREG. 28 Advies (A)1671 over de hernieuwing van het mandaat van Ernst & Young Bedrijfsrevisoren, vertegenwoordigd door de heer Patrick Rottiers, bij Elia System Operator NV en Elia Asset NV en advies (A)1672 over de hernieuwing van het mandaat van Klynveld Peat Marwick Goerdeler Bedrijfsrevisoren, vertegenwoordigd door de heer Alexis Palm, bij Elia System Operator NV en Elia Asset NV. 29 Advies (A)1659 over de aanvraag van de NV Infrabel tot toekenning van de hoedanigheid van beheerder van het tractienet spoor. 30 Beslissing (B)1610 over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de contracten van toegangsverantwoordelijke, voorgesteld door de netbeheerder. 31 Beslissing (B)1602 houdende vastlegging van de criteria voor het toestaan van afwijkingen van bepalingen van de netcodes RfG, DCC en/of HVDC. CREG Jaarverslag

22 3. Elektriciteitsmarkt In april 2017 diende Elia een voorstel in over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primaire, secundaire en tertiaire reservevermogen voor Het gaat over de bijwerking van de gegevens gebruikt in de analyses, de uitvoering van voorafgaande analyses over de mogelijke impact van het proces van IGCC-netting op de bepaling van de secundaire en tertiaire reservevermogens, de afwezigheid voor 2018 van de nood aan reserve ten laste van één ARP, de start van bijkomende analyses om alle elementen te bepalen die de vastgestelde verbetering van de kwaliteit van de ACE in 2016 beïnvloeden, en het einde van het product 'ICH'. Na een openbare raadpleging van de marktspelers keurde de CREG het voorstel van Elia goed. 32 Aangeboden prijzen en volume voor de ondersteunende diensten Om de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet te verzekeren, moet Elia permanent over een bepaald volume ondersteunende diensten kunnen beschikken. De modaliteiten ervan zijn opgenomen in het technisch reglement van 19 december 2002 voor het beheer van het transmissienet en de toegang ertoe. Onder impuls van de CREG heeft Elia de voorbije jaren forse inspanningen geleverd om de markt van de ondersteunende diensten te ontwikkelen, in het bijzonder om de prijzen van de reservevermogens te verminderen door bijvoorbeeld wekelijkse veilingen (R1 en R2) en maandelijkse veilingen te organiseren en meer marktdeelnemers aan de veilingprocedures te laten deelnemen. Tot slot contracteert Elia sinds 1 augustus 2016 een deel van de primaire regelvermogens via een regionaal veilingplatform dat ook toegankelijk is in Duitsland, Oostenrijk, Nederland, Frankrijk en Zwitserland. Het is nogmaals gebleken dat het moeilijk is om bepaalde diensten voor de nodige volumes en voor redelijke prijzen aan te kopen. In overeenstemming met artikel 12quinquies van de Elektriciteitswet dienden dus koninklijke besluiten houdende oplegging van prijs- en volumevoorwaarden te worden afgekondigd om de levering van de 'blackstartdienst' en de dienst voor de regeling van de spanning en de reactieve energie te verzekeren. Om de kosten van de ondersteunende diensten op een redelijk peil te houden, moet Elia op grond van de Elektriciteitswet jaarlijks aan de CREG verslag uitbrengen over de prijzen die zij aangeboden krijgt voor de levering van de ondersteunende diensten. Vervolgens geeft de CREG aan of de aangeboden prijzen al dan niet manifest onredelijk zijn en motiveert ze haar besluit. In 2017 kreeg de CREG van Elia verslagen over de regeldiensten van de spanning en het reactieve vermogen en over de 'black start'. In haar eigen verslagen 33 stelde de CREG vast dat de prijzen van sommige geselecteerde offertes manifest onredelijk waren. Bijgevolg stelde de minister van Energie ontwerpen van koninklijk besluit op om aan de betrokken producenten prijs- en volumevoorwaarden op te leggen. De CREG bracht adviezen 34 over deze ontwerpen uit. Op basis van de veronderstellingen over de beschikbaarheid en het gebruik van de ondersteunende diensten in 2017, bedraagt het verschil tussen de prijs van de door Elia geselecteerde offertes en de uiteindelijke geselecteerde offertes die naar aanleiding van de genoemde koninklijke besluiten zijn aangepast, ongeveer acht miljoen euro. Elia moet maandelijks rapporteren over de primaire en secundaire regeldiensten. De CREG heeft vastgesteld dat de kosten van deze reserves, bij een constant volume, vrij stabiel zijn (-1,1 %). In 2017 was de enige verandering voor de verwerving van reserves de overgang naar maandelijkse veilingen voor het hele tertiaire regelvermogen, met uitzondering van het product R3 ICH. De eenheidskost van het hele tertiaire regelvermogen daalde met 3,5 % in vergelijking met Ten slotte bracht de CREG op 16 oktober 2017 twee adviezen uit over twee ontwerpen van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbaredienstverplichting tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst voor black start van 1 november 2017 tot 31 oktober Balancing (netevenwicht) De taak van de transmissienetbeheerder bestaat erin het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektrisch vermogen in de regelzone te bewaken, te handhaven en desgewenst te herstellen, onder meer ten gevolge van eventuele individuele onevenwichten veroorzaakt door de verschillende toegangsverantwoordelijken. Elia moet aan de CREG een voorstel van marktwerkingsregels voor de compensatie van de kwartieronevenwichten ter goedkeuring voorleggen. In december 2016 diende Elia een voorstel in betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. De voorgestelde 32 Beslissing (B)1631 over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor Verslag (RA)1682 betreffende het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan Elia System Operator nv aangeboden prijzen voor de levering van de dienst voor de regeling van spanning in 2018; verslag (RA)1612 betreffende het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan Elia System Operator nv aangeboden prijzen voor de levering van de blackstartdienst voor de periode van 1 november 2017 tot 31 december Advies (A)1708 over een ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbaredienstverplichting aan EDF Luminus nv tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2018 tot en met 31 december 2018; advies (A)1709 over het ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbaredienstverplichting aan Electrabel nv tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2018 tot en met 31 december 2018; advies (A)1710 over een ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbaredienstverplichting aan RWE Supply & Trading GmbH tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2018 tot en met 31 december CREG Jaarverslag 2017

23 3. Elektriciteitsmarkt evoluties gingen over de aanpassing van de definitie van de referentieprijs van de Belgische day-aheadmarkt, de openstelling van de markt van de primaire reserve voor nieuwe technologieën en de openstelling van het niet-gereserveerde tertiaire regelvermogen voor de technische niet-cipu-eenheden. Deze aanpassingen werden voorgesteld voor gedeeltelijke inwerkingtreding op 1 mei 2017 en volledige inwerkingtreding op 1 juli Met deze eindbeslissing van 30 maart 2017, en na een openbare raadpleging van de marktspelers, keurde de CREG het voorstel van Elia goed. 35 In mei 2017 diende Elia een nieuw voorstel in voor de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. Het ging om de toevoeging van algemene voorwaarden voor de deelname aan de regeling van het evenwicht van de Belgische regelzone, de invoering van twee overgangsperiodes voor de primaire reserve en de toevoeging van verduidelijkingen over de controle van de activering van de primaire reserve. Na een openbare raadpleging van de marktspelers keurde de CREG het voorstel van Elia goed. 36 In juli 2017 diende Elia ook een nieuw voorstel in betreffende de aanpassing van deze regels. De voorgestelde evoluties gingen over de afschaffing van het product tertiair regelvermogen via onderbreekbare afnames, de veralgemening van de secundaire markt voor de primaire, secundaire en tertiaire gecontracteerde reserveproducten, de voorwaarden betreffende de offertes voor de activering van het tertiair regelvermogen standaard en flex gereserveerd via technische niet-cipu-eenheden en verduidelijkingen over de activeringen van de tertiaire reserve standaard en flex. Na een raadpleging van de marktspelers keurde de CREG het voorstel van Elia goed. 37 De nieuwe regels zijn vanaf 1 januari 2018 van toepassing. Valorisatie van de productiereserves die nodig zijn voor de veiligheid van het systeem In mei 2016 publiceerde de CREG al een eerste nota over de toepasbaarheid van de methode Operating Reserve Demand Curves (ORDC) op de Belgische elektriciteitsmarkt. Deze methode valoriseert de productiereserves die nodig zijn voor de veiligheid van het systeem aan de hand van een toeslag bij het onevenwichtstarief. Deze toeslag is gebaseerd op de schaarste van de productiemiddelen en de prijs die de verbruikers willen betalen om niet zonder stroom te vallen. Op 30 november 2017 bracht de CREG een nieuwe nota uit 38 over de uitbreiding van de eerste studie uitgevoerd door het Center for Operations Research and Econometrics (CORE) van de Université Catholique de Louvain. Deze uitbreiding heeft in het bijzonder betrekking op de impact van de heropstart van twee kerncentrales in 2016, van de prijs die de verbruikers willen betalen om niet zonder stroom te vallen en de strategische reserve. Geactiveerde volumes en concentratie van de offertes In 2017 bedroegen de activeringen ter compensatie van de onevenwichten van de regelzone GWh, 3,7 % meer dan in Het aandeel van de secundaire reserves in deze activeringen bedroeg 46,2 % in 2017, tegenover 46,1 % in 2016 en 57,4 % in Deze stabilisatie is hoofdzakelijk het gevolg van de stabilisatie van de compensatie van de onevenwichten in het kader van de IGCC die in GWh en in GWh bedroeg. In 2017 was er een opwaartse activering van MWh en een neerwaartse activering van MWh van buitenlandse reserves door transmissienetbeheerders, terwijl deze activeringen in 2016 gelijk waren aan respectievelijk 0 en 200 MWh. 39 De HHI-index betreffende de aangeboden secundaire en tertiaire reserves op de productie-eenheden bedroeg in 2017, tegenover in 2016 en in De activeringen betreffende deze middelen vertegenwoordigden 99,8 % van de totale energie die in 2017 ter compensatie van de onevenwichten van de regelzone werd geactiveerd (excl. IGCC). In 2015 was dit percentage even hoog en in 2014 was het 99,9 %. De daling van de HHI-index is toe te schrijven aan de daling van het relatieve aandeel van ENGIE Electrabel op de markt voor productiereserves, voornamelijk gecompenseerd door de stijging van het relatieve aandeel van EDF Luminus in combinatie met de stijging, hoewel minder, van het aandeel van de andere kleine producenten. Prijs ter compensatie van de individuele onevenwichten Het onevenwichtstarief is gebaseerd op het principe van de unieke marginale prijs en houdt rekening met het onevenwicht van de toegangsverantwoordelijke en de richting van het onevenwicht van de regelzone. Tabel 2 op de volgende bladzijde geeft een overzicht van de evolutie van het gemiddelde (niet-gewogen) tarief van positieve onevenwichten (injectie > afname) en van negatieve onevenwichten (injectie < afname) van de toegangsverantwoordelijken voor de periode Aan de hand van figuur 3 onder deze tabel kunnen deze gemiddelde tarieven over dezelfde periode worden vergeleken met de evolutie van de gemiddelde tarieven van de day-aheadmarkt van Belpex. 35 Beslissing (B)1605 betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Inwerkingtreding gedeeltelijk op 1 mei 2017 en volledig op 1 juli Beslissing (B)1632 betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Inwerkingtreding ingevolge beslissing (B)xxxx van de CREG van xx/xx/ Beslissing (B)1658 over het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten Inwerkingtreding op 01/01/ Nota (Z)1707 over een uitgebreide analyse van de vergoeding van capaciteit in periodes van schaarste. 39 Bron: gegevens Elia. CREG Jaarverslag

24 3. Elektriciteitsmarkt Tabel 2: Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief van 2007 tot 2017 (bron: gegevens Elia) /MWh Injectie > afname 22,09 43,24 19,86 27,76 29,22 51,84 47,91 40,33 43,48 34,91 42,23 Injectie < afname 48,64 77,92 44,25 57,24 62,70 54,05 49,36 41,07 44,18 35,73 43,04 Figuur 3: Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief en prijs Belpex DAM van 2007 tot 2017 (bronnen: gegevens Elia en Belpex /Epex Spot) D. Tijd genomen door de transmissienetbeheerder om aansluitingen en herstellingen uit te voeren In 2017 bedroeg de Average Interruption Time (AIT) op het federale transmissienet 0 minuten 44 seconden (tegenover 3 minuten 33 seconden in 2016) en de Average Interruption Duration (AID) 8 minuten 13 seconden (tegenover 20 minuten 56 seconden in 2016). In 2017 waren er 42 incidenten op het transmissienet (56 in 2016). Aangezien het transmissienet vermaasd is, veroorzaakten deze incidenten doorgaans geen onderbreking bij de klant. In 71 % van de gevallen gebeurde er een poging tot automatische herinschakeling. Voor de 380 kv- en 220 kv-netten waren deze pogingen succesvol in 77 % van de gevallen en voor het 150 kv-net in 53 % van de gevallen. /MWh In vier gevallen was een verbinding van het federale transmissienet meer dan 24 uur onbeschikbaar. De perioden van onbeschikbaarheid voor deze verbindingen lagen tussen 26 uur en 962 uur. Op basis van deze indicatoren werd de beschikbaarheid van het transmissienetwerk in 2017 opnieuw verbeterd Nettarieven Injectie > afname Injectie < afname Belpex DAM A. Transmissienet C. Regels voor de veiligheid en betrouwbaarheid van het net en normen op het vlak van kwaliteit van de diensten en de levering In 2017 heeft de CREG initiatieven genomen met betrekking tot de veiligheid en betrouwbaarheid van het net. De CREG heeft onder andere de testen opgevolgd die Elia en de leveranciers van de ondersteunende blackstartdienst hebben uitgevoerd. Samen met de directie Energie van de FOD Economie, KMO, Middenstand en Energie en Elia heeft ze ook pistes overwogen voor de evolutie van de procedures voor de aanschaf van middelen voor de ondersteunende diensten black start en regeling van de spanning. a) Tariefmethodologie Zoals de CREG besprak in haar jaarverslag van 2014, keurde zij op 18 december 2014 haar tariefmethodologie goed die als basis dient voor de goedkeuring van de tarieven voor het beheer van het transmissienet voor elektriciteit en voor de elektriciteitsnetten met een transmissiefunctie 40 voor de toepassing ervan tijdens de regulatoire periode Met het begrip 'net met een transmissiefunctie' wordt enerzijds het transmissienet bedoeld en anderzijds de distributienetten of de lokale of regionale transmissienetten met een spanningsniveau tussen 30 kv en 70 kv die hoofdzakelijk dienen voor het vervoer van elektriciteit voor niet-residentiële afnemers en andere netten in België alsook de wisselwerking tussen installaties voor de productie van elektriciteit en tussen elektrische netten met een transmissiefunctie. 22 CREG Jaarverslag 2017

25 3. Elektriciteitsmarkt Op 29 juni 2017 legde de CREG de doelstellingen vast die Elia in 2018 moet behalen in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG zoals bedoeld in de tariefmethodologie en dit in het bijzonder om een afstemming tussen vraag en aanbod te bevorderen. 41 Op 21 december 2017 legde de CREG bovendien de doelstellingen vast die Elia in 2018 moet behalen in het kader van de stimulans zoals bedoeld in de tariefmethodologie ter bevordering van de marktintegratie via een gemeten verhoging van de ter beschikking van de markt gestelde interconnectiecapaciteit in de Belgische regelzone. 42 Op 21 december 2017, ten slotte, legde de CREG de principes vast voor de valorisatie van de installaties bij overdracht aan de netbeheerder in het kader van het Modular Offshore Grid. 43 b) Evolutie van de tarieven Zoals uitvoerig toegelicht in het jaarverslag 2015 keurde de CREG op 3 december 2015 het tariefvoorstel van Elia voor de regulatoire periode goed. Op 23 februari 2017 keurde de CREG 44 de door Elia gevraagde verhoging goed, vanaf 1 oktober 2017, van de eerste term van het tarief voor de openbaredienstverplichting voor de financiering van steunmaatregelen voor hernieuwbare energie in Wallonië tot 23,5394/MWh, op voorwaarde dat de aanduiding van de personen belast met de temporiseringsoperatie en het maximumaantal groenestroomcertificaten die deze personen moesten verwerven vóór 1 oktober 2017 gepubliceerd zouden worden in het Belgisch Staatsblad. Als de Waalse regering die twee akten goedkeurde vóór 1 oktober 2017, zou de voormelde verhoging niet van kracht worden en zou het tarief voor de openbaredienstverplichting voor de financiering van steunmaatregelen voor hernieuwbare energie in Wallonië op het niveau van 2016 blijven, namelijk 13,8159/MWh. Tijdens zijn vergadering van 28 september 2017 stelde het directiecomité van de CREG de publicaties vast van het decreet van 29 juni 2017 ter aanduiding van de personen belast met de temporiseringsoperatie (Belgisch Staatsblad van 4 augustus 2017) en van het besluit van de Waalse regering van 31 augustus 2017 met betrekking tot het maximumaantal groenestroomcertificaten (Belgisch Staatsblad van 25 september 2017). 45 Bijgevolg blijft de eerste term van het tarief voor de openbaredienstverplichting voor de financiering van de steunmaatregelen voor hernieuwbare energiebronnen in Wallonië op het huidige niveau. Op 16 november 2017 keurde de CREG de aanpassingen goed aan bepaalde tarieven voor de openbaredienstverplichtingen de toeslagen die werden voorgesteld door de transmissienetbeheerder Elia. 46 Via een beslissing van 14 december keurde de CREG het voorstel van Elia over het tarief voor de financiering van de strategische reserve van toepassing op 1 januari 2018 goed. De evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven en toeslagen) voor de gebruikers van het transmissienet wordt weergegeven in de tabel op de volgende bladzijde. 41 Beslissing (B)658E/45 over de doelstellingen die Elia System Operator nv in 2018 moet behalen in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG zoals bedoeld in artikel 27 van de tariefmethodologie. 42 Beslissing (B)658E/46 over de doelstellingen die Elia in 2018 moet behalen in het kader van de stimulans voor de markintegratie zoals bedoeld in artikel 24, 1, 2 en 3 van de tariefmethodologie. 43 Beslissing (B)1695 over de principes van de valorisatie van de installaties die overgedragen worden aan de netbeheerder in het kader van het Modular Offshore Grid. 44 Beslissing (B)658E/43 betreffende het gedeelte van het aangepaste geactualiseerde tariefvoorstel dat door Elia System Operator nv is ingediend betreffende het tarief voor openbaredienstverplichtingen voor de financiering van de steunmaatregelen voor hernieuwbare energie in Wallonië. 45 Op 12 januari 2017 bracht de CREG, op vraag van de Waalse minister van Plaatselijke Besturen, Stedenbeleid, Huisvesting en Energie een advies uit over een voorontwerp van decreet tot wijziging van het decreet van 12 april 2001 betreffende de organisatie van de gewestelijke elektriciteitsmarkt (advies (A)1604) om een temporiseringsoperatie van de groenestroomcertificaten in te voeren met als voornaamste doelstelling de impact van een overschot van groenestroomcertificaten op de toeslag groenestroomcertificaten van de beheerder van het lokale transmissienet, Elia, en dus ook op de Waalse eindverbruiker, te verminderen. 46 Beslissing (B)658E/47 betreffende het aangepaste geactualiseerde tariefvoorstel dat door Elia System Operator nv is ingediend betreffende het tarief voor openbaredienstverplichtingen en een aantal taksen en toeslagen, van toepassing vanaf 1 januari Beslissing (B)658E/48 over de vraag tot goedkeuring van het geactualiseerde tariefvoorstel tot aanpassing vanaf 1 januari 2018 van het tarief voor de financiering van de openbaredienstverplichting van de Strategische Reserve, ingediend door de nv Elia System Operator. CREG Jaarverslag

26 3. Elektriciteitsmarkt Tabel 3: Evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven, toeslagen en btw) voor de transmissienetgebruikers van 2013 tot 2019 (bron: CREG) NETKOSTEN (GEBRUIK EN ONDERSTEUNENDE DIENSTEN) Typeklanten (in /MWh) Volgens beslissing CREG d.d. TYPEKLANT IN NETTEN kv (45 MVA; 30 MW/jaar; 35 MW/maand; 155 GWh) Tarieven 2013 (1) 658E/26 16/05/2013 Tarieven (2) 658E/26 16/05/2013 Tarieven 2016 (3) 658E/36 3/12/2015 Tarieven 2017 (4) 658E/36 3/12/2015 Tarieven 2018 (5) 658E/36 3/12/2015 Tarieven 2019 (6) 658E/36 3/12/2015 GEBRUIK VAN HET NET n.v.t. n.v.t. 3,5643 3,4807 3,5120 3,6228 3,5450 VERMOGENSRESERVES EN BLACK START n.v.t. n.v.t. 0,9165 1,1189 1,3710 1,5626 1,2423 INTEGRATIE VAN DE MARKT n.v.t. n.v.t. 0,3492 0,3604 0,3870 0,3946 0,3728 Gemiddelde tarieven (7) TOTAAL 4,8400 5,4200 4,8300 4,9600 5,2700 5,5800 5, % TYPEKLANT IN NETTEN kv (12 MVA; 6 MW/jaar; 7 MW/maand; 32 GWh) GEBRUIK VAN HET NET n.v.t. n.v.t. 6,6343 6,5607 6,5420 6,7028 6,6100 VERMOGENSRESERVES EN BLACK START n.v.t. n.v.t. 0,9165 1,1189 1,3710 1,5626 1,2423 INTEGRATIE VAN DE MARKT n.v.t. n.v.t. 0,3492 0,3604 0,3870 0,3946 0,3728 TOTAAL 7,9000 9,0050 7,9000 8,0400 8,3000 8,6600 8, % TYPEKLANT TRANSFORMATIE NAAR MIDDENSPANNING (50 MVA; 20 MW/jaar; 17 MW/maand; 90 GWh) GEBRUIK VAN HET NET n.v.t. n.v.t. 10, ,0707 9, , ,0625 VERMOGENSRESERVES EN BLACK START n.v.t. n.v.t. 0,9165 1,1189 1,3710 1,5626 1,2423 INTEGRATIE VAN DE MARKT n.v.t. n.v.t. 0,3492 0,3604 0,3870 0,3946 0,3728 TOTAAL 9, , , , , , , % Injectietarief - Vermogensreserves en black start 0,9111 0,9111 0,9644 0,9644 0,9644 0,9644 0, % t.o.v (8) = (7)/(2) % Offshore toeslag In toepassing van artikel 14sexies van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen heeft een ministerieel besluit van 15 december 2017 (Belgisch Staatsblad van 22 december 2017), op voorstel van de CREG 48, de waarde van de offshoretoeslag (of 'Tarief voor openbare dienstverplichtingen voor de financiering van federale groenestroomcertificaten') voor 2018 vastgesteld op 5,1601 euro/mwh. Dit bedrag vormt een verhoging met 18 % van de offshore toeslag in vergelijking met Deze stijging vloeit voort uit de volledige beschikbaarheid van het Nobelwindpark (in tegenstelling tot 2017) en de indienststelling van het Rentelpark. c) Saldi De tariefmethodologie voor transmissie van elektriciteit bepaalt dat Elia elk jaar een tariefverslag over het voorbije jaar ter goedkeuring voorlegt aan de CREG. Bij haar analyse heeft de CREG kruissubsidiëring tussen gereguleerde en niet-gereguleerde activiteiten vastgesteld, wat haar ertoe gebracht heeft op 13 juli 2017 het aangepaste tariefverslag van Elia over het exploitatiejaar 2016 af te keuren. 49 De CREG legt in een dergelijk geval zelf het regulatoire exploitatiesaldo vast. Zoals de tariefmethodologie bepaalt, wordt het gecumuleerde regulatoire saldo overgedragen naar de tariefberekening van de volgende regulatoire periode ( ). Het saldo 2016 dat naar de toekomstige tarieven moet worden overgedragen, bedraagt Voorstel (C)1686 betreffende de berekening van de toeslag bestemd om de reële nettokosten te compenseren die door de netbeheerder gedragen worden naar aanleiding van de aankoop- en verkoopverplichting van groene certificaten in Beslissing (B)658E/44 over de vraag tot goedkeuring van het aangepaste tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door de nv Elia System Operator met betrekking tot het boekjaar CREG Jaarverslag 2017

27 3. Elektriciteitsmarkt B. Distributienetten Hoewel de bevoegdheid inzake de tarieven van de distributienetten voor elektriciteit en aardgas na de zesde staatshervorming aan de gewesten is overgedragen (zie jaarverslag 2014, punt 2.1), blijft de CREG de distributienettarieven analyseren in haar jaarlijkse studie betreffende de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen (zie ook punt van dit verslag). 50 Residentiële klant Elektriciteit (Dc met tweevoudige meter): in de periode is het distributienettarief gemiddeld gestegen met 227,89/periode (+ 152,71 %) in Vlaanderen, met 65,73/periode (+ 43,17 %) in Wallonië en met 53,84/periode (+ 38,14 %) in Brussel. Dit is onder meer te wijten aan de gestegen kosten voor openbaredienstverplichtingen, de gestegen energiekosten voor het compenseren van de netverliezen en de invoering van meerjarentarieven. In Vlaanderen is sinds augustus 2015 ook de impact van de toepassing van de vennootschapsbelasting op de netwerkactiviteiten van distributienetbeheerders merkbaar. Aardgas (T2): in de periode is het distributienettarief gestegen met 41,19/periode (+ 17,53 %) in Vlaanderen, met 170,37/periode (+ 69,70 %) in Wallonië en met 39,13/periode (+ 15,09 %) in Brussel. Dit is te wijten aan de overdracht van de tekorten van de afgelopen jaren, de gestegen kosten voor openbaredienstverplichtingen en de invoering van meerjarentarieven. In Vlaanderen is sinds augustus 2015 ook de impact van de toepassing van de vennootschapsbelasting op de netwerkactiviteiten van de distributienetbeheerders merkbaar. Professionele klant Elektriciteit (Ic1): in de periode is het distributienettarief gemiddeld gestegen met 2.159,76/periode (+ 60,14 %) in Vlaanderen, met 1.641,58/periode (+ 39,11 %) in Wallonië en gemiddeld gedaald met 294,85/periode (- 5,44 %) in Brussel. Dit is onder meer te wijten aan de gestegen kosten voor openbaredienstverplichtingen, de gestegen energiekosten voor het compenseren van de netverliezen en de invoering van meerjarentarieven. In Vlaanderen is sinds augustus 2015 ook de impact van de toepassing van de vennootschapsbelasting op de netwerkactiviteiten van distributienetbeheerders merkbaar. Aardgas (T4): in de periode is de stijging van het distributienettarief (+ 542,58/periode in Vlaanderen (+ 9,69 %), ,36/periode in Wallonië (+ 67,35 %) en ,62/ periode in Brussel (+ 36,91 %)) echter kleiner doordat de kosten van openbaredienstverplichtingen vooral aan huishoudelijke verbruikers worden toegeschreven, aangezien die ook meer op hen van toepassing zijn Grensoverschrijdende kwesties Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren De jaarcijfers over de import en export in 2017 zijn bijna identiek als die voor De bruto-import naar België bedroeg 11,4 TWh en de bruto-export bedroeg 4,9 TWh. In 2016 was dit respectievelijk 11,8 TWh en 5,2 TWh. Het resultaat is een netto-import van 6,5 TWh in 2017, bijna identiek aan de 6,6 TWh genoteerd in In 2016 en 2017 importeerde België dus aanzienlijk minder dan de vier voorafgaande jaren. De netto Belgische import bedroeg 9,5 TWh in 2012 en klom tot 21,0 TWh in De figuur op de volgende bladzijde toont de evolutie van de maandelijkse gemiddelde import- en exportcapaciteit die ter beschikking wordt gesteld van de dagmarkt, samen met het totale nettogebruik ervan. Deze figuur toont aan dat de maandgemiddelden voor de netto-export in 2017 in dezelfde lijn liggen als die in Er moet worden opgemerkt dat er vanaf mei 2015 er geen waarden voorhanden zijn voor de beschikbare interconnectiecapaciteit voor import en export. Op 20 mei 2015 werd in de Centraal-West-Europese (CWE) regio, bestaande uit de grenzen tussen de biedzones België, Nederland, Frankrijk en Duitsland/Luxemburg/Oostenrijk, de Available Transmission Capacity (ATC)-methode voor de berekening en toekenning van interconnectiecapaciteit, vervangen door de Flow Based Market Coupling (FBMC). Met de ATC-methode werd in een eerste stap de beschikbare interconnectiecapaciteit voor import en export berekend door de transmissienetbeheerders. Vervolgens werd een zeker aandeel van die beschikbare capaciteit gebruikt ('genomineerd') door de markt. Bij FBMC gebeurt de berekening en de toekenning (nominatie) van de interconnectiecapaciteit in één en dezelfde stap en door middel van een optimalisatie. Die optimalisatie combineert de informatie over het transmissienetwerk, geleverd door de verschillende CWE-TN- B's; met de aanbod- en vraagcurves in de verschillende CWE-biedzones, geleverd door de marktspelers. Omdat er dus geen voorafgaande berekening van de beschikbare capaciteit voor import en export plaatsvindt, beschikken we vanaf mei 2015 enkel over de werkelijk toegekende en gebruikte interconnectiecapaciteit. 50 Studie (F)1616 over de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen. CREG Jaarverslag

28 3. Elektriciteitsmarkt Figuur 4: Beschikbaarheid en gebruik van de interconnectiecapaciteit van 2007 tot 2017 (bron: CREG) MW FBMC / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /10 Gemiddelde exportcapaciteit Gemiddelde importcapaciteit Gemiddelde nominatie De tabel op de volgende bladzijde geeft dezelfde informatie weer, uitgedrukt in jaargemiddelden. De gemiddelde netto-import 51 in 2017 bedroeg 744 MW en is dus bijna identiek aan de gemiddelde import van 732 MW in bevestigt dus de kentering die in 2016 plaatsvond ten opzichte van de vijf voorgaande jaren, waarin de gemiddelde jaarlijkse netto-import bleef stijgen tot een maximum van 2379 MW in Over de beschikbare export- en exportcapaciteit zijn er vanaf de toepassing van FBMC geen afzonderlijke cijfers meer beschikbaar. De voornaamste reden voor de kentering in de Belgische importpositie, die werd ingezet in 2016, is het opnieuw van start gaan van Tihange 2 en Doel 3 op 14 en 20 december 2015, die sinds 25 maart 2014 permanent stillagen. De heropstart van de nucleaire centrales is echter niet de enige reden voor de waargenomen verminderding in importvolumes. Ook netwerkbeperkingen opgelegd door CWE-transmissienetwerkbeheerders hebben de uitgewisselde stromen in de CWE regio belemmerd. Dit kan onder meer afgeleid worden uit het feit dat ondanks de relatief hoge prijsverschillen binnen de CWE regio, de uitgewisselde stromen tussen de CWE-biedzones 51 De CREG hanteert als conventie een negatieve waarde voor invoer en een positieve waarde voor uitvoer. Een daling van de gemiddelde netto-import moet dan ook worden geïnterpreteerd als een stijging van de netto-export of een afname van de negatieve waarde van de netto-export in de tabel. 26 CREG Jaarverslag 2017

29 3. Elektriciteitsmarkt Tabel 4: Gemiddelde export- en importcapaciteit en gemiddelde nominatie per jaar (MW) (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) Jaar Gemiddelde exportcapaciteit Gemiddelde importcapaciteit Gemiddelde nominatie netto-export Gemiddelde Lijnen met een lage RAM kunnen de grensoverschrijdende handel reeds bij heel lage volumes blokkeren. Een lage RAM is het gevolg van het reserveren van lijncapaciteit voor andere doeleinden, zoals (1) commerciële uitwisselingen intern in de biedzone, (2) loop flows die het gevolg zijn van commerciële uitwisselingen binnen een andere biedzone, en/of (3) hoge onzekerheidsmarges. De huidige selectiemethode van kritische netwerkelementen in de CWE FBMC-methodologie laat toe dat interne lijnen met lage RAM de grensoverschrijdende handel blokkeren. Zoals aangegeven in eindbeslissing 1410 van de CREG, is dit niet in overeenstemming met de regelgeving inzake de eenheidsmarkt van elektriciteit (zie jaarverslag 2015, punt 5.9.8). Ze stelt immers geen beperking op aan de externaliteiten veroorzaakt door het behoud van grote biedzones (meer bepaald hogere onzekerheid en grotere loop flows), en ze laat toe dat TNB's interne congestie naar de grenzen kunnen verschuiven (via de introductie van zwaar belaste interne lijnen). relatief beperkt bleven. In januari 2017 konden Frankrijk en België samen gemiddeld slechts 3427 MW invoeren ondanks een gemiddeld prijsverschil met Duitsland en Nederland van 31,1/MWh. Een verklaring voor de beperkte uitgewisselde volumes is bijgevolg te vinden op netwerkniveau. Een prijsverschil tussen twee zones in de CWE-regio duidt namelijk op een congestie op een netwerkelement. Mocht die congestie er niet geweest zijn, dan had er immers meer energie kunnen worden uitgewisseld en dit totdat er een prijsevenwicht (prijsconvergentie) tussen beide zones was bereikt. Sinds de introductie van FBMC in mei 2015, kan voor elk uur waarop er geen prijsconvergentie was, nagegaan worden op welke lijn of critical branch critical outage (CBCO) de congestie is opgetreden. Deze informatie is beschikbaar via de website van het Joint Allocation Office (JAO) en meer bepaald via de Implicit Allocation Utility Tool. Uit de data-analyse uitgevoerd voor 2016, bleek dat een significant aandeel van de congesties gelokaliseerd was op interne transmissielijnen waarop nauwelijks capaciteit ter beschikking was voor grensoverschrijdende handel. Deze vaststelling blijft ook in 2017 van kracht. De commercieel beschikbare capaciteit op de beperkende CBCO s of Remaining Available Margin (RAM) bedroeg gemiddeld slechts 30 % van de thermische lijncapaciteit. De RAM-waarden houden rekening met het N-1 criterium voor netwerkveiligheid. Wegens die lage commerciële capaciteit op de CBCO s hebben de langetermijnrechten via het concept van LTA-inclusie, net als in 2016, een cruciale rol gespeeld in het garanderen van een minimaal invoervolume voor België tijdens de wintermaanden. Figuur 5 op de volgende bladzijde geeft de verdeling weer van de locatie van de beperkende CBCO per biedzone (blauw). Hierbij wordt aangegeven in hoeveel gevallen de RAM op de beperkende CBCO minder dan respectievelijk 40 % en 20 % van de thermische lijncapaciteit bedroeg. Uit deze figuur blijkt dat vooral de lijnen in de biedzone Duitsland/Luxemburg/Oostenrijk weinig RAM ter beschikking stelden en zo de CWE grensoverschrijdende handel limiteerden. De lijnen in de Belgische biedzone hadden gemiddeld een hogere RAM wanneer ze de grensoverschrijdende handel beperkten. CWE regulatoren hadden daarom in 2015 in hun gemeenschappelijke positiepaper aan de CWE-transmissienetbeheerders een herziening van de huidige selectiemethode gevraagd, en wegens het uitblijven van een voorstel tot herziening deze vraag begin 2017 herhaald. Het resultaat van de CWE-TNBstudie, die moet leiden tot een gemeenschappelijk CWE-TNBvoorstel, wordt in mei 2018 verwacht. Een belangrijke input voor deze studie vormt het voorstel dat de CREG in maart 2016 met de CWE-regulatoren en Elia besprak en voorlegde aan de CWE TNB's. Een cruciaal element in het voorstel van de CREG is dat minimale voorwaarden worden gesteld met betrekking tot de beschikbare capacitieit op de transmissielijnen die in de CWE FBMC worden opgenomen, en dit om inefficiënties en discriminatie van interne versus grensoverschrijdende handel tegen te gaan. Dit is nodig opdat de CWE-markt koppeling effectief zou kunnen bijdragen tot grotere volumes aan grensoverschrijdende handel en betere prijsconvergentie tussen de biedzones. CREG Jaarverslag

30 3. Elektriciteitsmarkt Figuur 5: Aantal uren dat een Critical Branch - Critical Outage (CBCO) de CWE grensoverschrijdende handel beperkte in functie van de locatie van de CBCO (biedzone België (BE), Nederland (NL), Frankrijk (FR) en Duitsland/Oostenrijk/Luxemburg (DE/AT/LU)) (bronnen: TNB s CWE en berekeningen CREG) Aantal uren BE NL FR DE/AT/LU Aantal CBCO's actief in 2017 Aantal CBCO's met RAM < 40 % actief in 2017 Aantal CBCO's met RAM < 20 % actief in 2017 Tabel 5 op de volgende bladzijde geeft de evolutie weer van de jaarlijkse opbrengsten van de import- en exportcapaciteiten die door de marktspelers worden verworven in het kader van expliciete veilingen, die geldig zijn voor het volgende jaar of de volgende maand. Uit deze tabel blijkt dat de marktspelers in 2017 jaarlijkse en maandelijkse capaciteit wisten te verkrijgen voor een bedrag van 64,6 miljoen euro, bijna evenveel als in Wel lagen in 2017 de opbrengsten op de jaarveilingen hoger dan in 2016, en deze op de maandveilingen lager. Dit kan onder meer worden verklaard door de toename van de capaciteitsprijs op de jaarveiling op de noordgrens, richting Nederland-België ( 4,44/MW in 2017 versus 3,22/MW in 2016), en op de zuidgrens, richting België-Frankrijk ( 1,16/MW versus 0,96/MW), alsook door een significante daling van de volumes aangeboden op de maandveilingen. De belangrijkste daling in maandcapaciteit was deze op de noordgrens, richting Nederland-België (gemiddeld 204 MW in 2017, versus 419 MW in 2016). Gemiddeld genomen was de capaciteitsprijs op de maandveiling hoger dan op de jaarveiling. De capaciteitsprijs was gemiddeld gezien hoger dan het effectieve prijsverschil op de dagmarkt, met uitzondering van de capaciteitsprijs in de richting Nederland-België. Deze laatste bedroeg 4,4/MW op de jaarveiling en gemiddeld 4,9/MW op de maandveiling, terwijl het gemiddelde prijsverschil voor dat jaar tussen België en Nederland op de dagmarkt 5,3/MW bedroeg. 28 CREG Jaarverslag 2017

31 3. Elektriciteitsmarkt Tabel 5: Jaarlijkse opbrengst van de geveilde capaciteit in miljoen Jaar euro (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) Jaarlijkse veilingen Maandelijkse veilingen Totaal ,9 16,0 54, ,1 11,6 38, ,9 12,3 43, ,5 8,1 33, ,1 5,2 15, ,6 8,5 24, ,7 20,7 57, ,6 24,1 66, ,1 37,1 102, ,4 30,7 64, ,0 22,7 64,6 Ondanks de implementatie in november 2010 van de koppeling van de markten van vijf landen van de CWE-regio (Luxemburg, België, Nederland, Frankrijk en Duitsland), worden er nog steeds aanzienlijke prijsverschillen tussen de day-aheadbeurzen vastgesteld. Deze verschillen wijzen op een verzadiging van de commerciële interconnectiecapaciteit tussen twee markten. Het prijsverschil geeft de ernst van de waargenomen congesties weer. De evolutie van de commerciële congestierentes op D-1 voor de Belgische markt in de periode van 2007 tot 2017 wordt getoond in figuur 6. De figuur toont de totale inkomsten van de dagmarkt per grens. In de praktijk wordt deze som verdeeld tussen de houders van langetermijnrechten en de transmissienetbeheerders aan weerszijden van de grens. De congestierentes gegenereerd op de Belgische grenzen bedroegen in 2017 in totaal 85,2 miljoen euro. Dit is 26 % meer dan in 2016, maar lager dan de drie voorafgaande jaren. Net als in 2016 werden de congestierentes voornamelijk op de Belgisch-Nederlandse grens gegenereerd: 64,8 miljoen euro op de Belgisch-Nederlandse grens versus 20,4 miljoen op de Frans-Belgische grens. Dit weerspiegelt de grotere gemiddelde absolute waarde van het prijsverschil op de Belgisch-Nederlanse grens in vergelijking met die op de Belgisch-Franse grens. De gemiddelde absolute waarde van het prijsverschil op de Belgisch-Nederlandse grens bedroeg 7,2/MWh en die op de Belgisch-Franse grens 4,2/MWh. In januari 2017 en november 2017 waren de prijsverschillen met de buurlanden het grootst. Deze twee maanden waren samen goed voor 57 % van de congestierentes op de Belgisch-Nederlandse grens en 33 % op de Belgisch-Franse grens. Tot 21 mei 2015 konden de congestierentes per grens en per richting worden berekend. Nu is dit niet meer het geval. De congestierentes worden sinds de invoering van de flow-based marktkoppeling tussen de vier biedzones van de CWE-regio bepaald op basis van de resultaten van de flow-based marktkoppeling en vervolgens met een verdeelsleutel aan een biedzonegrens toegewezen. Op dit ogenblik worden de inkomsten per grens gelijk over de twee aangrenzende netbeheerders verdeeld (50/50). In het kader van verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer, hebben alle Europese transmissienetbeheerders gezamenlijk een nieuwe methode voor de verdeling van de congestie-inkomsten ingediend. Op verzoek van alle regulerende instanties heeft het Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulatoren (ACER) op 14 december 2017 via haar Beslissing de door de transmissienetbeheerders voorgestelde methodologie aangepast en vastgelegd. De belangrijkste wijzigingen ten opzichte van de oorspronkelijke verdelingsmethodologie betreft de verdeling van de congestie-inkomsten uit de uitwisselingen extern aan de capaciteitsberekeningsregio en de verdeling van de kosten gerelateerd aan de vergoeding van langetermijntransmissierechten. Figuur 6: Dagelijkse congestierentes van de marktkoppeling miljoen euro (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) 43,2 44,3 37,1 33,3 36,9 68,0 128,1 97, Frankrijk België België Frankrijk Nederland België België Nederland totaal CWE flow-based (21/05/2015) 107, Analyse van het investeringsplan van de transmissienetbeheerder op zijn overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie Zie punt van dit verslag. 67,6 85,2 67,6 CREG Jaarverslag

32 3. Elektriciteitsmarkt Impact van een aantal acties op de werking van de flow-based marktkoppeling In mei 2015 werd de flow-based marktkoppeling ingevoerd voor de koppeling van de day-aheadmarkten in de CWE-regio. De nationale regulatoren hadden de invoering gunstig onthaald, maar hadden wel gevraagd om verbeteringen door te voeren. Twee jaar later werd er niet aan alle vragen tot verbetering voldaan en waren de resultaten minder dan verwacht. Meer nog, de uitgewisselde vermogens tijdens uren met congestie waren sinds de invoering van flow-based marktkoppeling gemiddeld 13 % lager dan met de vroegere ATC-methode. In een nieuwe studie 52 analyseert de CREG de impact van zeven acties die de transmissienetbeheerders hebben gekozen voor de werking van de flow-based marktkoppeling, zoals de invoering van nieuwe kritische netwerkelementen, de invoering van Final Adjustment Values om de capaciteit op interconnecties te verminderen en het gebruik van thermische zomergrenzen in de winter. Deze acties leiden tot een vermindering van de capaciteit voor grensoverschrijdende handel, met lagere uitgewisselde volumes en hogere prijsverschillen tot gevolg. Belgische, Franse en Nederlandse verbruikers lijden het grootste verlies. De huidige situatie voldoet niet aan de basisprincipes van de interne elektriciteitsmarkt. CWE-regulatoren onderhandelen over maatregelen om op korte en middellange termijn de situatie te verbeteren. De CREG verwacht een duidelijke verbetering als de maatregelen die de CREG en andere nationale reguleringsinstanties hebben voorgesteld, zullen worden geïmplementeerd Gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening Dynamic Line Rating (DLR) is een methode om op een dynamische manier de capaciteit van bovengrondse transmissielijnen te bepalen, met andere woorden de maximale elektrische stroom die door een transmissielijn kan stromen, gegeven het ontwerp, de veiligheidscriteria en meteorologische omstandigheden (temperatuur, windsnelheid, ) voor die lijn. Op 5 oktober 2017 besliste de CREG om het voorstel van Elia voor een methodologie voor het gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening niet goed te keuren. 53 Gelet op de wezenlijke verbetering met betrekking tot de aan de markt ter beschikking gestelde transmissiecapaciteit, besliste de CREG in afwachting van de goedkeuringsaanvraag van het gewijzigde voorstel en de beslissing hieromtrent de toepassing van de voorgestelde methode toe te staan. Elia diende op 5 december 2017 een gewijzigde methodologie in. De CREG zal begin 2018 een nieuwe beslissing nemen Implementatie van de netwerkcodes De inwerkingtreding van verschillende netwerkcodes heeft voor verschillende regulerende instanties, waaronder de CREG, geleid tot een aantal bijkomende taken en de nood aan een versterkte Europese en regionale samenwerking. In het kader van de implementatie van de CACM Verordening (EU) 2015/1222 en de FCA Verordening (EU) 2016/1719 moest de CREG samen met andere regulerende instanties een beslissing nemen over meerdere voorstellen van de Europese transmissienetbeheerders en benoemde elektriciteitsmarktbeheerders (Nominated Electricity Market Operator of NEMO). Deze voorstellen omvatten methodologieën die essentieel zijn voor de totstandkoming van de enkelvoudige day-ahead-, intraday- en langetermijnmarktkoppeling in Europa. Wijziging van de capaciteitsberekeningsregio s Op 28 september 2017 keurde de CREG het door Elia ingediende voorstel tot wijziging van de capaciteitsberekeningsregio's goed. 54 Dit voorstel werd door Elia en alle Europese transmissiesysteembeheerders samen ontwikkeld teneinde de nieuwe biedzonegrens tussen België en het Verenigd Koninkrijk in de Channel-capaciteitsberekeningsregio op te nemen. Regionaal ontwerp inzake langetermijnrechten Op 16 oktober 2017 keurde de CREG het door Elia ingediende voorstel voor het regionale ontwerp inzake langetermijnrechten betreffende transmissie goed. 55 Dit voorstel definieert voor de biedzonegrenzen van de Core-capaciteitsberekeningsregio welke langetermijnrechten zullen worden aangeboden door de transmissiesysteembeheerders en werd door Elia en alle transmissiesysteembeheerders van de Core-regio samen ontwikkeld. 52 Studie (F)1687 over de werking en het ontwerp van de Centraal-West-Europese day-ahead flow-based marktkoppeling voor elektriciteit: impact van discretionaire acties van TNB s. 53 Beslissing (B)1636 over het voorstel van de NV Elia System Operator voor een methodologie voor het gebruik van Dynamic Line Rating in de capaciteitsberekening. 54 Beslissing (B)1674 over het gemeenschappelijke voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders voor een wijziging van de afbakening van capaciteitsberekeningsregio s. 55 Beslissing (B)1683 over het gemeenschappelijke voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders van de Core capaciteitsberekeningsregio voor het regionaal ontwerp inzake langetermijnrechten betreffende transmissie. 30 CREG Jaarverslag 2017

33 3. Elektriciteitsmarkt Regionale eisen betreffende de geharmoniseerde toewijzingsregels Op 16 oktober 2017 keurde de CREG het door Elia ingediende voorstel voor de regionale eisen betreffende de geharmoniseerde toewijzingsregels goed. 56 Dit voorstel dient om, voor de biedzones waarvan de grenzen deel uitmaken van de Corecapaciteitsberekeningsregio, een bovengrens voor de betaling van de compensatie aan de houders van verminderde langetermijnrechten te bepalen en werd door Elia en alle transmissiesysteembeheerders van de Core-regio samen ontwikkeld. Gezamenlijke uitoefening van de marktkoppelingsbeheersfuncties In april 2016 dienden Epex Spot Belgium en Nord Pool bij de CREG een goedkeuringsaanvraag in voor het plan betreffende de gezamenlijke uitoefening van de marktkoppelingsbeheersfuncties (het 'MCO-plan'). Dit plan werd door Epex Spot Belgium, Nord Pool en de andere Europese benoemde elektriciteitsmarktbeheerders (NEMO s) ontwikkeld en ter goedkeuring voorgelegd aan de regulerende instanties. Na twee eerdere wijzigingsverzoeken in oktober 2016 en in april 2017, keurde de CREG het voorgestelde plan goed. 57 Eisen betreffende het centrale toewijzingsplatform en methodologie voor het delen van de kosten van het platform De CREG kreeg in april 2017 een goedkeuringsaanvraag van Elia en alle transmissiesysteembeheerders voor een gemeenschappelijk voorstel voor de eisen betreffende het centrale toewijzingsplatform en de methodologie voor het delen van de kosten van het centrale toewijzingsplatform. De CREG keurde het voorstel goed. 58 Methodologie voor de verdeling van de congestie-inkomsten In juli 2016 diende Elia bij de CREG een goedkeuringsaanvraag in voor een methodologie voor de verdeling van de congestie-inkomsten. Deze methodologie werd door Elia samen met alle andere Europese transmissiesysteembeheerders ontwikkeld en ter goedkeuring voorgelegd aan de regulerende instanties. In overleg met de andere Europese regulerende instanties besloot de CREG om gezamenlijk ACER te verzoeken een beslissing te nemen met betrekking tot de voorgestelde methodologie. Dit document bevat de brief met het verzoek. 59 Termijn voor de day-aheadvastheid In december 2016 diende Elia een goedkeuringsaanvraag in voor de termijn voor de day-aheadvastheid. Deze termijn werd door Elia samen met de andere Europese transmissiesysteembeheerders bepaald en ter goedkeuring voorgelegd aan de regulerende instanties. De CREG keurde de voorgestelde termijn goed. 60 Gemeenschappelijk netwerkmodel In juni 2016 diende Elia bij de CREG een goedkeuringsaanvraag in voor een methodologie voor het gemeenschappelijke netwerkmodel. Deze methodologie werd door Elia samen met alle andere Europese transmissiesysteembeheerders ontwikkeld en ter goedkeuring voorgelegd aan de regulerende instanties. Op 18 mei 2017 keurde de CREG de voorgestelde methodologie goed. 61 Methodologie voor de verstrekking van de opwekkingsen basislastgegevens In juni 2016 diende Elia bij de CREG een goedkeuringsaanvraag in voor een methodologie voor de verstrekking van de opwekkings- en basislastgegevens. Deze methodologie werd door Elia samen met alle andere Europese transmissiesysteembeheerders ontwikkeld en ter goedkeuring voorgelegd aan de regulerende instanties. Op 12 januari 2017 keurde de CREG de voorgestelde methodologie goed Analyse van de resultaten van de day-aheadmarkt in België en Duitsland/Oostenrijk van 1 mei 2017 De CREG analyseerde de resultaten van de day-aheadmarkt in België en Duitsland/Oostenrijk van 1 mei De day-aheadprijs in België bedroeg 36/MWh gedurende 18 uur, wat merkwaardig genoeg wees op robuuste prijzen. Dit was het gevolg van een fout order dat een marktdeelnemer wegens ongewone omstandigheden manueel had ingevoerd. Die marktdeelnemer deelde de CREG mee dat hij maatregelen heeft genomen om dit soort fouten in de toekomst te vermijden. In dezelfde nota analyseerde de CREG ook de negatieve day-aheadprijzen (ongeveer -60/MWh) in Duitsland/ Oostenrijk op dezelfde dag en het hoge prijsverschil als gevolg daarvan tussen Duitsland/Oostenrijk en de andere landen in de CWE-zone. Ondanks deze hoge prijsverschillen was er weinig 56 Beslissing (B)1684 over het gemeenschappelijke voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders van de Core capaciteitsberekeningsregio voor de regionale eisen betreffende de geharmoniseerde toewijzingsregels. 57 Beslissing (B)1603 over de gemeenschappelijke goedkeuringsaanvraag van EPEX SPOT Belgium en Nord Pool AS en alle benoemde elektriciteitsmarktbeheerders voor het gewijzigde plan betreffende de gezamenlijke uitoefening van de MCO-functies. 58 Beslissing (B)1675 over het gemeenschappelijke voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders voor de eisen betreffende het centrale toewijzingsplatform en de methodologie voor het delen van de kosten van het centrale toewijzingsplatform. 59 'Request for amendment by all regulatory authorities agreed at the Energy Regulators Forum on all TSO s proposal for congestion income distribution methodology'. 60 Beslissing (B)1638 over het gemeenschappelijk voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders voor de termijn voor de day-aheadvastheid. 61 Beslissing (B)1627 over het gewijzigde gemeenschappelijk voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders voor een methodologie voor het gemeenschappelijk netwerkmodel. 62 Beslissing (B)1593 over het gemeenschappelijk voorstel van de NV Elia System Operator en alle transmissiesysteembeheerders voor een eenvormige methodologie voor het verstrekken van de opwekkings- en basislastgegevens. 63 Nota (Z)1655 over de analyse van de resultaten van de day-aheadmarkt in België en Duitsland/Oostenrijk van 1 mei CREG Jaarverslag

34 3. Elektriciteitsmarkt grensoverschrijdende handel en werd die beperkt door netwerkelementen die congestie vertoonden. Ongeveer de helft van die netwerkelementen bevond zich in de gebieden gecontroleerd door de Duitse transmissienetbetbeheerder Amprion en de Nederlandse transmissienetbetbeheerder Tennet NL. Ook loop flows tot 1600 MWh/h zorgden voor congestie in de Belgische biedzone Mededinging Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau Studies uitgevoerd door de CREG in 2017 Samenstelling van de productportefeuilles per leverancier en besparingspotentieel Eind 2015 publiceerde de CREG een studie over de productportefeuilles van de elektriciteits- en aardgasleveranciers. Hieruit bleek dat de duurste contracten de Belgische markt domineerden. Opvallend was ook het hoge aantal slapende contracten. Op 18 mei 2017 publiceerde de CREG een update van deze studie, enerzijds voor gezinnen 64 en anderzijds voor kmo s en zelfstandigen 65. Hieruit blijkt dat de situatie nauwelijks verbeterd is. De tien duurste elektriciteitsproducten voor gezinnen vertegenwoordigen nog steeds 50 % van de markt in Wallonië, 66 % van de markt in Vlaanderen en 28 % van de markt in Brussel voor de vijf duurste elektriciteitsproducten terwijl de tien goedkoopste elektriciteitsproducten nauwelijks 14 % vertegenwoordigen (Vlaanderen: 24 %, Brussel: 9 % voor de vijf goedkoopste producten). De tien duurste aardgasproducten voor gezinnen in Vlaanderen vertegenwoordigen 54 % van de markt in Wallonië, 47 % van de markt in Vlaanderen en 41 % van de markt in Brussel voor de vijf duurste aardgasproducten tegenover respectievelijk 21 %, 27 % en 6 % voor de tien goedkoopste producten. De tien duurste elektriciteitsproducten voor kmo s zijn goed voor 75 % van de marktaandelen in Wallonië, 70 % in Vlaanderen en 44 % in Brussel voor de vijf duurste elektriciteitsproducten en de tien goedkoopste elektriciteitsproducten zijn slechts goed voor 6 % in Wallonië, 19 % in Vlaanderen en 6% in Brussel voor de vijf goedkoopste producten. De tien duurste aardgasproducten voor kmo s vertegenwoordigen 57 % van de volledige markt in Wallonië, 50 % in Vlaanderen en 43 % in Brussel voor de vijf duurste aardgasproducten terwijl de tien goedkoopste aardgasproducten respectievelijk nauwelijks 23 %, 18 % en 23 % halen voor de vijf goedkoopste producten. De CREG stelt vast dat de Belgische consument wel actief is op de energiemarkt, maar uit de evolutie van de productportefeuilles blijkt ook dat het vaak om dezelfde groep consumenten gaat die regelmatig van product wijzigt bij de bekende leveranciers. Bij een belangrijke groep consumenten met oudere en vaak ook duurdere contracten wijzigt de markt bijna niet. Tot slot waarschuwt de CREG voor dure verlengingsproducten. Zeker in het geval van vaste contracten met een langere looptijd (bijvoorbeeld drie jaar) zijn het vaak deze producten die een aanzienlijk besparingspotentieel kunnen opleveren. Verificatieopdracht in het kader van de verlenging van de levensduur van de centrale Tihange 1 Op 22 juni 2017 bracht de CREG haar rapport (RA)1642 uit over de verificatie van de inkomsten en de werkelijke kosten van de kerncentrale van Tihange 1 voor de periode van 1 januari 2016 tot 31 december 2016, overeenkomstig de Conventie aangaande de verlenging van de levensduur van Tihange 1 van 12 maart 2014 en de wijziging van de Conventie aangaande de verlenging van de levensduur van 31 maart Nucleaire repartitiebijdrage Op 22 juni 2017 bracht de CREG overeenkomstig de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales, het advies (A)1641 uit betreffende de winstmarge van de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen door de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor het jaar Het bedrag van de repartitiebijdrage voor het jaar 2017 werd vastgesteld op ,86 euro bij koninklijk besluit van 15 oktober Componenten van de prijzen Sinds 2007 volgt de CREG de evolutie van de elektriciteits- en aardgasprijzen voor de eindafnemer. 64 Studie (F)1626 over de samenstelling van de productportefeuilles per leverancier en het besparingspotentieel voor particulieren op de Belgische elektriciteits- en aardgasmarkt. 65 Studie (F)1639 over de samenstelling van de productportefeuilles per leverancier en het besparingspotentieel voor kmo s en zelfstandigen op de Belgische elektriciteits- en aardgasmarkt. 66 Koninklijk besluit van 15 oktober 2017 tot vaststelling voor het jaar 2017 van het bedrag van de repartitiebijdrage bedoeld in artikel 14, 8, lid 16 van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze kerncentrales (Belgisch Staatsblad van 30 oktober 2017). 32 CREG Jaarverslag 2017

35 3. Elektriciteitsmarkt De studie van maart geeft inzicht in de evolutie van de componenten waaruit de elektriciteits- en aardgasprijzen van 2007 tot en met 2016 zijn samengesteld. Naast de evolutie van de zuivere energieprijs die de markt volgt, waren er in 2016 een aantal wijzigingen die een invloed hadden op de prijs die de eindgebruiker betaalde. Zo was er de stopzetting van de 100 kwh gratis in Vlaanderen alsook de hervorming in maart 2016 van de bijdrage aan het Vlaamse Energiefonds tot een jaarlijkse heffing, die bepaald wordt op basis van de verbruiksschijf. Tot slot waren er ook de jaarlijkse evoluties van de distributienet- en transmissienetvergoedingen en de heffingen. Werking van en prijsevolutie op de groothandelsmarkten voor elektriciteit in 2016 Zoals elk jaar sinds 2007 onderzocht de CREG in 2017 de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit van het vorige jaar. 68 De bedoeling van de studie is een aantal belangrijke aspecten van de Belgische elektriciteitsmarkt te bespreken, waaronder de productie, het verbruik, de uitwisseling van elektriciteit op de elektriciteitsbeurzen, de interconnecties met het buitenland en de balancing. Voor het derde jaar op rij was de belasting van het Elia-net, een graadmeter voor het Belgische elektriciteitsverbruik, in 2016 ongeveer 77,3 TWh. Deze stabilisering van de afnames van elektriciteit kwam er na een continue daling sinds Tegelijkertijd stabiliseerde de geraamde hoeveelheid geproduceerde elektriciteit op basis van zonne-energie in 2016 op ongeveer 2,9 TWh. In een speciaal gedeelte over het elektriciteitsverbruik wordt de impact van een massale invoering van elektrische personenwagens kort geanalyseerd. Door de ingebruikname van één miljoen elektrische personenwagens in België zal het elektriciteitsverbruik maar met 4 % stijgen. Dit bijkomende verbruik zal de bevoorradingszekerheid niet verminderen, op voorwaarde dat deze elektrische wagens op het juiste moment worden opgeladen. Daarenboven zouden elektrische wagens, zelfs bij een relatief beperkt aantal, zelf een bron van bevoorrading kunnen worden door de hogere opslagcapaciteit: in theorie zouden elektrische personenwagens volstaan om de bestaande opslagcapaciteit in België bijna te verdubbelen. In vergelijking met 2015 steeg de elektriciteitsproductie van Belgische centrales sterk, van 55,7 TWh naar 69,7 TWh. Dit kan voornamelijk worden verklaard doordat twee kerncentrales eind 2015 opnieuw in dienst werden gesteld. De grote gascentrales produceerden samen echter dezelfde hoeveelheid elektriciteit in 2016 (12,5 TWh) als in 2015 (12,4 TWh). De stijging van de nucleaire productie had een daling van de invoer tot gevolg. Tot eind september 2016 was de prijsconvergentie in Centraal-West-Europa vrij hoog. In de laatste maanden van 2016 veroorzaakte een daling van de nucleaire capaciteit in Frankrijk en België en een beperkte interconnectiecapaciteit in de CWE zone hogere prijzen in België en Frankrijk met verschillende uurlijkse prijspieken van meer dan 500/MWh. Het gebrek aan interconnectiecapaciteit was ook duidelijk zichtbaar op de forwardmarkten waar de gemiddelde year-aheadprijs in ,4/MWh bedroeg, een prijs die 25 % hoger was dan de prijs van 26,6/MWh die de Duitse verbruikers moesten betalen. In haar studie analyseert de CREG ook de werking van de flow-basedmarktkoppeling in de CWE zone en licht ze die toe. Ze toont aan dat deze marktkoppeling ernstige gebreken vertoont, die leiden tot discriminerende en onefficiënte marktresultaten. Interne transmissienetten met structurele congestie, waarvan de meeste in Duitsland gelegen zijn, leiden tot een elektriciteitsmarkt in de CWE-zone met ondermaatse en onrechtvaardige prestaties. Sinds 2013, na de invoering van één prijsmechanisme, ligt het gemiddelde onevenwichtstarief ('de elektriciteitsprijs in real time') zeer dicht bij de gemiddelde day-aheadprijs. Dat was ook het geval in Bijgevolg kan de gemiddelde day-aheadprijs beschouwd worden als een min of meer neutrale indicator van de gemiddelde prijs in real time. In 2016 bedroeg het gebruik van reserves voor de balancering van het Elia-net 640 GWh (opwaartse en neerwaartse regelingen samen), dit was het laagste niveau in meer dan vijf jaar. De activering van ongeveer 400 GWh reserves zou vermeden kunnen worden door de IGCC, een mechanisme waarmee het onevenwicht van een land gecompenseerd kan worden met andere landen die aan het mechanisme deelnemen. Bijgevolg toont het IGCC-mechanisme, ook voor de balancering en de reserves, aan hoe belangrijk het voor België is om op Europees niveau samen te werken in het belang van de Belgische verbruikers. Europese vergelijking van de prijzen voor grote industriële klanten In 2015 maakte PwC in opdracht van de CREG een studie met de titel A European comparison of electricity and gas prices for large industrial consumers. Hieruit bleek dat de situatie van de Belgische industriële verbruikers complex was en dat verder onderzoek noodzakelijk was. 67 Studie (F)1616 over de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen. 68 Studie (F)1609 over de werking van en de evolutie van de prijzen op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport De CREG stelde reeds op 19 januari 2017 een eerste bondige nota op (nota (Z)1601) die een overzicht geeft van de belangrijkste ontwikkelingen van de prijzen en het verbruik op de Belgische groothandelsmarkten voor elektriciteit en gas in Deze nota liep vooruit op de uitvoerigere studies die de CREG jaarlijks verricht en die in dit verslag worden toegelicht. CREG Jaarverslag

36 3. Elektriciteitsmarkt De vervolgstudie die in juni 2016 werd uitgevoerd, vergeleek opnieuw de energieprijzen voor zes industriële verbruikers (vier voor elektriciteit en twee voor aardgas die in overleg met de relevante sectororganisaties werden geselecteerd) in België en de vier buurlanden. Zoals bepaald stelde PwC op 30 maart 2017 zijn tweede jaarlijkse vervolgstudie voor aan de CREG. 69 Deze studie bevestigt in grote mate de conclusies die vooraf werden geformuleerd. De concurrentie met elektro-intensieve verbruikers in het buitenland blijft een probleem. Levering aan grote industriële klanten in België In november 2017 voerde de CREG op eigen initiatief een studie uit over de elektriciteitslevering aan grote industriële klanten in België in 2016, 70 die als doel heeft de transparantie omtrent de elektriciteitslevering aan grote industriële klanten te verhogen. Een analyse van de leveringscontracten toont aan dat industriële klanten vooral contracten met een korte looptijd (1 of 2 jaar) aangaan. In 2016 lagen de gefactureerde energieprijzen tussen 15/MWh en 75/MWh, waarbij 50 % van de klanten zich tussen 48/MWh en 62/MWh bevond. De jaarlijkse elektriciteitsafname van het Elia-net daalde in 2016 tot 16,76 TWh. De energie-uitwisselingen tussen toegangsverantwoordelijken (ARP's) in 2016 vergelijken met die in 2015 leidt tot de conclusie dat er, naast een daling van uitwisselingen op de elektriciteitsbeurzen en een daling van aangekochte energie door industriële ARP's via de dagmarkt EPEX SPOT Belgium, ook een daling is van de concurrentie in de over-the-countermarkt bij de levering aan industriële ARP s. Deze studie is onder meer gebaseerd op twee studies die in september 2017 werden uitgevoerd betreffende de mechanismen voor het bepalen van de in 2016 geldende energieprijzen in leveringscontracten voor elektriciteit van grote industriële afnemers van Electrabel 71 en EDF Luminus 72. In deze studies gaat de CREG uitvoerig in op de mechanismen voor de vastlegging van de verschillende componenten van de energieprijs op basis waarvan de factuur van de grote Belgische industriële afnemers werd opgesteld. Het doel van deze studies is te bepalen wat de belangrijkste factoren zijn die de energieprijs die aan de grote Belgische industriële afnemers wordt gefactureerd hebben beïnvloed en nog zullen beïnvloeden. Operationele winstgevendheid van de bestaande STEG-centrales In november 2017 bracht de CREG een studie uit over de operationele winstgevendheid van bestaande STEG-centrales in België. 73 Deze studie reikt een methode aan om de winstgevendheid ervan te evalueren. Die is na 2012 sterk gedaald. Een gemiddelde STEG-centrale die nu op de Belgische markt actief is, genereert echter nog steeds voldoende winst om operationeel te blijven. In het verleden kon er dankzij de prijzen op de langetermijnmarkten voldoende winst worden gemaakt, terwijl dat de voorbije jaren eerder gold voor de prijzen op de kortetermijnmarkten. Als er een minimumprijs voor de CO2-uitstoot zou worden vastgelegd, dan zou dit een impact hebben op de winstgevendheid van de centrales in de toekomst. De resultaten geven aan dat, ondanks de daling van de operationele winstgevendheid sinds 2013, onder de huidige Belgische markt omstandigheden bestaande Belgische STEG-centrales nog altijd voldoende concurrentieel kunnen zijn om een operationele winst te genereren in een energy-onlymarkt. Op basis van de operationele winstgevendheid alleen kunnen er geen conclusies getrokken worden of het al dan niet economisch rationeel is om te investeren in een nieuwe STEG-centrale. Dit vereist een analyse van de nettowinst en van het risico dat gepaard gaat met de investeringsbeslissing. Deze analyse houdt rekening met de mogelijke evoluties van factoren die de winstgevendheid beïnvloeden voor de periode na 2021 tot het verwachte einde van de levensduur van de centrale Vangnet Het vangnetmechanisme heeft als voornaamste doel de aangeboden energieprijzen voor zowel particulieren als bedrijven binnen het gemiddelde van de ons omringende landen te brengen (Duitsland, Frankrijk, Nederland). Het vangnetmechanisme gold in beginsel tot 31 december De koning kan echter op elk moment besluiten om aan het mechanisme een einde te maken als het belangrijke marktverstorende effecten heeft. In dit opzicht staan de CREG en de Nationale Bank van België in voor een permanente monitoring van het mechanisme. In het kader van deze permanente opvolging publiceerde de CREG op 5 oktober 2017 voor de vierde maal haar jaarlijkse verslag 74 over het vangnetmechanisme. In dit verslag ligt de focus op het identificeren van eventuele marktverstorende effecten binnen de energiemarkt die het gevolg kunnen zijn van het vangnetmechanisme. De CREG heeft geen marktverstorende effecten als gevolg van dit mechanisme vastgesteld. 69 'A European comparison of electricity and gas prices for large industrial consumers update'. 70 Studie (F)1694 over de elektriciteitsbelevering van grote industriële klanten in België in Studie (F)1667 over de in 2016 geldende prijsvormingmechanismen in leveringscontracten voor elektriciteit van de grote industriële afnemers van Electrabel nv. 72 Studie (F)1668 over de in 2016 geldende prijsvormingmechanismen in leveringscontracten voor elektriciteit van de grote industriële afnemers van EDF Luminus nv. 73 Studie (F)1628 over de operationele winstgevendheid van de bestaande STEG-centrales in België. 74 Verslag (Z)1676 over de monitoring van mogelijke marktverstorende effecten, voor de periode , in het kader van het vangnetmechanisme ingevoerd via artikel 20bis, 1 tot 5 van de Elektriciteitswet en artikel 15/10bis, 1 tot 5 van de Gaswet. 34 CREG Jaarverslag 2017

37 3. Elektriciteitsmarkt In dit verslag geeft de CREG het resultaat van haar monitoringtaken voor de volledige periode weer. Het vangnetmechanisme heeft bijgedragen tot het duidelijker en transparanter informeren van de verschillende marktspelers, onder andere door het gebruik van indexeringsparameters die gelinkt zijn aan beursnoteringen voor elektriciteit en aardgas te verplichten. De CREG vindt dat er verder inspanningen moeten worden geleverd om te komen tot meer transparantie op de energiemarkt. Bijgevolg pleit de CREG ervoor om, op de voorziene einddatum van het vangnetmechanisme (31 december 2017), de bepalingen van de koninklijke besluiten van 21 december 2012 te behouden of in de Elektriciteits- en Gaswet op te nemen. In de toekomst zal de CREG de prijzen aangeboden aan de residentiële afnemers en kmo s verder monitoren, in het bijzonder door een databank up-to-date te houden met de prijsformules van alle producten die op de kleinhandelsmarkt in België worden aangeboden. Bovendien zal de CREG de internationale vergelijking van de energieprijzen blijven uitvoeren. Ze zal ook de vorming van de prijzen in de buurlanden en de verhouding tussen de prijzen in België en die in de buurlanden in het oog houden. De resultaten van deze monitoringactiviteiten zullen in een periodiek monitoringverslag worden gepubliceerd. Databanken met de energieprijzen Sinds 2012 legt de CREG voor elke leverancier die in België actief is en in overleg met hen, voor elk variabel contracttype en voor elk nieuw contracttype, een databank aan om de methodologie te registreren voor de berekening van de variabele energieprijzen, waaronder de indexeringsformules en de parameters die ze hanteren. Hiertoe en om deze databank up-to-date te houden, baseert de CREG zich op de informatie die publiek toegankelijk is (websites van de leveranciers) en op de informatie die de leveranciers elke maand aan de CREG moeten overmaken. Deze databank bevat naast de variabele componenten ook alle producten met een vaste energiecomponent. Alle elementen uit de prijsformule van de energiecomponent (abonnement, indexeringsparameters en bijbehorende coëfficiënten, bijdragen hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling) worden afzonderlijk opgenomen in de databank. De energiecomponent van de jaarfactuur wordt vervolgens berekend voor bepaalde klantentypes 75 aan de hand van een relevant jaarverbruik. De resultaten worden aan de hand van steekproeven vergeleken met de resultaten uit de berekeningsmodules van de leveranciers en de bestaande prijsvergelijkingsmodules. De CREG voert daarnaast een permanente vergelijking uit van de energiecomponent voor de levering van elektriciteit en aardgas aan residentiële eindafnemers en kmo s met het gemiddelde van de energiecomponent in de buurlanden. In het kader van haar algemene controletaak en vooral in het kader van het vangnetmechanisme werkte de CREG in 2012 bovendien een permanente databank uit met de energieprijzen in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland) en het Verenigd Koninkrijk. Naast de energiecomponent volgt de CREG op die manier sinds 2012 maandelijks de all-inprijzen (totaalfactuur) in België en de buurlanden. De resultaten van de CREG worden daarnaast per land gecontroleerd door ze te vergelijken met de resultaten verkregen via de prijssimulatoren van de buurlanden. In haar streven naar verbetering van zowel de inhoud als de duidelijkheid van haar communicatie publiceert de CREG infographics die een duidelijk overzicht geven van het aantal actieve leveranciers en hun productaanbod, alsook van het besparingspotentieel. De eerste infographic op de volgende bladzijde heeft betrekking op de residentiële afnemer en de tweede op de professionele afnemer (kmo's en zelfstandigen). 75 Elektriciteit residentiële afnemer: kwh/jaar, enkelvoudige meter en elektriciteit kmo: kwh/jaar, enkelvoudige meter - Aardgas residentiële afnemer: kwh/jaar en aardgas kmo: kwh/jaar. CREG Jaarverslag

38 3. Elektriciteitsmarkt INFOGRAFIEK VOOR PARTICULIEREN december 2017 Aantal bestaande producten (actief en slapend * ) INFOGRAFIEK VOOR KMO'S & ZELFSTANDIGEN december 2017 Aantal bestaande producten (actief en slapend * ) VLAANDEREN 74 WALLONIË 77 BRUSSEL 29 VLAANDEREN 68 WALLONIË 66 BRUSSEL actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend actief slapend Prijs van de energiecomponent ** voor actieve producten Prijs van de energiecomponent ** voor actieve producten VLAANDEREN (17 leveranciers) WALLONIË (14 leveranciers) BRUSSEL (8 leveranciers) VLAANDEREN (14 leveranciers) WALLONIË (9 leveranciers) BRUSSEL (7 leveranciers) Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Looptijd: 2 JAAR, Type: VAST Looptijd: 1 JAAR, Type: VARIABEL Looptijd: 1 JAAR, Type: VAST Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel VLAANDEREN (15 leveranciers) WALLONIË (14 leveranciers) BRUSSEL (7 leveranciers) VLAANDEREN (14 leveranciers) WALLONIË (12 leveranciers) BRUSSEL (9 leveranciers) Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Goedkoopste aanbod Duurste aanbod Looptijd: 1 JAAR, Type: VARIABEL Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 1 JAAR, Type: VARIABEL Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 3 JAAR, Type: VARIABEL Looptijd: 3 JAAR, Type: VAST Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Looptijd: 1 JAAR, Type: variabel Besparingspotentieel Besparingspotentieel VLAANDEREN WALLONIË BRUSSEL VLAANDEREN WALLONIË BRUSSEL Duurste bestaand product Duurste bestaand product CREG Scan - Zit uw energiecontract nog goed? * slapende producten: verschijnen niet in de resultaten van de prijsvergelijkers, wel opgenomen in de CREG Scan ** kWh aardgas, 3.500kWh elektriciteit, exclusief btw, heffingen, distributie en transport CREG Scan - Zit uw energiecontract nog goed? * slapende producten: verschijnen niet in de resultaten van de prijsvergelijkers, wel opgenomen in de CREG Scan ** kWh aardgas, kWh elektriciteit, exclusief btw, heffingen, distributie en transport 36 CREG Jaarverslag 2017

39 3. Elektriciteitsmarkt De analyse van de energiecomponent en de permanente vergelijking van de prijzen tussen België en de buurlanden, zoals geïllustreerd in de figuren hiernaast en op de volgende bladzijde, toont aan dat de implementatie van het vangnetmechanisme ervoor heeft gezorgd dat de Belgische energieprijzen en de prijzen van de ons omringende landen naar elkaar toe zijn geconvergeerd. Een verdere opvolging in de toekomst blijft een noodzaak. Controle van de criteria van de prijsindexering Om de drie maanden neemt de CREG beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs die de leveranciers aan de residentiële eindafnemers en kmo s hebben aangeboden. Na analyse stelde de CREG vast dat voormelde indexeringsparameters en ook de daaruit resulterende indexeringsformules conform de exhaustieve lijst van toegelaten criteria opgenomen waren op de tarieffiches. In dit kader analyseerde de CREG de evolutie van de indexeringsparameters en onderzocht ze correctheid van de gegevens. De waarden, zoals berekend door de CREG, kwamen overeen met de waarden die de leveranciers hanteerden op de tarieffiches. De CREG paste deze waarden toe op de bijbehorende prijsformules en vergeleek ze met de prijzen op de tarieffiches. De CREG stelde voor elke leverancier vast dat de prijzen op de tarieffiches voor de energiecomponent een correcte weergave waren van de toepassing van de prijsformules met de bijbehorende indexeringsparameters. Figuur 7: Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2017 voor een residentiële typeklant (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) (bron: CREG) /MWh /12/16 1/01/17 1/02/17 1/03/17 1/04/17 1/05/17 1/06/17 1/07/17 1/08/17 1/09/17 1/10/17 1/11/17 1/12/17 Gemiddelde DE, FR, NL Gemiddelde BE Figuur 8: Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2017 voor een residentiële typeklant (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) (bron: CREG) /MWh 24 De leveranciers pasten de indexeringsformules van de contracttypes met een variabele energiecomponent dan ook correct toe /12/16 1/01/17 1/02/17 1/03/17 1/04/17 1/05/17 1/06/17 1/07/17 1/08/17 1/09/17 1/10/17 1/11/17 1/12/17 Gemiddelde DE, FR, NL Gemiddelde BE CREG Jaarverslag

40 3. Elektriciteitsmarkt Figuur 9: Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2017 voor kmo's en zelfstandigen (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) (bron: CREG) Binnen haar wettelijke monitoringopdrachten verbonden aan het vangnetmechanisme maakt de CREG jaarlijks een analyse van de parameters die de energieleveranciers gebruiken voor de berekening van hun prijzen. Uit de analyse van blijkt dat alle gebruikte parameters een duidelijke link hebben met de energiebeurzen en dat ze aangeven op basis van welke elementen ze zijn berekend. Op die manier krijgen marktpartijen duidelijke en transparante informatie. /MWh Op 31 december 2017 gebruikten de leveranciers 11 verschillende indexeringsparameters voor elektriciteit en 9 voor aardgas. Deze indexeringsparameters werden gebruikt in de contracttypes met een variabele prijs van 15 elektriciteitsleveranciers en 16 aardgasleveranciers. 45 1/12/16 1/01/17 1/02/17 1/03/17 1/04/17 1/05/17 1/06/17 1/07/17 1/08/17 1/09/17 1/10/17 1/11/17 1/12/17 Gemiddelde DE, FR, NL Gemiddelde BE Figuur 10: Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2017 voor kmo's en zelfstandigen (typeklant = kwh/jaar) (energiecomponent) 30 (bron: CREG) /MWh /12/16 1/01/17 1/02/17 1/03/17 1/04/17 1/05/17 1/06/17 1/07/17 1/08/17 1/09/17 1/10/17 1/11/17 1/12/17 Gemiddelde DE, FR, NL Gemiddelde BE 76 Verslag (Z)1620 over de evolutie van de indexeringsparameters van de elektriciteits- en gasleveranciers. 38 CREG Jaarverslag 2017

41 3. Elektriciteitsmarkt Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt Opgevraagde elektrische energie Figuur 11: Gemiddelde belasting op maandbasis op het Elia-net van 2007 tot 2017 (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) MWh/h Volgens de aan de CREG overgemaakte gegevens werd de belasting 77 van het Elia-net 78 zonder pompverbruik door de pompcentrales met andere woorden de netto-afname plus de netverliezen geraamd op GWh in 2017, tegenover GWh in 2016 ofwel nagenoeg hetzelfde niveau van het ene jaar op het andere. Het piekvermogen op kwartierbasis werd geschat op MW in 2017, tegenover MW in 2016 (bron: Elia, voor 2017: voorlopige gegevens, februari 2018). Figuur 11 geeft voor de jaren 2007 tot 2017 een overzicht per jaar van de gemiddelde belasting op maandbasis op het Elia-net. Na een scherpe terugval van de belasting vanaf oktober 2008 ten gevolge van de economische crisis, die zich voortzette in 2009, had de belasting zich begin 2010 hersteld. Deze opleving zette echter niet door, aangezien de belasting het jaar nadien opnieuw daalde en in 2014, 2015, 2016 en 2017 gemiddeld haar laagste niveau bereikte. In vergelijking met 2007 was de gemiddelde belasting 12,6 % lager in Deze cijfers zijn niet gewogen naar meteorologische gegevens In deze gegevens wordt niet helemaal rekening gehouden met de lokale productie van sites aangesloten op het Elia-net. Synergrid heeft deze lokale productie in 2017 op 10,4 TWh geschat (10,1 TWh in 2016), oftewel een stijging van 3 % vergeleken met Marktaandeel van de productiegroothandel Tabel 6 op de volgende bladzijde geeft een raming, zowel in absolute waarde (GW) als relatieve waarde, van het Belgische marktaandeel in de productie capaciteit van elektriciteit op het einde van ieder jaar. Electrabel bezit nog steeds een groot marktaandeel (72 %) van de totale productie. De tweede belangrijkste speler is EDF Luminus, met een marktaandeel van 14 % in productiecapaciteit. De HHI, een vaak gebruikte concentratie-index, steeg licht in Hij blijft heel hoog, met een waarde van Ter vergelijking: een markt wordt beschouwd als zeer geconcentreerd wanneer de HHI gelijk is aan of meer. 77 De belasting van het Elia-net is gebaseerd op injecties van elektrische energie in het Elia-net. Ze omvat de nettoproductie van de (lokale) centrales die injecteren op een spanning van minstens 30 kv en de balans van de invoer en uitvoer. De productie-installaties die aangesloten zijn op een spanning van minder dan 30 kv in de distributienetten worden enkel meegerekend voor zover een netto-injectie op het Elia-net wordt gemeten. De energie die nodig is voor het oppompen van water in de opslagbassins van de pompcentrales aangesloten op het Elia-net wordt afgetrokken. Niet alle injecties van de decentrale productie-eenheden die energie op een spanning van minder dan 30 kv in de distributienetten injecteren zijn opgenomen in de belasting van het Elia-net. De voorbije jaren is het aandeel van dit segment in de productie sterk gestegen. Daarom heeft Elia besloten om haar publicatie aan te vullen met een voorspelling van de totale belasting van België (bron: Elia). 78 Het Elia-net omvat de netten op een spanning van minstens 30 kv in België, alsook het net van Sotel/Twinerg in het zuiden van het Groothertogdom Luxemburg. CREG Jaarverslag

42 3. Elektriciteitsmarkt Tabel 7 geeft dezelfde raming weer, maar op het vlak van effectief geproduceerde energie. Globaal wekten de eenheden die op het net van Elia zijn aangesloten in 2017 bijna 70,2 TWh op, wat overeenkomt met het productieniveau in De dominante positie van Electrabel daalde in 2017 beperkt tot 77 % (tegenover 79 % in 2016). De HHI zakte in 2017 naar wat getuigt van een zeer geconcentreerde markt. Tabel 6: Marktaandelen van de groothandel in de productiecapaciteit van elektriciteit (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) Productiecapaciteit (GW) Marktaandeel (%) Electrabel 13,7 12,2 11,8 11,4 11,0 10,3 10,2 10,2 10,2 10,1 86 % 75 % 73 % 70 % 67 % 65 % 68 % 71 % 73 % 72 % EDF Luminus (1) 1,9 2,2 2,4 2,4 2,3 2,2 1,8 1,7 1,9 2,0 12 % 13 % 15 % 15 % 14 % 14 % 12 % 12 % 14 % 14 % E.ON 0,0 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 1,1 0,6 0,0 0,0 0 % 9 % 9 % 9 % 9 % 9 % 7 % 4 % 0 % 0 % Andere (< 3 %) 0,4 0,5 0,6 1,0 1,6 1,7 1,9 2,0 1,9 1,9 2 % 3 % 3 % 6 % 10 % 11 % 13 % 14 % 14 % 14 % Totaal 16,0 16,3 16,2 16,2 16,4 15,7 15,0 14,5 14,0 14,1 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % (1) De aandelen van SPE en EDF Luminus zijn vanaf 2010 samengevoegd wegens de overname van SPE door EDF. HHI Tabel 7: Marktaandelen van de groothandel in de geproduceerde energie (bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG) Geproduceerde energie (TWh) Marktaandeel (%) Electrabel 65,8 70,3 62,7 58,9 50,7 49,9 40,7 37,2 55,0 54,4 85 % 82 % 72 % 73 % 71 % 71 % 68 % 67 % 79 % 77 % EDF Luminus (1) 9,4 12,2 12,2 9,3 8,5 8,6 7,6 6,6 6,5 7,8 12 % 14 % 14 % 12 % 12 % 12 % 13 % 12 % 9 % 11 % E.ON 0,0 0,5 8,8 8,5 7,8 6,9 6,3 4,6 0,9 0,0 0 % 1 % 10 % 11 % 11 % 10 % 11 % 8 % 1 % 0 % T-Power 0,0 0,0 0,0 1,0 0,5 0,4 1,4 2,2 2,6 2,5 0 % 0 % 0 % 1 % 1 % 1 % 2 % 4 % 4 % 4 % Andere (< 3 %) 2,2 2,6 3,0 2,8 4,4 4,9 4,0 5,1 4,9 5,5 3 % 3 % 3 % 4 % 6 % 7 % 7 % 9 % 7 % 8 % Totaal 77,4 85,5 86,6 80,5 71,9 70,7 59,9 55,8 69,9 70,2 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % (1) De aandelen van SPE en EDF Luminus zijn vanaf 2010 samengevoegd wegens de overname van SPE door EDF. HHI CREG Jaarverslag 2017

43 3. Elektriciteitsmarkt Uitwisseling van energie De elektriciteitsbeurs Epex Spot Belgium Tien jaar na de oprichting van de Belgische elektriciteitsbeurs Belpex werd deze op 17 april 2015 overgenomen door Epex Spot, een elektriciteitsbeurs van Franse origine. De naam Belpex werd daaropvolgend veranderd naar Epex Spot Belgium. De integratie van Belpex in de groep Epex Spot leidde tot de harmonisatie van marktregels, toelatingsvoorwaarden, en handelssystemen binnen de CWE-regio. Na de operationele integratie in de loop van 2016 werd de integratie van handelssystemen in 2017 gefinaliseerd. Het systeem voor handel op de dagmarkt, Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm (EUPHEMIA), werd vervangen door het Emission Trading System (ETS) van Epex Spot op 24 januari. Het systeem voor handel op de intradaymarkt dat reeds op 4 oktober 2016 geïntroduceerd werd, werd op 14 november 2017 geactualiseerd naar een nieuwere versie. De elektriciteitsbeurs Nord Pool Op 17 juli 2017 werd Nord Pool, waarvan de maatschappelijke zetel gevestigd is in Noorwegen, erkend als marktbeheerder voor de uitwisseling van energieblokken overeenkomstig de bepalingen van het koninklijk besluit van 20 oktober 2005 met betrekking tot de oprichting en de organisatie van een Belgische markt voor de uitwisseling van energieblokken. 79 Deze aanwijzing laat Nord Pool toe om producten voor de strate gische reserve te ontwikkelen en aan te bieden. Nord Pool was vóór deze aanwijzing reeds gemachtigd om producten voor de handel op de Belgische dagmarkt en intradaymarkt te ontwikkelen, als gevolg van hun aanwijzing als benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO) op 28 januari CWE-marktkoppeling Op 24 januari 2017 migreerde het platform voor handel op de Belgische dagmarkt van Euphemia naar het ETS gebruikt door EPEX SPOT. Het gebruik van eenzelfde handelsplatform als geïmplementeerd in onder andere Nederland, Frankrijk en Duitsland bevorderde de marktkoppeling van de Belgische markt met de andere markten in de CWE-regio verder. Ondanks de progressieve marktkoppeling is er nog altijd geen prijsconvergentie in de CWE-regio. Dit kan verklaard worden door verschillende factoren, waaronder de onbeschikbaarheid van nucleaire centrales in Frankrijk, en, meer prominent, de prioritaire toegang van loop flows: stromen voortvloeiend uit commerciële uitwisselingen die niet in competitie staan met grensoverschrijdende commerciële uitwisselingen tussen biedzones, maar die net zoals laatstgenoemden ook gebruik maken van het transmissienet dat de biedzones met elkaar verbindt (zie studie (F)1687 van de CREG). In 2017 bedroeg de gemiddelde dagmarktprijs in België 44,7/MWh, iets minder dan de 45,0/MWh in Frankrijk. Ter vergelijking, in 2016 was dit nog 36,7/MWh. De gemiddelde Duitse dagmarktprijs in 2017 steeg ook ten opzichte van 2016, maar bleef met 34,2/MWh de laagste in de CWE-regio. De gemiddelde Nederlandse dagmarktprijs in 2017 bedroeg 39,3/MWh. In het algemeen werden in de bestudeerde periode ( ) de hoogste gemiddelde prijzen in de CWE-regio opgetekend in 2008, het jaar van de financiële crisis. Vervolgens daalden de gemiddelde prijzen tot in de zomer van Vanaf oktober 2016 tot en met februari 2017 bereikten de gemiddelde dagmarktprijzen in België en Frankrijk gelijkaardige niveaus als die in 2008, terwijl die in Nederland en Duitsland in veel mindere mate stegen. Tijdens de zomerperiode daalden de gemiddelde dagmarktprijzen sterk, om dan vanaf september 2017 opnieuw sterk te stijgen. In 2017 daalde het aandeel uren dat er prijsconvergentie was in de gehele CWE-regio (met een marge van 1/MWh) tot 37,9 %, ten opzichte van 39,2 % in Prijsconvergentie met Frankrijk was er in 54,0 % van de uren, terwijl dit met Nederland slechts 13,2 % was en met Duitsland 10,5 %. Tijdens 35,9 % van de uren had België geen enkele prijsconvergentie met een van de buurlanden. Dit is een stijging ten opzichte van de 27,5 % die in 2016 opgetekend werd. Naar aanleiding van twee informele verzoeken over de uitkomst van Belpex DAM van 6 april en 11 april 2017 publiceerde de CREG op 30 juni 2017 haar analyse van day-aheadprijzen voor levering om uur 12 op 6 april 2017 en uur 10 op 11 april 2017 (nota (Z)1633). Op eigen initiatief analyseerde de CREG de oorzaken van de opvallende dagmarktprijzen voor levering op 1 mei In de nota, gepubliceerd door de CREG op 17 juli 2017, vond zij als voornaamste oorzaken een onjuiste bieding van een marktdeelnemer en de extreem lage commercieel beschikbare invoercapaciteit van België door netwerkbeperkingen in Nederland en Duitsland. Deze buitenlandse netwerkbeperkingen verhinderden een optimale koppeling van de elektriciteitsmarkten in de CWE-regio. Als gevolg daarvan was de Belgische markt tot 100/MWh duurder geprijsd dan die van Duitsland. Het totale verhandelde volume op de Epex Spot Belgium dagmarkt bedroeg 17,9 TWh, ten opzichte van 16,6 TWh in 2016 en 23,7 TWh in Dit komt ongeveer overeen met 23,1 % van de totale afname van het Elia-net. 79 Ministerieel besluit van 17 juli 2017 betreffende de erkenning van de nv Nord Pool als marktbeheerder voor de uitwisseling van energieblokken (Belgisch Staatsblad van 24 november 2017). CREG Jaarverslag

44 3. Elektriciteitsmarkt De gevoeligheid van de elektriciteitsprijs op de dagmarkt ten opzichte van aankopen van bijkomend volume (de marktdiepte) is een belangrijk gegeven. Hoe groter de gevoeligheid, hoe gemakkelijker de prijs kan worden gemanipuleerd. De maandelijkse gemiddelde relatieve stijging of daling van de prijs indien 500 MW extra werd gekocht of verkocht was in januari ( 6,0/MWh) en in september ( 9,5/MWh) van 2017 hoger dan die tijdens rest van het jaar. De intradaymarkt geeft aan marktdeelnemers de mogelijkheid hun onverwachte veranderingen in verwachte injectie of afname, die ontstaan na het sluiten van de day-aheadmarkt, via een publieke markt te regelen. Onverwachte veranderingen zijn bijvoorbeeld de onverwachte onbeschikbaarheid van een productiecentrale, maar ook veranderingen ten gevolge van geactualiseerde voorspellingen betreffende de injecties van wind- en zonne-energie. De introductie van het M7-systeem van Epex Spot in oktober 2016 faciliteerde de handel op de Belgische intradaymarkt door de Belgische markt te koppelen met die van Duitsland, Frankrijk, Oostenrijk en Zwitserland. Het totale verhandelde volume op de intradaymarkt steeg in 2017 tot GWh. Dit is een stijging met 83 % ten opzichte van De gemiddelde intradayprijs steeg met 21 % tot 45,7/MWh in De groothandelsprijs voor korte- en langetermijncontracten steeg in De contracten voor levering in het volgende jaar hadden gemiddeld een prijs van 37,3/MWh, wat neerkomt op een stijging van 12 % ten opzichte van 2016 ( 33,4/MWh). In het jaar 2017 was de gemiddelde dagmarktprijs hoger dan de gemiddelde prijs van het year-aheadcontract met levering in 2017 (i.e. handel tijdens 2016). De gemiddelde dagmarktprijs bedroeg in ,6/MWh in vergelijking met de 33,4/ MWh prijs voor het in 2016 verhandelde contract voor levering in het volgende jaar. De vorige keer dat de gemiddelde dagmarktprijs hoger lag dan de gemiddelde prijs van het year-aheadcontract was in Figuur 12: Gemiddelde maandprijzen voor de periode van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio (bronnen: Epex Spot Belgium, EPEX Spot, berekeningen CREG) /MWh / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / /2017 BE NL FR DE 42 CREG Jaarverslag 2017

45 3. Elektriciteitsmarkt Figuur 13: Gemiddelde jaarprijzen voor de periode van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio (bronnen: Epex Spot Belgium, Epex Spot, berekeningen CREG) /MWh ,7 45, ,1 38,5 31,6 36,6 36,7 32,2 29,0 44,6 39,3 34, BE NL FR DE Figuur 14: Gemiddelde maandelijkse robuustheid van de Epex Spot Belgium-markt tussen 2007 en 2017 (bronnen: Epex Spot Belgium, berekeningen CREG) , ,30 /MWh ,77 12,52 6,61 7,95 11,07 9, ,82-4,69-4,69-8,60-8,55-6,50-6,00-6,30-9,03 01/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / MW extra aankoop 500 MW extra verkoop CREG Jaarverslag

46 3. Elektriciteitsmarkt Figuur 15: Uitgewisselde energie en gemiddelde prijs op de intradaybeurs (bronnen: Epex Spot Belgium, berekeningen CREG) /MWh GWh I I I I I I I I I I 1/03/2008 1/03/2009 1/03/2010 1/03/2011 1/03/2012 1/03/2013 1/03/2014 1/03/2015 1/03/2016 1/03/017 Belpex Intraday Volume EPEX SPOT Belgium Intraday Volume EPEX SPOT Belgium (Belpex) Intraday Price 0 Figuur 16: Vergelijking van de groothandelsprijs voor korte- en langetermijncontracten (bronnen: Epex Spot Belgium, Epex Spot, ICE Endex, berekeningen CREG) /MWh ,68 43,32 37,54 44,58 36,62 43,92 36,44 41,43 37,27 33, D + 1 M + 1 Q + 1 Y CREG Jaarverslag 2017

47 3. Elektriciteitsmarkt Maatregelen voor een verbeterde marktwerking van de groothandelsmarkt In september 2017 actualiseerde de CREG op vraag van de minister van Energie haar nota van 2016 over de maatregelen voor een verbeterde marktwerking van de groothandelsmarkt. 80 De geactualiseerde nota verduidelijkt op welke vlakken de Belgische elektriciteitsmarkt in 2017 evolueerde ten opzichte van het voorgaande jaar. De stand van zaken met betrekking tot een aantal voorstellen en initiatieven die werden aangehaald in de oorspronkelijke nota worden erin uiteengezet Transparantie, REMIT en financiële instrumenten De financiële crisis van 2008 vestigde de aandacht op de zwakke punten van de financiële markten. Dat heeft ertoe geleid dat nieuwe, dwingendere reglementaire maatregelen sneller werden ingevoerd en in drie Europese wetteksten werden gegoten. In een studie van 5 oktober zet de CREG op een pedagogische manier de wetteksten over transparantie, REMIT en de financiële instrumenten uiteen. Door deze materies wettelijk te regelen, streeft Europa naar transparantie van de financiële markten via een monitoring die door haar eigen actoren wordt georganiseerd. Wanneer deze monitoring werkelijk effectief zal zijn, zal ze de monitoring die de CREG regelmatig uitvoert op nationaal niveau aanvullen REMIT om manipulaties op de groothandelsmarkten voor energie tegen te gaan en te bestraffen. De marktspelers moeten sinds 28 december 2011 de inhoudelijke regels van REMIT naleven, maar de totstandbrenging van gecoördineerde toezichtstructuren (registratie van marktspelers, gegevensinzameling, monitoring) is pas in 2015 operationeel geworden. Sinds 7 juli 2016 moeten alle contracten die de marktspelers voor 7 april 2016 hebben afgesloten en alle nieuwe contracten bij ACER worden aangegeven. De marktspelers moeten ook de gegevens van hun registratie voor alle wijzigingen in het registratieplatform zoals wijzigingen van de structuur, van verantwoordelijke personen, enz. up-to-date houden. In 2017 valideerde de CREG de verschillende wijzigingen van de registratie en heeft ze de marktspelers geholpen bij hun registratie of andere vragen over REMIT. In 2017 bepaalde de CREG ook haar veiligheidsbeleid met betrekking tot REMIT. In april 2017 onderging ze vervolgens een peerreview voor ACER en de andere regulatoren met het oog op de validering van dit veiligheidsbeleid en om de gegevens te krijgen die ACER heeft verzameld. Eind 2017 had de CREG nog geen schriftelijke goedkeuring van ACER ontvangen om deze gegevens te krijgen. In 2017 voerde de CREG tot slot verschillende onderzoeken uit over dertien potentiële gevallen van schending van de RE- MIT-verordening, waarvan het van zes het onderzoek afrondde of doorverwees naar een andere autoriteit. Over twee van de zes onderzoeken maakte de CREG in 2017 een nota. een ineffectieve manier gepubliceerd werd. Na een correctie van de inbreuk door de marktdeelnemer besloot de CREG om geen sanctionerende maatregelen te nemen. 83 Een tweede onderzoek behandelde een mogelijke inbreuk op artikel 5 van REMIT. Uit de analyse kwamen onvoldoende aanwijzingen naar voren om te oordelen dat de marktdeelnemer in kwestie een poging tot het geven van onjuiste of misleidende signalen, een poging tot het houden van de prijs op een kunstmatig niveau of een poging tot het gebruik van bedrog of misleiding, ondernomen zou hebben Charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas Aan de hand van steekproeven zag de CREG in 2017 verder toe op de naleving van haar charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas door de ondertekenende dienstverleners. Op 31 december 2017 droegen vijf prijsvergelijkingswebsites het label van het charter. Het gaat om VREG V-test (Vlaanderen), CWaPE COMPACWaPE (Wallonië), BRUGEL - BruSim (Brussel), Mijn Energie (België) en Energie-Vergelijker (België). In mei 2017 organiseerde de CREG een openbare raadpleging over haar ontwerpbeslissing over de aanpassing van het charter voor goede praktijken voor online prijsvergelijking voor elektriciteit en gas. De CREG onderzoekt momenteel de nieuwe richtsnoeren die in de toekomst gevolgd moeten worden. De REMIT-verordening (Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency) 82 stelt een aantal voorschriften vast Een eerste onderzoek behandelde een mogelijke inbreuk op artikel 3 van REMIT. De analyse toonde aan dat informatie op 80 Nota (Z)1651 over de maatregelen voor een verbeterde marktwerking: update van Nota (Z) CDC Studie (F)1637 over de toepassing van de Europese en Belgische wetgeving in het kader van de transparantie van de Belgische groothandelsmarkten voor elektriciteit en aardgas. 82 Verordening (EU) nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad betreffende de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie. 83 Nota (Z) Nota (Z)1666. CREG Jaarverslag

48 3. Elektriciteitsmarkt 3.3. Consumentenbescherming In 2017 is de CREG in het kader van haar werkzaamheden nadruk blijven leggen op de bescherming van de consumenten. CREG Scan In februari 2017 lanceerde de CREG een nieuwe onlinetool voor particulieren en kmo s: de CREG Scan. Deze onlinetool is een Europese première. Met de CREG Scan wordt België het eerste land waar de consument zijn elektriciteits- en aardgascontract, ook al wordt het niet meer op de markt aangeboden, kan vergelijken met alle andere contracten. De CREG Scan is eenvoudig te gebruiken en complementair aan bestaande prijsvergelijkingswebsites, die enkel actieve elektriciteits- en aardgasproducten vergelijken. Deze tool moet ervoor zorgen dat de consument met kennis van zaken beslist en vooral over volledige informatie beschikt. Herziening van het consumentenakkoord In het kader van de herziening van het consumentenakkoord bracht de CREG in februari 2017 een nieuw advies 85 uit over een voorstel van resolutie voor de wijziging van het akkoord 'De consument in de vrijgemaakte elektriciteits- en gasmarkt'. De CREG brengt daarin een reeks verduidelijkingen en verbeteringen aan over de terminologie en beschrijft een aantal problemen (stilzwijgende verlenging van contracten, afzonderlijke facturatie van extra diensten, vergelijkbaarheid van contracten, specifieke problematiek van kmo s, enz.) waarmee elektriciteits- en gasconsumenten worden geconfronteerd meer concreet. Op 28 juni 2017 ondertekenden de minister van Werk, Economie en Consumenten en de energieleveranciers een nieuw akkoord 'De consument in de vrije elektriciteits- en gasmarkt'. De bepalingen van dit nieuwe akkoord zijn op 1 januari 2018 in werking getreden. Vereenvoudiging van de factuur In 2017 nam de CREG als expert deel aan het multistakeholderoverleg dat door de Koning Boudewijnstichting werd georganiseerd rond de mogelijke vereenvoudiging van de energiefactuur. Binnen dit project werd onder andere via verschillende workshops gewerkt aan de volgende thema s: de identificatie van best practices rond energiefacturen, het voorstellen van vereenvoudigde facturen en het aftoetsen van deze voorstellen bij consumenten om uiteindelijk te komen tot een aantal specifieke aanbevelingen voor een eenvoudigere energiefactuur. Charter In het kader van haar taak van bescherming van de consumenten is de CREG ook in 2017 blijven toezien op de naleving van de bepalingen van het charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites (zie punt van dit verslag). Informatie aan de consument In 2017 is de CREG de consument blijven informeren, in het bijzonder over de prijzen en de evolutie ervan, onder andere via: - de jaarlijkse studie over de evolutie van de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen (zie punten en van dit verslag); - het jaarlijkse verslag over het vangnetmechanisme dat voornamelijk gaat over het identificeren van eventuele marktverstorende effecten binnen de elektriciteits- en aardgasmarkt die het gevolg kunnen zijn van het vangnetmechanisme (zie punt van dit verslag); - de studie over de elelektriciteitslevering aan grote industriële klanten in België in 2016, die als doel heeft de transparantie omtrent de elektriciteitsbelevering van grote industriële klanten te verhogen (zie punt van dit verslag); - infographics en maandelijkse boordtabellen voor elektriciteit en aardgas (zie punt van dit verslag); - de maandelijkse publicatie van de gasnoteringen TTF101 en TTF103; - de verwerking van vragen en klachten die ze van consumenten kreeg (zie punt 5.4 van dit verslag). Tot slot wordt de lezer verwezen naar de werkzaamheden van de CREG in een aantal werkgroepen over de aspecten die betrekking hebben op consumentenbescherming op het vlak van energie (zie punt 5.7 van dit verslag). 85 Advies (A)1611 over het voorstel van resolutie over de wijziging van de overeenkomst De consument in de vrijgemaakte elektriciteits- en gasmarkt en over de betere bescherming van de elektriciteits- en gasconsumenten, ingediend door de heer Michel de Lamotte, mevrouw Catherine Fonck en de heer Benoît Lutgen. 46 CREG Jaarverslag 2017

49 3. Elektriciteitsmarkt 3.4. Bevoorradingszekerheid Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod Vraag 86 De belasting van het Elia-net vertegenwoordigde 77,41 TWh in 2017, tegenover 77,30 TWh in 2016, wat overeenkomt met een stijging van 0,1% tussen 2016 en Tabel 8: Belasting (energie en piekvermogen) van het Elia-net in de periode (bron: Elia, 2017: voorlopige gegevens) Energie (GWh) Piekvermogen (MW) Geïnstalleerde capaciteit en geproduceerde energie In de loop van 2017 nam de geïnstalleerde productiecapaciteit, die aangesloten was op het net van Elia in België en die geen deel uitmaakte van de strategische reserve, toe in vergelijking met 2016, van MW tot MW. Deze stijging was hoofdzakelijk het gevolg van de verhoging van de geïnstalleerde capaciteit aan offshore windmolens, na aftrek van de definitieve buitenwerkingstelling van een eenheid van 52 MW. Eind 2017 bedroeg het totale productievermogen dat deel uitmaakte van de strategische reserve 750 MW (eenheden van Seraing en Vilvoorde). Tabel 9: Opdeling per soort centrale van het geïnstalleerde vermogen aangesloten op het Elia-net op 31 december 2017 (bron: Elia) Type centrale Geïnstalleerd vermogen MW % Kerncentrales ,1 STEG en gasturbines ,6 Klassieke centrales 315 2,2 Warmtekrachtkoppeling 807 5,7 Verbrandingsovens 247 1,8 Dieselmotoren 5 0,0 Turbojets 195 1,4 Hydro (zonder pompcentrales) 86 0,6 Pompcentrales ,3 Onshore windmolens 187 1,3 Offshore windmolens 878 6,2 Biomassa 385 2,7 Totaal ,0 Tabel 10: Opdeling per soort primaire energie van de elektriciteit geproduceerd in 2016 door centrales gelegen op sites die zijn aangesloten op het Elia-net Primaire energie Geproduceerde energie GWh % Kernenergie ,0 Aardgas ,2 Steenkool ,0 Fuel ,0 Andere lokaal verbruikte autoproductie ,4 Hydro (inclusief pompcentrales) ,8 Andere ,8 Totaal ,0 1 Bron: Elia, voorlopige gegevens 2 Bron: Synergrid, voorlopige gegevens 3 Bron: berekeningen CREG (niet door Elia overgemaakte waarden) Toezicht op de investeringsplannen van de transmissienetbeheerder Op basis van het ontwikkelingsplan van het transmissienet voor elektriciteit heeft de CREG in 2017 de geplande investeringen in de netinfrastructuur verder opgevolgd. Dit plan wordt opgesteld door elektriciteitstransmissienetbeheerder Elia in samenwerking met de Algemene Directie Energie en het Federaal Planbureau. 86 De hier beschouwde vraag is de belasting van het Elia-net, berekend als de balans van de netto geïnjecteerde productie in het Elianet, de invoer en de uitvoer, waarvan de door de pompcentrales opgepompte energie wordt afgetrokken. Het is derhalve de som van de nettoafnames en de verliezen. CREG Jaarverslag

50 3. Elektriciteitsmarkt Operationele netveiligheid De figuur hieronder geeft de evolutie weer van de maximale fysieke belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland. Deze fysieke belasting is een combinatie van stromen ten gevolge van commerciële invoer naar en uitvoer vanuit België en van stromen ten gevolge van doorvoer door het Belgische net. De maximale fysieke stromen genoteerd in 2017 waren lager dan deze in In 2016 werden de hoogste waarden genoteerd in de voorbije tien jaar op zowel de interconnecties met Frankrijk als die met Nederland en dit in beide richtingen. In 2017 bedroeg de maximale stroompiek op de Nederlandse grens richting Nederland (uitvoer) MW, tegenover MW in Deze piek werd genoteerd op 15 augustus, toen Frankrijk en België samen MW uitvoerden naar Nederland en Duitsland. België exporteerde toen 523 MW. De maximale stroompiek van MW op de Nederlandse grens richting België (invoer) vond plaats op 16 januari 2017, toen België en Frankrijk samen MW invoerden vanuit Duitsland en Nederland. België importeerde toen MW. De maximale stroompiek van MW op de Franse grens richting Frankrijk (uitvoer) vond plaats op 25 november 2017, Figuur 17: Evolutie van 2007 tot 2017 van de maximale fysieke belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland (bron: CREG, op basis van de gegevens van Elia) 4000 toen Frankrijk MW importeerde vanuit België (46 MW), Nederland (2.483 MW) en Duitsland/Luxemburg/Oostenrijk (5.600 MW). De stroompiek op de Franse grens in de richting van België (invoer) werd genoteerd op 4 april met een maximum van MW, een stuk onder het niveau van Op dat uur exporteerde Frankrijk MW naar België (2.669 MW), Nederland (1.102 MW) en Duitsland/Luxemburg/Oostenrijk (409 MW). Deze maximale waarden werden genoteerd tijdens uren waarop de loop flows in rekening gebracht door Elia bij de berekening van de day-ahead-capaciteitsberekeningen (zie Elia-website), relatief laag waren, namelijk tussen 26 MW en 447 MW in tegenstelling tot het jaargemiddelde van 840 MW in de noord-zuidrichting. Dit impliceert dat de fysieke benuttingsgraad van de interconnectoren maximaal is bij lage loop flows Investeringen in de grensoverschrijdende interconnecties MW Het hoogspanningsnet moet continu evolueren om aan de behoeften van de verbruikers en van de markt te beantwoorden en de bevoorradingszekerheid veilig te stellen. De versterking van de interconnecties op Europees niveau is een van de belangrijke uitdagingen om deze doelstellingen te bereiken. De meeste van deze projecten werden opgenomen in de lijst van Projects of Common Interest (PCI) van de Europese Commissie, die het maatschappelijk belang in het kader van het Europese energiebeleid en de daaruit volgende nodige versterking van de elektrische infrastructuur benadrukt max. belasting BE FR max. belasting BE NL max. belasting FR BE max. belasting NL BE Voorziene versterking van de noordgrens (Brabo-project) Het project Brabo kadert binnen de versterking van het Belgische elektriciteitsnetwerk en is noodzakelijk om de bevoorrading van heel België en in het bijzonder van het Zeehavengebied van Antwerpen te verzekeren. 48 CREG Jaarverslag 2017

51 3. Elektriciteitsmarkt In de loop van 2016 werd de tweede dwarsregeltransformator in Zandvliet 87 in parallelconfiguratie gezet en werd het tweede draadstel Doel-Zandvliet opgewaardeerd van 150 naar 380 kv. Voor de bestudeerde scenario s met maximaal MW productie in Doel verhogen deze investeringen de interconnectiecapaciteit van de noordgrens vanuit Nederland met ongeveer MW. Wanneer er in Doel meer dan MW geproduceerd wordt, zal volgens Elia de verhoging van de interconnectiecapaciteit van de noordgrens met MW enkel na de realisatie van de tweede en derde fase van het Brabo-project volledig benut kunnen worden. De tweede fase voorziet in de aanleg van een nieuwe hoogspanningslijn van 380 kv tussen de bestaande hoogspanningsstations te Zandvliet en Lillo en de oversteek van de Schelde ter hoogte van Liefkenshoek. De werken van de tweede fase zijn in 2017 opgestart en zullen volgens de huidige planning in 2020 voltooid worden. In de derde fase wordt de bestaande 150 kv-verbinding vanaf Liefkenshoek gemoderniseerd en opgewaardeerd tot 380kV. Deze lijn loopt van Liefkenshoek (gemeente Beveren) via het hoogspanningsstation Kallo (gemeente Beveren) tot het hoogspanningsstation Mercator (gemeente Kruibeke). Deze werken worden opgestart na de voltooiing van de tweede fase. Voorziene versterking van de zuidgrens Op middellange termijn zal het nodig zijn om de verbindingen met Frankrijk structureel te versterken om de marktwerking te blijven faciliteren. De geplande versterking bestaat uit het vervangen tegen 2022 van de bestaande geleiders op de as Horta (Zomergem)-Avelgem-Avelin/Mastaine (FR) door zogenaamde'hoogperformantie'-geleiders 88, teneinde de capaciteit op de zuidgrens met ongeveer MW te verhogen. Geplande interconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk (NEMO-project) Het NEMO-project houdt de realisatie in van een onderzeese kabelverbinding van MW op gelijkstroom met een lengte van ongeveer 140 km. Door dit project zal er een verbinding gemaakt worden tussen Richborough in het Verenigd Koninkrijk en het onderstation 'Gezelle', onderdeel van het Stevinproject in Brugge. Voor België betekent dit dat er op een rechtstreekse wijze energie kan worden uitgewisseld met het Verenigd Koninkrijk, wat gezien de diversificatie die een nieuwe interconnectie met zich meebrengt tot een verhoogde bevoorradingszekerheid moet leiden. Midden 2016 zijn de bouwwerkzaamheden gestart. De technische oplevering van de nieuwe verbinding is voorzien in begin 2019 waarna de commerciële exploitatie van start kan gaan. Geplande interconnectie tussen België en Duitsland (ALEGrO-project) Bij dit project, dat ALEGrO (Aachen Liège Electric Grid Overlay) werd gedoopt, zal een gelijkstroomkabel met een vermogen van ongeveer MW worden aangelegd over een afstand van ongeveer 90 km tussen de onderstations Lixhe (Visé) in België en Oberzier in Duitsland. Deze nieuwe interconnectie zal, voornamelijk via de marktdiversificatie geboden door de rechtstreekse energie-uitwisseling tussen België en Duitsland, de bevoorradingszekerheid verhogen en de verdere marktintegratie faciliteren, wat zich zal vertalen in verdere prijsconvergentie binnen de CWE-regio. Daarnaast kan ALEGrO ook een belangrijke rol spelen bij de integratie van een steeds groter aandeel aan hernieuwbare energiebronnen. De contracten voor de omvormingsstations en de kabelverbinding werden in de tweede helft van 2016 toegewezen. Eind 2017 werden de nodige vergunningen toegekend, zodat de werken begin 2018 van start kunnen gaan, met het oog op een technische oplevering eind 2019 en commerciële uitbating vanaf Interconnector BeDeLux Elia, Creos (de Luxemburgse transmissienetbeheerder) en Amprion (een Duitse transmissienetbeheerder) werken aan de koppeling van hun netwerken. Het project kreeg de naam Interconnector BeDeLux. Het doel van dit project is de bevoorradingszekerheid van het Groothertogdom Luxemburg te verbeteren en een commerciële koppeling tussen de Belgische en Duitse markt te realiseren. In een eerste fase plaatste Creos een dwarsregeltransformator van 400 MVA/220 kv in het hoogspanningstation van Schifflange (Luxemburg). Door een betere beheersing van de energiestromen in het bestaande net zal deze dwarsregeltransformator hoofdzakelijk bijdragen tot de bevoorradingszekerheid van het Groothertogdom Luxemburg. Na een grondige studie en uit analyse van gedetailleerde gegevens over de verwachte impact van de implementering van een nieuwe dwarsregeltransformator van Creos op de dayaheadmarkt, heeft de projectgroep (bestaande uit Elia, Creos en Amprion) besloten om de commercialisering van de nieuwe BeDeLux-interconnector uit te stellen. De huidige simulaties van de impactanalyse geven aan dat het effect op de welvaart in de Centraal-West-Europese zone neutraal zou zijn, terwijl de 87 De vierde op de noordgrens: twee in Zandvliet en twee in het onderstation Van Eyck in Kinrooi. 88 Hoogperformantie- of HTLS- (high-temperature low-sag) geleiders zijn geleiders die minder uitzetten dan klassieke geleiders bij uitbating op hogere temperaturen. Hierdoor kan er meer stroom door de geleiders worden getransporteerd en vergroot de capaciteit van de verbinding. CREG Jaarverslag

52 3. Elektriciteitsmarkt operationele processen aanzienlijk complexer zouden worden. Bijkomende analyses zijn nodig om te garanderen dat de nodige veiligheidsmarges binnen het day-aheadtijdsbestek niet in het gedrang komen. De beslissing met betrekking tot de commercialisering van de nieuwe Creos-dwarsregeltransformator zal geëvalueerd worden na een testfase van een jaar, die van start ging op het moment dat het systeem technisch in werking trad (oktober 2017). Dit zal gebeuren op basis van een grondige beoordeling van de impactanalyse en de technische parameters en er zal ook rekening worden gehouden met de lessen uit het werkelijke realtimegebruik Maatregelen om de vraagpieken te dekken en het hoofd te bieden aan bevoorradingstekorten Strategische reserve: winterperiode Op 13 januari 2017 besliste de minister van Energie dat de beheerder van het transmissienet (Elia) een strategische reserve moest aanleggen voor een periode van drie jaar vanaf 1 november 2017 en voor een volume van 900 MW. Nadat er rekening gehouden was met de terugkeer van productie-eenheden naar de markt, verminderden de koninklijke besluiten van 31 oktober 2017 tot oplegging van prijs- en volumevoorwaarden voor de levering van de strategische reserve vanaf 1 november 2017 het gecontracteerde volume voor een periode van een jaar tot 725 MW. De Elektriciteitswet bepaalt dat de beheerder van het transmissienet (Elia) de proceduremodaliteiten voor de aanleg van de strategische reserve vastlegt na raadpleging van de netgebruikers, de CREG en de Algemene Directie Energie. De CREG heeft een aantal opmerkingen geformuleerd 89 op het voorstel van procedure voor de aanleg van strategische reserves voor de winterperiode dat door Elia ter consultatie werd voorgelegd. De Elektriciteitswet bepaalt bovendien dat Elia de werkingsregels voor de strategische reserve ter goedkeuring aan de CREG moet voorleggen. De CREG organiseerde in 2017 een openbare raadpleging over het voorstel van werkingsregels en over haar ontwerpbeslissing. In haar beslissing van 9 februari keurde de CREG het voorstel van Elia onder voorbehoud van enkele aanpassingen goed. Op 23 maart 2017 organiseerde de CREG een openbare raadpleging over het voorstel van addendum aan de werkingsregels en over haar ontwerpbeslissing. Ze ontving zeven reacties die integraal werden toegevoegd aan de beslissing van 7 april Met deze beslissing keurde de CREG het voorstel van Elia goed mits er een aantal aanpassingen zouden gebeuren. 91 De goedgekeurde werkingsregels zijn van toepassing vanaf de inwerkingtreding van de koninklijke besluiten van 31 oktober Vervolgens gaf de CREG op 13 juli 2017 een advies ((A) 1630) over het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan Elia System Operator NV aangeboden prijzen voor de levering van de strategische reserve als antwoord op de offerteaanvraag van Het tarief voor de openbaredienstverplichting 'strategische reserve' bedroeg 0,1902 netto per afgenomen MWh in In haar beslissing van 14 december keurde de CREG het voorstel van Elia over de aanpassing van dit tarief goed. Het nieuwe tarief ( 0,4298/MWh) zal vanaf 1 januari 2018 van toepassing zijn Toegang tot het vraagbeheer Deelname van de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België Na de afkondiging op 13 juli 2017 van de wet tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, met het oog op de verbetering van de vraagflexibiliteit en van de opslag van elektriciteit heeft de CREG een ontwerpbeslissing opgesteld tot uitvoering van artikel 19bis, 3 tot 5 van de wet van 29 april 1999 om de energie-overdracht mogelijk te maken. Over deze ontwerpbeslissing zal begin 2018 een openbare raadpleging worden gehouden. De CREG nam ook deel aan een overleg met Elia over de uitvoering van artikel 19bis, 2 van deze wet. In 2018 zal Elia de regels voor de organisatie van de energieoverdracht via een aanbieder van flexibiliteitsdiensten ter goedkeuring voorleggen aan de CREG. Analyse van de studie van Elia over elektriciteitsscenario s voor België tegen 2050 In haar nota (Z)1706 van 30 november 2017 formuleert de CREG een niet-exhaustieve lijst van feitelijke opmerkingen over de studie van Elia Electricity scenarios for Belgium towards Elia s quantified study on the energy transition in 2030 and 2040 die op 15 november 2017 werd gepubliceerd. 89 Nota (Z)1607 over het voorstel van 'Procedure voor aanleg van strategische reserve' dat door de NV Elia System Operator ter consultatie wordt voorgelegd. 90 Beslissing (B) 1598 over het voorstel van de NV Elia System Operator betreffende de werkingsregels van de strategische reserve van toepassing vanaf 1 november Beslissing (B) 1619 over het voorstel van de NV Elia System Operator houdende een addendum aan de werkingsregels van de strategische reserve van toepassing vanaf 1 november Beslissing (B) 658E/48 over de vraag tot goedkeuring van het geactualiseerd tariefvoorstel tot aanpassing vanaf 1 januari 2018 van het tarief voor de financiering van de openbaredienstverplichting van de Strategische Reserve, ingediend door de nv Elia System Operator. 50 CREG Jaarverslag 2017

53 4. Aardgasmarkt 4 Aardgasmarkt CREG Jaarverslag

54 4. Aardgasmarkt 4.1. Regulering Aardgaslevering Federale leveringsvergunningen voor aardgas De levering van aardgas aan in België gevestigde afnemers (distributieondernemingen of eindafnemers van wie de gasafnames aan iedere leveringsaansluiting bestendig minimum één miljoen m³ per jaar bedragen) is onderworpen aan de voorafgaande toekenning van een individuele vergunning, afgegeven door de minister van Energie (behalve als ze wordt verricht door een distributienetonderneming binnen haar eigen distributienet). De dossiers voor de aanvraag van federale leveringsvergunningen voor aardgas worden gericht aan de CREG, die na onderzoek van de criteria haar advies overmaakt aan de minister van Energie. In 2017 gaf de CREG aan de minister zeven adviezen naar aanleiding van aanvragen voor leveringsvergunningen voor aardgas afkomstig van Total Gas & Power Ltd, Direct Energie S.A., Direct Energie Belgium S.A., Wingas GmbH, Eneco België bv, Powerhouse bv, Novatek Gas & Power GmbH. 93 In de loop van 2017 gaf de minister van Energie een individuele leveringsvergunning voor aardgas af aan zeven ondernemingen (Wingas GmbH 94, Direct Energie Belgium S.A. 95, Direct Energie S.A. 96, Eneco België bv 97, Novatek Gas & Power GmbH 98, Total Gas & Power Limited 99 en Powerhouse bv 100 ). Tabel 11: Ondernemingen die in 2017 op de Belgische markt aardgas vervoerden - evolutie t.o.v (bron: CREG) VOLUME VERVOERD IN BELGIË (IN TWH)* MARKTAANDEEL IN BELGIË (IN %) Δ2017/2016 TWh % TWh % (%)** (%-punt)*** ANTARGAZ FINAGAZ NV 0,98 0,54 1,16 0, ,1 ARCELORMITTAL ENERGY CVA 4,44 2,47 4,61 2,54 4 0,1 AXPO TRADING AG 0,20 0,11 0,1 BELGIAN ECO ENERGY NV 0,10 0,06 0,10 0,06 1 0,0 DIRECT ENERGIE NV 0,37 0,20 3,55 1, ,7 EDF LUMINUS NV 17,97 10,02 19,20 10,55 7 0,5 ENECO ENERGY TRADE BV 2,31 1,29 5,99 3, ,0 ENGIE ELECTRABEL NV 1,96 1,09 0,00 0, ,1 ENI S.P.A. 62,04 34,57 58,27 32, ,6 ENOVOS LUXEMBOURG S.A. 40,86 22,77 31,81 17, ,3 ESSENT SALES PORTFOLIO MANAGEMENT BV 0,15 0,09 0,62 0, ,3 EUROPEAN ENERGY POOLING BVBA 0,67 0,37 1,87 1, ,7 GAS NATURAL EUROPE SAS 4,51 2,51 7,08 3, ,4 GETEC ENERGIE AG 0,30 0,17 0,35 0, ,0 LAMPIRIS NV 6,75 3,76 4,19 2, ,5 NATGAS AG 1,42 0,79 1,41 0,77-1 0,0 PROGRESS ENERGY SERVICES BVBA 0,75 0,42 1,80 0, ,6 RWE SUPPLY & TRADING GMBH 9,84 5,48 9,05 4, ,5 SOC. EUROP. DE GESTION DE L ENERGIE S.A. 1,88 1,05 2,42 1, ,3 STATOIL ASA 6,47 3,61 5,44 2, ,6 TOTAL GAS & POWER LTD 1,99 1,11 5,29 2, ,8 UNIPER GLOBAL COMMODITIES SE 0,56 0,31 0,46 0, ,1 VATTENFALL ENERGY TRADING NETHERLANDS NV 5,62 3,13 6,32 3, ,3 WINGAS GMBH 7,52 4,19 10,80 5, ,7 EINDTOTAAL 179,4 100,0 182,0 100,0 1,4 * Deze cijfers slaan alleen op: leveringen aan klanten aangesloten op het aardgasvervoersnet en op de afnamepunten van de distributienetten. Voor afzonderlijke statistieken over de levering aan klanten aangesloten op het aardgasvervoers- en distributienet, wordt de lezer verzocht de gezamenlijke publicatie van de vier energieregulatoren te raadplegen op de website van de CREG ( ** Relatieve evolutie 2017 in vergelijking met 2016 (de basis is 2016). *** Absolute evolutie van het marktaandeel. 93 Adviezen (A)1640, (A)1649, (A)1662, (A)1663, (A)1670, (A)1692 en (A) Ministerieel besluit van 18 oktober 2017 (Belgisch Staatsblad van 26 oktober 2017). 95 Ministerieel besluit van 12 oktober 2017 (Belgisch Staatsblad van 24 oktober 2017). 96 Ministerieel besluit van 12 oktober 2017 (Belgisch Staatsblad van 24 oktober 2017). 97 Ministerieel besluit van 10 augustus 2017 (Belgisch Staatsblad van 18 augustus 2017). 98 Ministerieel besluit van 21 juni 2017 (Belgisch Staatsblad van 3 juli 2017). 99 Ministerieel besluit van 8 december 2017 (Belgisch Staatsblad van 21 december 2017). 100 Ministerieel besluit van 15 december 2017 (Belgisch Staatsblad van 21 december 2017). 52 CREG Jaarverslag 2017

55 4. Aardgasmarkt In 2017 bedroeg het totale aardgasverbruik ,0 TWh, wat een stijging is van 1,4 % ten opzichte van het verbruik in 2016 (179,4 TWh). Er was een licht lager verbruik van de eindafnemers aangesloten op de distributienetten (- 1,2 %), een beperkte stijging van het verbruik voor de productie van elektriciteit (eventueel in combinatie met de productie van warmte) (+ 3,6 %) en een gevoelige stijging van het verbruik van de industriële afnemers (+ 4,9 %). Het aantal ondernemingen dat leveringsactiviteiten uitvoert op de groothandelsmarkt voor aardgas bleef in 2017 stabiel. Rekening houdend met de samenvoeging van vervoersactiviteiten binnen een onderneming van dezelfde groep, waren vorig jaar 23 ondernemingen actief op de Belgische vervoersmarkt. De top 3 van de leveringsondernemingen blijft ook in 2017 nog dezelfde. Ook hun respectieve plaats blijft dezelfde. Engie Electrabel behoudt de eerste plaats, maar zijn marktaandeel daalt van 34,6 % tot 32,0 % (- 2,6 %). Eni gas & power behoudt de tweede plaats en ziet zijn marktaandeel opnieuw gevoelig dalen met 5,3 %, tot 17,5 %. Eni gas & power is de sterkste daler op de markt. EDF Luminus stijgt met 0,5 % en versterkt zijn marktaandeel tot 10,6 %. De top 3 van de markt behoudt een gezamenlijk marktaandeel van nipt 60 %. Wingas groeit met 1,7 % tot 5,9 % en neemt de vierde plaats over van RWE Supply & Trading, dat 0,5 % marktaandeel moet inleveren en nu de vijfde plaats bekleedt met net 5 %. Er zijn 5 marktpartijen met een marktaandeel hoger dan 5 %. Gas Natural Fenosa groeit stevig met 1,4 % tot 3,9 %. Vattenfall Energy Trading Netherlands gaat licht vooruit (+ 0,3 %) tot 3,5 %. Eneco België BV is de sterkste stijger (+ 2,0 %) tot 3,3 %. In 2017 vond de transfer plaats van de portefeuille van Nuon van Eni naar Eneco. Vermoedelijk is deze overdracht de voornaamste reden voor zowel de marktwinst van Eneco als het verlies van Eni. Statoil verliest 0,6 % marktaandeel en behoudt nipt 3,0 %. Op plaats tien komt Total Gas & Power, dat sterk groeit (+ 1,8 %) tot 2,9 %. ArcelorMittal Energy S.C.A. heeft een nagenoeg stabiel marktaandeel van 2,5 % (+ 0,06 %). Lampiris gaat 1,5 % achteruit tot 2,3 % en valt uit de top 10. De overname van Lampiris door Total is vermoedelijk de verklaring van enerzijds de groei van deze laatste en de terugloop van de eerste. Direct Energie Belgium groeit sterk (+ 1,8 % tot 1,9 %). SEGE (Société Européenne de Gestion de l Energie) stijgt met + 0,3 % tot 1,3 %. European Energy Pooling stijgt sterk (+ 0,7 %) en komt voor het eerst boven 1 % (1 %). Ook Progress Energy Services groeit sterk (+0,6 %) en haalt net de 1 %-drempel. Progress Energy Services is tevens de laatste speler met een marktaandeel boven 1 %. De overige actieve netgebruikers zijn in volgorde van marktaandeel: natgas, Antargaz, Enovos Luxembourg, UNIPER Global Commodities, GETEC Energie, nieuwkomer Axpo Trading AG en Belgian Eco Energy. Al deze partijen hebben elk een marktaandeel dat lager is dan 1 %. Samen hebben deze 7 ondernemingen een marktaandeel van 2,4 %. Enel Trade, dat actief was in 2016, leverde in 2017 geen gas. Op 31 december 2017 waren 31 netgebruikers in het bezit van een federale leveringsvergunning voor aardgas. 23 onder hen voerden in de loop van 2017 activiteiten uit op het vervoersnet voor de shipping van aardgas ten behoeve van Belgische eindklanten. Ter vergelijking: eind 2007 waren er op het vervoersnet van Fluxys Belgium voor leveringen aan Belgische eindklanten slechts zes netgebruikers actief Maximumprijzen Voor niet-beschermde klanten waarvan het leveringscontract werd opgezegd Zie ook punt van dit verslag, dat ook van toepassing is op aardgas. Voor beschermde residentiële klanten met een bescheiden inkomen of in een kwetsbare situatie De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van aardgas voor de periode vanaf 1 februari 2017 tot en met 30 juli 2017 bedroeg 2,379 eurocent/kwh ( 0,02379/kWh). De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van aardgas voor de periode vanaf 1 augustus 2017 tot en met 31 januari 2018 bedroeg 2,421 eurocent/kwh ( 0,02421/ kwh). Dit tarief is exclusief federale bijdrage en aansluitingsvergoeding (Wallonië). Andere taksen met betrekking tot netwerktarieven (vervoer en/of distributie) zijn inbegrepen. Ontwerp van wijziging van het wettelijke kader Op 17 juli 2017 gaf de CREG een advies over een ontwerp van ministerieel besluit tot wijziging van het ministerieel besluit voor gas van 30 maart Het doel van het ontwerp is de toekenning van het sociaal tarief voor gas uit te breiden naar organismen die geen huisvestingsmaatschappijen zijn, voor zover deze woningen verhuurd worden voor sociale doeleinden. De CREG besluit dat de uitbreiding van het sociaal tarief voor gas met de beoogde categorieën aanvaardbaar is vanuit sociaal oogpunt en leidt tot een beperkte stijging van ongeveer 101 Hieromtrent moet worden gemeld dat de evaluatie berust op cijfers over de shipping-activiteiten op het vervoersnet zoals ze werden meegedeeld door de vervoersnetbeheerder. 102 Advies (A)1652 betreffende het ministerieel besluit tot wijziging van het ministerieel besluit van 30 maart 2007 houdende vaststelling van sociale maximumprijzen voor de levering van elektriciteit aan de beschermde residentiële klanten met een laag inkomen of in een kwetsbare situatie. CREG Jaarverslag

56 4. Aardgasmarkt 0,5 miljoen euro, wat ongeveer 1 % van het totaalbedrag van het fonds beschermde aardgasklanten vertegenwoordigt. De CREG raadt aan om de OCMW s aan de categorieën toe te voegen. Deze toevoeging zou leiden tot een bijkomend bedrag van maximum drie miljoen euro ten laste van het voormelde fonds. Rechtspraak Zie punt van dit verslag, dat ook geldt voor aardgas Evolutie en fundamentals van de aardgasprijs Dit zijn enkele evoluties die in 2017 zijn vastgesteld voor aardgas: - Begin 2017 werden de distributie- en vervoerstarieven aangepast. - In de buurlanden werd in 2017 geen enkele nieuwe toeslag ingesteld. De bestaande nettarieven en toeslagen werden evenwel aangepast, zoals elk jaar. Zie ook punt van dit verslag Vervoer en distributie Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder Vijf jaar na de certificeringsbeslissing van de nv Fluxys Belgium (beslissing (B) CDC-1166) achtte de CREG het nodig om grondig te onderzoeken of de nv Fluxys Belgium de certificeringseisen van full ownership unbundling naleefde. De CREG kon vaststellen dat de nieuwe en/of gewijzigde deelnemingen van de nv Fluxys, moedervennootschap van de nv Fluxys Belgium, en van de nv Fluxys Europe, dochtervennootschap van de nv Fluxys, in diverse entiteiten die eigenaar en/of beheerder zijn van aardgasvervoersinstallaties, hetzij entiteiten zijn die op hun beurt gecertificeerde transmissiesysteembeheerders zijn, hetzij entiteiten zijn die op grond van artikel 36 van de gasrichtlijn ontheven zijn van certificering. Bijgevolg kon de CREG vaststellen dat deze nieuwe of gewijzigde deelnemingen geen probleem stellen voor de nv Fluxys Belgium in de naleving van de certificeringseisen van full ownership unbundling. De CREG stelde daarnaast ook vast dat de leden van de raad van bestuur van de nv Fluxys Belgium en van de nv Fluxys geen mandaten uitoefenen in ondernemingen die activiteiten ontwikkelen inzake de productie en/of levering van aardgas Corporate governance De CREG nam in 2017 kennis van het activiteitenverslag 2016 van het corporategovernancecomité van Fluxys Belgium en Fluxys LNG in het kader van het toezicht op de toepassing van artikel 8/3 van de Gaswet en de evaluatie van de doeltreffendheid ervan ten aanzien van de eisen van onafhankelijkheid en onpartijdigheid van de beheerders. Voorts nam de CREG kennis van het verslag van de nalevingsfunctionaris over de naleving van het verbintenissenprogramma door de medewerkers van Fluxys Belgium en Fluxys LNG in Dit verbintenissenprogramma dient om elke discriminatie tussen netgebruikers en/of categorieën netgebruikers te voorkomen. Via haar gunstige eensluidend advies van 6 juli heeft de CREG vastgesteld dat mevrouw Hélène Deslauriers voldoet aan de notie 'onafhankelijke bestuurder' wat betreft haar mandaat in de raad van bestuur van Fluxys Belgium. Daarnaast wees de analyse van de ontvangen documenten en informatie uit dat haar benoeming compatibel is met de naleving door Fluxys Belgium van de regels voor eigendomsontvlechting. In haar eindadvies van 17 juli 2017 over het nalevingsprogramma van Balansys nv formuleerde de CREG ten slotte een aantal opmerkingen over het nalevingsprogramma van Balansys nv. 104 Dit nalevingsprogramma bevat de maatregelen die Balansys nv 105 moet nemen om discriminerend en concurrentieverstorend gedrag uit te sluiten. In een volgende fase zal Balansys nv zijn nalevingsprogramma ter goedkeuring moeten voorleggen aan ACER Technische werking A. Vervoersvergunningen voor aardgas Om zijn vervoersinstallaties te bouwen en uit te baten moet de beheerder van het aardgasvervoersnet, Fluxys Belgium, vooraf een aanvraag tot vervoersvergunning indienen bij de Algemene Directie Energie. De CREG beschikt over adviesbevoegdheid met betrekking tot dergelijke aanvragen. In 2017 bracht de CREG vijf gunstige adviezen 106 uit in dit kader. Ten slotte werd op 30 januari 2017 een koninklijk besluit van 1 december 2016 tot wijziging van het koninklijk besluit van 14 mei 2002 betreffende de vervoersvergunning voor gasachtige producten en andere door middel van leidingen waarover de CREG op 7 juli 2016 een advies gaf in het Belgisch Staatsblad gepubliceerd. Het koninklijk besluit beoogt de handelingen en werken van beperkt belang die ofwel vrijgesteld zijn van een vervoervergunning ofwel onderworpen zijn aan een verplichting tot verklaring vast te stellen. 103 Advies (A)1650 over de onafhankelijkheid van mevrouw Hélène Deslauriers als onafhankelijke bestuurder van Fluxys Belgium nv. 104 Advies (A)1618 over het nalevingsprogramma van de nv Balansys. 105 Fluxys Belgium en Creos Luxembourg nv, de Luxemburgse transmissienetbeheerder, hebben het plan opgevat om het beheer van het netevenwicht toe te vertrouwen aan een gemeenschappelijke onderneming, genaamd Balansys nv, waarvan beide elk voor 50 % aandeelhouder zijn. 106 Adviezen (A)1606, (A)1644, (A)1693, (A)1698 en (A) CREG Jaarverslag 2017

57 4. Aardgasmarkt B. Balanceringsmodel en balanceringszone De veranderingen in het nieuwe marktgebaseerde balanceringsmodel, dat sinds 1 oktober 2012 van kracht is, opgenomen in het jaarverslag 2013 (pp ), bleven in 2017 actueel. C. Regels voor de veiligheid en betrouwbaarheid van het aardgasvervoersnet en normen en vereisten op het vlak van kwaliteit van de diensten en van de levering In uitvoering van artikel 133 van de gedragscode implementeert de beheerder van het aardgasvervoersnet een zorgsysteem dat waakt over de kwaliteit en de betrouwbaarheid van de werking van zijn aardgasvervoersnet en de geleverde vervoersdiensten. Dit zorgsysteem laat onder meer toe de kwaliteitsparameters te bepalen op het gebied van: - de frequentie van de onderbrekingen en/of reducties; - de gemiddelde duur van de onderbrekingen en/of reducties; - de oorzaak en de oplossing van deze onderbrekingen en/of reducties; - de portefeuille van de aangeboden aard gas transmissiediensten. a In 2017 tekende geen enkele vervoersdienst onderbrekingen of reducties op. D. Tijd genomen door de beheerder van het aardgasvervoersnet om aansluitingen en herstellingen uit te voeren Overeenkomstig de Gaswet is de CREG belast met het toezicht op de tijd die de beheerder van het aardgasvervoersnet nodig heeft om aansluitingen en herstellingen uit te voeren. deze negen nieuwe aansluitingen nam respectievelijk 39, 29 en 23 maanden in beslag voor de eindklanten en 102, 36, 30, 16, 27 en 46 maanden voor de openbare distributie. Er vonden in 2017 vier herstellingen plaats naar aanleiding van ongevallen of incidenten en dertien herstellingen in het kader van onderhoudsperiodes. Alle niet-geplande herstellingen (op een na) werden binnen een dag verricht, en dit na overleg met en zonder impact op de shippers en de eindklanten. De dertien herstellingen in het kader van geplande onderhoudsperiodes werden uitgevoerd om een impact op de levering van diensten te vermijden. Alle geplande interventies waren beperkt in de tijd (meestal duurden ze een dag of enkele dagen) en werden uitgevoerd met de medewerking van de eindklant en/of de betrokken shippers. E. Gedragscode n Fluxys Belgium In januari 2017 diende Fluxys Belgium bij de CREG een aanvraag in tot goedkeuring van wijzigingen in het Aardgasvervoersprogramma en het Toegangsreglement voor Aardgasvervoer. Met de aanpassingen wilde Fluxys Belgium een capaciteitsconversiedienst invoeren die het mogelijk zou maken om niet-gebundelde capaciteit aan één zijde van een interconnectiepunt te converteren naar gebundelde capaciteit, een imbalance-poolingdienst invoeren die aan netgebruikers de mogelijkheid biedt hun gasposities te groeperen, de interconnectiepunten Poppel en Hilvarenbeek samenvoegen tot het unieke interconnectiepunt Hilvarenbeek en een aantal materiële fouten corrigeren. Fluxys Belgium organiseerde van eind november 2016 tot eind december 2016 zelf een openbare raadpleging over deze wijzigingen. geeft aan enkele door de CREG in haar beoordeling gemaakte bemerkingen. 107 Op 17 juli 2017 nam de CREG een beslissing over wijzigingen aangebracht door Fluxys Belgium aan het Standaard Aardgasvervoerscontract, Toegangsreglement voor Aardgasvervoer en Aardgasvervoersprogramma. Op die manier wil Fluxys de belangrijkste voorwaarden aanpassen aan een aantal marktevoluties: de convergentie tussen de fysieke en de notionele handelsdiensten op het Zeebrugge Trading Point (ZTP); de invoering van een virtueel interconnectiepunt tussen België en Frankrijk (vanaf 1 oktober 2017); de nieuwe veilingkalender voor vervoerscapaciteit en de nieuwe procedure voor incrementele capaciteit in uitvoering van de netwerkcode CAM; de herziene toewijzing van de transmissiediensten voor eindklanten op de distributienetten als gevolg van de oprichting van het federaal clearinghouse ATRIAS; de introductie van twee nieuwe EDIg@s-berichten in uitvoering van de netwerkcode INT; de correctie van een aantal materiële fouten en opmerkingen gesignaleerd door de CREG in beslissing (B)1613 van 23 februari Fluxys Belgium organiseerde zelf een openbare raadpleging over deze wijzigingen. De CREG keurde de wijzigingen goed 108 op voorwaarde dat Fluxys gevolg zou geven aan haar bemerkingen. De wijzigingen traden in werking op 1 oktober In 2017 werden drie nieuwe aansluitingen gerealiseerd voor eindklanten en zes voor de openbare distributie. De aanleg van Op 23 februari 2017 keurde de CREG de wijzigingen goed onder de opschortende voorwaarde dat Fluxys Belgium gevolg 107 Beslissing (B)1613 over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium tot goedkeuring van het gewijzigde toegangsreglement voor aardgasvervoer en aardgasvervoersprogramma. 108 Beslissing (B)1653 over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium tot goedkeuring van het gewijzigde Standaard Aardgasvervoerscontract, Toegangsreglement voor Aardgasvervoer en Aardgasvervoersprogramma. CREG Jaarverslag

58 4. Aardgasmarkt n Fluxys LNG In het kader van de uitbreiding van terminalcapaciteit op de LNG-terminal van Zeebrugge, werden de volgende aanpassingen aan de regulatoire documenten voorgesteld door Fluxys LNG: toevoeging van de mogelijkheid om een overslagdienst aan te bieden vóór de indienststelling van de vijfde tank en aanpassing van het aanbod voor truck loading. Na raadpleging van de marktpartijen door Fluxys LNG keurde de CREG de door Fluxys LNG ingediende wijzigingen aan de voorwaarden voor de LNG-terminal van Zeebrugge goed. 109 n Interconnector (UK) Na consultatie van de marktpartijen diende Interconnector UK (IUK) zijn voorstel van Profielherzieningsdienst en Vereenvoudigde Conversiedienst samen met zijn voorstel van gewijzigd Toegangsreglement van IUK ter goedkeuring in bij de CREG. De regels voor beide diensten werden ter informatie toegevoegd. Op 1 februari 2017 besliste de CREG 110 het voorstel en de regels niet goed te keuren en vroeg ze IUK het toegangsreglement in overeenstemming te brengen met de bepalingen opgenomen in de Verordening van de Europese Commissie over de vaststelling van een netwerkcode voor capaciteitstoewijzingsmechanismen in gastransmissiesystemen. Op 4 december 2017 diende IUK na consultatie van de marktpartijen een nieuw voorstel van toegangscontract en toegangsreglement ter goedkeuring in bij de CREG. De CREG zal dit voorstel onderzoeken en beoordelen en begin 2018 een beslissing nemen en publiceren op haar website. F. Maatregelen gericht op het waarborgen van de be voor - radingszekerheid De Gas Coordination Group van de Europese Commissie coördineert de toepassing van verordening (EU) nr. 994/2010 die gericht is op het waarborgen van de aardgasbevoorrading in Europa. De CREG vertegenwoordigt er België, naast de aangewezen bevoegde instantie, de Algemene Directie Energie. In 2017 ging de aandacht vooral uit naar de discussies over de ontwerptekst van een herziene verordening en de uiteindelijke publicatie op 28 oktober 2017 van verordening (EU) nr. 2017/1938. De nieuwe verordening sluit nauw aan bij de bestaande, maar vereist veel uitdrukkelijker regionale samenwerking om noodsituaties te beheersen. Aansluitend wordt een wettelijk kader geboden voor de uitwerking van een solidariteitsmechanisme tussen de Europese lidstaten om beschermde afnemers blijvend te kunnen bevoorraden. De CREG werkte in 2017 samen met de Algemene Directie Energie om de gevraagde actualisaties van de plannen voor België op te stellen. Er werd in 2017 een aanzet gegeven voor de opstelling van scenario s waarin de gaslevering en de infrastructuur worden verstoord. Het betreffen zowel scenario s voor de bevoorrading van L -gas als van H-gas. Deze scenario s zijn vervolgens het onderwerp van een risico-analyse op zowel regionaal als nationaal niveau en dit volgens de herziene verordening. De CREG levert verder bijstand aan de bevoegde instantie om de Europese verordening betreffende aardgasbevoorradingszekerheid in België toe te passen. De aandacht van de CREG gaat hierbij vooral uit naar een maximale benutting van de marktwerking en eventuele marktinstrumenten om de bevoorradingszekerheid te waarborgen. Residuele risico s vragen een aangepast overheidsoptreden dat in de marktwerking kan worden ingepast zonder verstorende neveneffecten. De CREG kon op dit vlak nauw samenwerken met de Algemene Directie Energie, waardoor ze haar verantwoordelijkheid als bevoegde instantie kon invullen. De nieuwe verordening (EU) nr. 2017/1938 is het resultaat van een initiatief van de Europese Commissie in 2014 om verordening (EU) nr. 994/2010 te herzien. In dit kader en in nauwe samenwerking met de Europese Commissie, stelde de Council of European Energy Regulators (CEER) op 26 november 2014 een taksforce samen om de Europese Commissie bijstand te bieden in deze herziening en namens de Europese energieregulatoren een opinie op te stellen over bevoorradingszekerheid. In 2017 publiceerde deze CEER taskforce een nota 111 waarin voorstellen worden gedaan aan de Europese Commissie bij de opstelling van richtsnoeren voor de toepassing van het solidariteitsmechanisme zoals opgenomen in artikel 13 van de nieuwe verordening. De CREG is de vicevoorzitter van deze taskforce. Trouw aan haar taken van algemeen toezicht en controle op de toepassing van de gedragscode (zie ook punt E van dit verslag) heeft de CREG de balancering op het vervoersnetwerk voor H-gas en L -gas opgevolgd. In 2017 stelde de CREG geen problemen vast die een bedreiging waren voor de beheersing van het netevenwicht. Het huidige netbalanceringsregime legt een grote verantwoordelijkheid bij de netgebruikers zelf, waardoor de beheerder van het aardgasvervoersnet alleen nog moet instaan voor een residuele balancering, mocht dit nodig zijn. Het op de markt gebaseerde balanceringsmechanisme wordt nauw opgevolgd en wordt door de CREG beoordeeld als een succesvol en belangrijk mechanisme, dat ook de continuïteit van aardgasleveringen aan alle eindverbruikers helpt te waarborgen. De Belgische balanceringszone voor H-gas is sinds 1 oktober 2015 verruimd door de samenvoeging met de Luxemburgse aardgasmarkt. Vanaf deze datum gelden dezelfde balanceringsregels voor beide markten, die verenigd zijn in 109 Beslissing (B)1711 over de aanvraag tot goedkeuring van het gewijzigde LNG-toegangsreglement voor de LNG-Terminal van Zeebrugge, het gewijzigde toegangsreglement voor het laden van LNG-Trucks voor de LNG-Terminal van Zeebrugge, de gewijzigde LNG-Overeenkomst voor het laden van LNG-Trucks in de LNG-Terminal van Zeebrugge en het gewijzigde LNG-Terminallingprogramma. 110 Beslissing (B)1608 over het door Interconnector (UK) Limited ingediende voorstel van Toegangsreglement van IUK en de regels van de Profielherzieningsdienst 2017 en van de Vereenvoudigde Conversiedienst CREG Jaarverslag 2017

59 4. Aardgasmarkt één balanceringszone, met één handelsplatform (het bestaande Zeebrugge Trading Platform) en één entry-exitzone. De marktgebaseerde balancering in de eengemaakte Belux-zone wordt door Fluxys Belgium georganiseerd in afwachting van de toekenning van deze verantwoordelijkheid aan de afzonderlijke onderneming (Balansys) opgericht door Fluxys Belgium en de Luxemburgse transmissienetbeheerder Creos (zie punt van dit verslag) Nettarieven en lng-tarieven A. Vervoersnet, opslag en lng a) Tariefmethodologie n Vervoer, opslag en liquid natural gas (lng) Zoals aangegeven in haar jaarverslag van 2014 legde de CREG op 18 december 2014 haar tariefmethodologie vast die diende als basis voor de goedkeuring van de tarieven voor het aardgasvervoersnet, de opslaginstallatie voor aardgas en de lng-installatie, met het oog op de toepassing ervan voor de regulatoire periode wat betreft het aardgasvervoersnet en de opslaginstallatie voor aardgas. 112 In 2016 had de CREG bovendien, nadat ze de marktspelers had geraadpleegd, ook de methodologie en de criteria voor de evaluatie van investeringen in elektriciteits- en gasinfrastructuur en de daarbij horende grotere risico s vastgelegd. Op 16 oktober 2017 besliste de CREG om de aardgasvervoersnetbeheerders bepaalde verplichtingen op te leggen voor de raadpleging en publicatie van tarifaire gegevens. 113 Deze beslissing werd genomen naar aanleiding van de inwerkingtreding van de verordening van de Europese commissie tot vaststelling van een netcode betreffende geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas die de CREG in België moet toepassen. n Interconnector (UK) Na openbare raadpleging, overleg met de Britse regulator Ofgem en met Interconnector (UK) nam de CREG eind 2017 een besluit 114 over de vaststelling van de tariefmethodologie voor de aansluiting op en het gebruik van een interconnector. Dit is een bevoegdheid die de Belgische wetgever eind 2016 aan de CREG toekende. Deze tariefmethodologie is in meerdere opzichten bijzonder. Vooreerst zijn er de gecoördineerde aanpak met de Britse regulator en voorafgaand studiewerk samen met de Nederlandse regulator. Verder bevat het Belgische luik van deze methodologie een uniek mechanisme dat de consument moet beschermen tegen bovenmatige winsten van de operator van de interconnector. De CREG voorziet immers in een controle van de efficiënte kosten, de toepassing van twee rendementsplafonds en een beslissing over een eventueel saldo op het einde van de regulatoire periode. Uit de openbare raadpleging bleek dat de marktpartijen deze tariefmethodologie verwelkomen als een pragmatische ex-postregulering van de tarieven, die een bescherming biedt in het voordeel van de bevrachters en de consumenten. Op 21 december 2017 keurde de CREG ook de tariefmethodologie goed die ten grondslag ligt aan de goedkeuring van de tarieven voor de aansluiting op het vervoersnet en het gebruik van een interconnectie. 115 b) Evolutie van de tarieven n Vervoer- en opslagtarieven De CREG onderzocht het geactualiseerde tariefvoorstel van Fluxys Belgium nv betreffende de vervoerstarieven voor de jaren (de in 2015 goedgekeurde opslagtarieven blijven ongewijzigd). Dit geactualiseerde tariefvoorstel geeft gevolg aan het mechanisme van de tussentijdse tariefherziening zoals bepaald in de beslissing van de CREG van 29 oktober Bij aanzienlijke verschillen ten opzichte van de tarifaire hypothesen in het oorspronkelijke tariefvoorstel zal twee derde van het verschil in de tarieven voor de vier volgende jaren worden verrekend. Het saldo wordt dan tijdens de volgende tariefperiode teruggegeven. Op basis hiervan keurde de CREG op 24 mei 2017 de nieuwe transporttarieven voor aardgas goed. 116 Vanaf 1 januari 2018 dalen de tarieven met 7,5 % ten opzichte van Op 1 januari 2018 dalen zo de tarieven voor het vervoer van aardgas voor de derde keer in vijf jaar dankzij het mechanisme van de tussentijdse tariefherziening zoals bepaald in de beslissing van de CREG. Met deze beslissing keurde de CREG ook de tarieven goed van de Hubdiensten, die werden aangepast naar aanleiding van de vereenvoudiging van het commerciële model van de Hubdiensten van de Zeebruggehub. 112 Wat betreft de lng-infrastructuur nam de CREG op 30 september 2004 reeds een beslissing ter zake op basis van het koninklijk besluit van 15 december 2003, tot goedkeuring van het meerjarentariefvoorstel van Fluxys LNG voor het gebruik van de capaciteit van de lng-terminal van Zeebrugge na 2006 en dat geldt tot het jaar Op 29 november 2012 besliste de CREG om de toepassingstermijn van de tarieven te verlengen tot 1 april Het nieuwe besluit doet geenszins afbreuk aan deze beslissing en vormt er integendeel een nieuwe wettelijke basis voor. 113 Beslissing (B)1657 over de implementatie van bepaalde aspecten van verordening (EU) 2017/460 van de Europese Commissie van 16 maart 2017 tot vaststelling van een netcode betreffende geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas. 114 Besluit (Z)1654/1 tot vaststelling van de tariefmethodologie voor de aansluiting op en het gebruik van een interconnectie. 115 Beslissing (B)1442/4 betreffende de vergoedingsmethodologie met betrekking tot de toegangsovereenkomst met Interconnector (UK) en het toegangsreglement van Interconnector (UK). 116 Beslissing (B)656G/34 over het geactualiseerd tariefvoorstel met betrekking tot de vervoers- en opslagtarieven van Fluxys Belgium nv voor de jaren CREG Jaarverslag

60 4. Aardgasmarkt /kwh/h/jaar Figuur 18: Evolutie van de transmissietarieven voor aardgas (entry-exittarieven H-gas) van Fluxys Belgium van 2007 tot 2017 (bron: CREG) 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 CREG immers een geactualiseerde versie van de tarieven, geldig van 1 januari 2013 tot 31 maart 2027, goedgekeurd en op die manier het werkelijke tariefniveau bevestigd van de tarieven die ze had goedgekeurd in haar beslissing van 30 september De tarieven van Fluxys LNG voor de overslagdiensten waren in 2017 identiek aan die van 2016, met uitzondering van de toepassing van de inflatiegraad. In haar beslissing van 2 oktober 2014 (zie jaarverslag 2014, p. 65) had de CREG immers deze nieuwe tarieven voor twintig jaar goedgekeurd. c) Saldi 0,5 0, Op 27 april en 24 mei 2017 keurde de CREG de respectievelijke tariefverslagen voor 2016 van Fluxys LNG 119 en Fluxys Belgium 120 goed. De Europese verordening tot vaststelling van een netcode inzake gasbalancering van transmissienetten trad op 1 oktober 2015 in werking. Deze datum is ook een belangrijke mijlpaal voor het integratieproces van de Belgische en Luxemburgse gasmarkt. In dit kader keurde de CREG, op voorstel van Fluxys Belgium, de tarieven 117 betreffende de balancering van het aardgasvervoersnet goed (zie ook punt van dit verslag). Hiermee werden de dagelijkse en intradagelijkse onbalansheffingen op het huidige niveau behouden en wordt een neutraliteitsheffing ingevoerd. Deze tarieven waren van toepassing van 1 januari 2017 tot 31 december Na een marktbevraging in juli 2017 dienden Fluxys Belgium en Balansys een voorstel tot goedkeuring van de balanceringstarieven in bij de CREG. Op 27 oktober 2017 aanvaardde de CREG het voorstel. Hiermee worden de dagelijkse en intradagelijkse onbalansheffingen op het huidige niveau behouden en wordt de neutraliteitsheffing van 0,005/MWh teruggebracht op 0/MWh. De tarieven zijn van toepassing van 1 januari tot en met 31 december n Tarieven lng-terminal De tarieven van Fluxys lng voor het jaar 2017 voor het gebruik van de installaties van de lng-terminal in Zeebrugge waren identiek aan die van 2016, met uitzondering van de toepassing van de inflatiegraad. In haar beslissing van 29 november 2012 (zie jaarverslag 2012, pp ) had de Hiervoor onderzocht de CREG de aangepaste tariefverslagen van de twee ondernemingen en controleerde ze het totaalinkomen en de exploitatiesaldi. Deze saldi zijn het resultaat van de verschillen tussen de ramingen van de tarieven en de werkelijk vastgestelde cijfers en hoeveelheden. B. Distributienetten Zie punt B van dit verslag. 117 Beslissing (B) CDC-656G/33 betreffende de neutraliteitsheffing voor balancering en de waarde van de kleine aanpassing. 118 Beslissing (B) 656G/35 over de neutraliteitsheffing voor balancering en de waarde van de kleine aanpassing. 119 Beslissing (B) 657G/13 over het tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door de NV Fluxys LNG voor het exploitatiejaar Beslissing (B) 656G/33bis over het aangepast tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door Fluxys Belgium nv met betrekking tot het boekjaar CREG Jaarverslag 2017

61 4. Aardgasmarkt Grensoverschrijdende kwesties en marktintegratie Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren In het kader van de Europese verordening TEN-E nr. 347/ die op 25 april 2013 verscheen en op 15 mei 2013 in werking trad, kunnen projectpromotoren tijdens een tweejaarlijkse selectieronde investeringsprojecten indienen bij de Europese Commissie met het oog op het verkrijgen van de status van 'project van algemeen belang' (hierna: PCI - Project of Common Interest). Enkel projecten die minstens één landsgrens binnen de Europese Unie overschrijden komen hiervoor in aanmerking. Dankzij de PCI-status kan het project genieten van versnelde en meer doeltreffende procedures voor de toekenning van vergunningen, alsook van aangepaste reguleringsvoorwaarden. Daarnaast wordt ook een kosten-batenanalyse gemaakt van de PCI-projecten voor de verschillende landen die zich in de impactzone van deze projecten bevinden, dit met het oog op eventuele grensoverschrijdende kostencompensaties indien projecten anders niet gerealiseerd zouden worden. Pas in laatste instantie kan er sprake zijn van subsidies van de Europese Commissie om de nodige werkzaamheden te helpen financieren, als de markt de financiering van de investeringskosten niet kan dragen en er toch belangrijke positieve externaliteiten aan het project verbonden zijn zoals marktintegratie, mededinging, bevoorradingszekerheid en duurzaamheid. In 2017 werd gewerkt aan een nieuwe en inmiddels derde PCI-lijst. Deze lijst is het resultaat van een evaluatie van de bestaande PCI s die opnieuw werden ingediend en nieuwe kandidaat-pci-projecten in de zogenaamde Regionale Groepen onder leiding van de Europese Commissie. Deze derde PCI-lijst omvat één infrastructuurproject op Belgische bodem en betreft de omschakeling van L -gas naar H-gas. Daarnaast zijn er een reeks van projecten in de omringende landen, met name in Duitsland, die een invloed kunnen hebben op het toekomstige gebruik van de Belgische aardgasinfrastructuur en daarom nauwgezette opvolging vereisen. Eind 2017 maakte de Europese Commissie die nieuwe PCI-lijst bekend. 121 De lijst van Europese PCI-projecten wordt tweejaarlijks geactualiseerd en gemonitord binnen de respectieve Europese regionale werkgroepen. De CREG volgt deze activiteiten op binnen de werkgroep voor de regio GasWest. Naast haar betrokkenheid in het selectieproces en de monitoring van PCI s, pleegt de CREG nauw overleg met andere regulatoren en ACER om de uitvoering van de TEN-E verordening nr. 347/2013 in goede banen te helpen te leiden. Dit behelst onder meer de beoordeling van de kosten en baten voor België die eventueel worden opgenomen in PCI-projecten in het buitenland en de eventuele daaruit volgende kostencompensaties voor buitenlandse projecten. Tot op heden is België niet betrokken in eventuele grensoverschrijdende kostencompensaties voor de realisatie van PCI-projecten Analyse van het investeringsplan van de beheerder van het aardgasvervoersnet wat betreft de overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie Zie punt van dit verslag Marktintegratie België en de omringende landen vertegenwoordigen 59 % van de Europese aardgasmarkt. België is gelegen in het centrum van belangrijke aardgascorridors in Noordwest-Europa en kent een intensieve grensoverschrijdende aardgashandel. Het Nederlandse Title Transfer Facility (TTF) is de belangrijkste aanliggende handelsmarkt voor de verhandeling van aardgas (H-gas en L -gas) voor de Belgische markt. In 2017 bedroegen de netto-aardgastransacties van TTF naar ZTP 109,7 TWh. Het Britse National Balancing Point (NBP) bleef een netto positief saldo vertonen van aardgastransacties naar ZTP (58,0 TWh in 2017). De aardgastransacties met beide Duitse aardgasmarkten kenden een snelle verandering van richting van stromen tussen exit naar Duitsland en entry naar België. Met het Noord-Duitse Gaspool bedroegen de netto-aardgastransacties naar ZTP 34,30 TWh in 2017 terwijl er netto-aardgastransacties van ZTP naar het Zuid-Duitse Netconnect Germany (NCG) werden genoteerd van 24,7 TWh in Frankrijk is sterk afhankelijk van aardgastransacties tussen ZTP en Point d'échange de gaz - Nord (PEG Nord) (173,1 TWh in 2017). De prijscurven in figuur 20 geven de jaarlijkse gemiddelde day-aheadaardgasprijs (DAM) weer voor de Belgische aardgasmarkt ZTP (sinds 1 oktober 2015 bestrijkt ZTP ook de Luxemburgse aardgasmarkt), het Nederlandse TTF en beide Duitse markten Gaspool en NCG. Deze prijscurven lopen samen, wat erop wijst dat er vlotte grensoverschrijdende aardgashandel mogelijk is tussen deze markten. De jaarlijkse gemiddelde year-aheadaardgasprijs (Y + 1) wordt ook in beeld gebracht. Gezien de prijsconvergentie en -correlatie op de kortetermijnmarkt, kan de langetermijnprijs in Nederland en Duitsland ook worden gebruikt als referentieprijs voor de Belgisch-Luxemburgse markt. De gemiddelde aardgasprijs op de kortetermijnmarkt steeg in 2017 tot ongeveer 17,3/MWh en die op de langetermijnmarkt tot ongeveer 17,0/MWh. Dat is voor de beide producten een eerste verhoging sinds 2013 toen ze gemiddeld boven 26/MWh noteerden. De gemiddelde aardgasprijzen op de kortetermijnmarkt in België en in het buitenland lagen op een gelijkaardig niveau, met een verschil van 1% tussen NCG en ZTP CREG Jaarverslag

62 4. Aardgasmarkt Figuur 19: Netto-aardgastransacties tussen de Belgische aardgasmarkt ZTP* en de markten in de buurlanden van 2011 tot 2017 (in TWh/jaar, H-gas en L -gas) (bronnen: CREG, gegevens gasdata.fluxys.com) TWh//jaar naar ZTP TTF Gaspool NCG PEG Nord NBP Totaal * Sinds 1 oktober 2015 bestrijkt ZTP ook de Luxemburgse aardgasmarkt. Figuur 20: Gemiddelde jaarlijkse aardgasprijs op de day-ahead- en year-aheadmarkt (bronnen: CREG, bewerkte gegevens afkomstig van icis.com, ice.com, eex.com en powernext.com) /MWh ZTP DAM TTF DAM NCG DAM Gaspool DAM TTF Y + 1 NCG Y + 1 Gaspool Y CREG Jaarverslag 2017

63 4. Aardgasmarkt 4.2. Mededinging Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau Studies uitgevoerd door de CREG in 2017 Werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt De studie over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor aardgas 122 toont dat de marktconcentratie stabiel bleef in 2016 ten opzichte van De evoluties van de aardgasprijs op de groothandelsmarkt in België en in de naburige marktplaatsen lopen samen, wat wijst op een vlotte grensoverschrijdende handel. Bovendien zette de daling van de aardgasprijzen zich voort in De CREG zal verder inzetten op de marktintegratie met de buurlanden, zodat de Belgische consument kan blijven genieten van de goede concurrentie en de economische efficiëntie in de Noordwest-Europese regio. Prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2016 In haar jaarlijkse studie over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in analyseert de CREG de marktaandelen, de prijsvorming, het prijsniveau, de prijssamenstelling en de facturatie in de verschillende marktsegmenten (invoer, doorverkoop, levering aan residentiële afnemers, industriële afnemers en elektriciteitscentrales). Met maar liefst 42 aardgasondernemingen is de Belgische aardgasmarkt zeer concurrentieel. De studie buigt zich in het bijzonder over de brutoverkoopmarges op de verschillende marktsegmenten en over de indexeringstypes. In alle segmenten zijn de gasnoteringen de belangrijkste vector van de prijs. Gemiddeld zijn slechts 3 % van de industriële contracten geïndexeerd op aardolie. Wat residentiële afnemers en KMO s betreft, was 2016 het eerste jaar waarin de facturatie van de transportcomponent apart van de energiecomponent gebeurde. Deze gescheiden facturatie van het transport wordt ook steeds meer vastgesteld in de andere segmenten, wat de transparantie van de prijzen bevordert. Met het oog op de coherentie van gegevens tussen verschillende publicaties volgt de CREG een nieuwe methodologie voor de indeling van de afnemers en de toewijzing van volumes aan de categorie 'Industrie' enerzijds en de categorie 'Elektriciteitscentrales' anderzijds. Dit verklaart belangrijke verschuivingen tussen de categorieën directe afnemers en elektriciteitscentrales ten opzichte van de vorige jaren. Aardgaslevering aan grote industriële klanten In september 2017 maakte de CREG een nieuwe studie over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in België. 124 Deze klanten, rechtstreeks aangesloten op het net van Fluxys Belgium, vertegenwoordigen 23 % van het verbruik van de Belgische eindklanten in Voor deze studie paste de CREG haar lijst van industriële klanten aan, enerzijds om rekening te houden met de indeling van Fluxys Belgium en anderzijds om ervoor te zorgen dat de gegevens coherent waren met de gegevens die Fluxys Belgium en Synergrid publiceren. Bijgevolg verschillen de volumes en de percentages in deze studie in vergelijking met de vorige editie van deze studie. Uit een analyse van de leveringscontracten blijkt dat industriële klanten vooral contracten met een korte looptijd (1 of 2 jaar) aangaan. Ze doen ook steeds vaker een beroep op aardgasnoteringen, zowel upstream (bevoorradingscontracten) als downstream (verkoopcontracten). Verder zijn er aanzienlijke verschillen in de energieprijzen die worden gefactureerd aan grote industriële klanten. In 2016 liggen de contractprijzen tussen 12 en 28/MWh. Van het totale aantal industriële klanten verandert tussen 12 % en 19 % minstens éénmaal per jaar van leverancier. Concluderend kunnen we stellen dat de markt van grote industriële klanten een dynamische markt is met veel concurrentie. Aangezien de switching rate in 2016 daalde, moet de evolutie ervan zeker worden opgevolgd. Andere studies Zie punt van dit verslag Vangnet Zie punt van dit verslag. 122 Studie (F)1681 betreffende de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor aardgas - monitoringrapport Studie (F)1678 over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in Studie (F)1673 over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in België in CREG Jaarverslag

64 4. Aardgasmarkt Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt REMIT-verordening Zie punt van dit verslag een gemiddelde aardgasprijs werd genoteerd op de groothandelsmarkt van 17,3/MWh, die 25 % hoger ligt dan in 2016 ( 13,8/MWh). Bij de kleinverbruikers is de situiatie verschillend. De zachte temperaturen in 2017 in vergelijking met 2016 leidden volgens de ramingen tot een daling van de verwarmingsnoden met 7,5 %. Deze vaststelling verklaart mede de afname van de aardgasvraag op de distributienetten met 1,2 %. In deze omstandigheden bedroeg het aandeel van de aardgasafname op de distributienetten in ,5 % (tegenover 51,8 % in 2016). Charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas Zie punt van dit verslag Consumentenbescherming Figuur 21: Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische vraag naar H-gas en L -gas in 2016 en 2017 (bron: CREG) 100 Zie punt 3.3 van dit verslag Bevoorradingszekerheid Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod A. Aardgasvraag In 2017 lag het totale aardgasverbruik op 182,00 TWh. Dit is een stijging van 1,4 % ten opzichte van het verbruik in 2016 (179,43 TWh). Deze toename van de vraag komt volledig voor rekening van de industrie (+ 5,1 %) en de aardgasgestookte elektriciteitscentrales (+ 3,4 %). De heropleving van de vraag bij de grootverbruikers is opvallend, temeer daar er in 0 Totaal H L Totaal H L Totaal H L Elektriciteitsproductie Industriële afnemers Distributienetten 2016 TWh 2017 TWh Tabel 12: Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische aardgasvraag van 2003 tot 2017 (in TWh) (bron: CREG) Gebruikerssegment /2016 Distributie 83,1 88,3 87,2 88,3 82,6 88,5 87,6 101,2 82,5 91,9 97,9 79,6 88,1 93,0 91,9-1,2 % Industrie (recht streekse afnemers) 50,7 49,3 50,2 50,2 50,0 47,8 39,2 46,9 47,0 45,5 42,8 41,1 43,1 41,8 43,9 +5,1 % Elektriciteitsproductie (gecentraliseerd park) 51,1 49,7 52,5 51,9 56,7 54,6 67,3 67,1 53,9 48,1 42,5 39,7 44,6 44,7 46,3 +3,4 % Totaal 184,9 187,3 189,9 190,4 189,3 190,9 194,2 215,3 183,4 185,6 183,2 160,4 175,8 179,4 182,2 +1,4 % 62 CREG Jaarverslag 2017

65 4. Aardgasmarkt Figuur 22: Evolutie van het aardgasverbruik per gebruikerssegment van 1990 tot 2017 (1990=100), aangepast op basis van de klimaatveranderingen (bron: CREG) huishoudelijk & equivalent industrie elektriciteitsproductie totaal B. Aardgasbevoorrading De aardgasleveranciers hebben de keuze uit een waaier van ingangspunten voor toegang tot het aardgasvervoersnet om zowel nationale als internationale aardgastransacties uit te voeren en hun Belgische klanten met H-gas te bevoorraden. De aardgasklanten die L -gas verbruiken worden rechtstreeks bevoorraad vanuit Nederland of onrechtstreeks, in tegenstroom, via het interconnectiepunt Blaregnies met Frankrijk. De invoer van lng, hoofdzakelijk uit Qatar, via de terminal van Zeebrugge, vertegenwoordigt in 2017 een aandeel van 3 % van de gemiddelde invoerportefeuille voor de Belgische markt. Zeebrugge is het belangrijkste bevoorradingspunt voor de Belgische aardgasconsumenten en vertegenwoordigde in 2017 een aandeel van 43,2 %. Virtueel is er invoer via het interconnectiepunt met Frankrijk te Blaregnies, zowel voor H-gas als voor L -gas, door nominaties in tegenstroom van grens-tot-grensaardgasstromen die initieel bedoeld zijn voor de Franse markt. Globaal leiden de bevoorradingsportefeuilles van de individuele aardgasleveranciers tot een gespreide bevoorrading volgens contracttype. Het aandeel van de rechtstreeks met de aardgasproducenten afgesloten langetermijncontracten met een resterende looptijd van meer dan 5 jaar, stabiliseerde in 2017 op 43,8 % (43,7 % in 2016, 48,2% in 2015, 51,1% in 2014 en 55,5 % in 2013) en bleef de belangrijkste component van die portefeuilles. De totale bevoorrading via bevoorradingscontracten rechtstreeks afgesloten met aardgasproducenten CREG Jaarverslag

66 4. Aardgasmarkt bedroeg 52,9 % (57,9 % in 2016). De nettobevoorrading op de groothandelsmarkt steeg in 2017 tot 47,1 % (42,1 % in 2016). Langetermijncontracten met aardgasproducenten blijven de ruggengraat in de portefeuille van de belangrijkste leveranciers op de Belgische markt, maar leveranciers bevoorraden zich steeds meer op de groothandelsmarkten (hubs). Figuur 23: Verdeling van de instroom van aardgas per ingangszone in 2017 (bron: CREG) Oosten (Eynatten) 8 % Blaregnies* (L - gas) 0 % Blaregnies* (H-gas) 1 % Figuur 24: Samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille van de leveranciers die in 2017 in België actief waren (bron: CREG) In 2017 waren er in totaal 23 leveringsondernemingen actief op de Belgische markt. Electrabel (ENGIE) (32 % in 2017 tegenover 35 % in 2016) en ENI S.p.A. (17 % in 2017 tegenover 23 % in 2016) beheersten samen 49 % (tegenover 58 % in 2016 en 55 % in 2015) van de aardgasleveringen aan de grootverbruikers rechtstreeks aangesloten op het vervoersnetwerk en de distributienetten. De derde grootste leverancier was EDF Luminus met een stabiel aandeel van 11 % in Wingas (6 %) en RWE (5%) kwamen er in 2017 bij in de groep van leveringsondernemingen met een marktaandeel van minstens 5 %. De overige 18 leveringsondernemingen (die samen een marktaandeel van 29 % hadden) beschikten elk over een marktaandeel van minder dan 5 %, waarvan 7 leveringsondernemingen met een aandeel van elk nog geen 1 %. De marktconcentratie daalde in 2017 gevoelig tegenover Noordoosten ( s-gravenvoeren, Dilsen) 20 % Noorden (L - gas) 26 % * De ingangspunten van Blaregnies worden 'in tegenrichting' gebruikt van de fysieke stromen (reverse flow) door gebruik te maken van de op die punten overheersende doorvoerstromen. Figuur 25: De samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille voor de Belgische aardgasmarkt (aandelen in %) (bron: CREG) Noorden (Zelzate, Zandvliet) 1 % Westen (Zeebrugge) 40 % lng-terminal 3 % Andere contracten < 1 jaar 42,2 % Andere contracten > 1 jaar 4,9 % Contracten met de producenten < 5 jaar 9,1 % Contracten met de producenten > 5 jaar 43,8 % Spotbevoorrading en contracten met een looptijd van minder dan een jaar Contracten met producenten die vervallen binnen vijf jaar Contracten voor minstens één jaar afgesloten met andere leveranciers Contracten met producenten die nog meer dan vijf jaar lopen 64 CREG Jaarverslag 2017

67 4. Aardgasmarkt Figuur 26: Marktaandelen van de leveringsondernemingen op het vervoersnet in 2017 (bron: CREG) Vattenfall Energy Trading Netherlands nv 3 % Total Gas & Power Ltd 3% Statoil ASA 3 % Société Européenne de Gestion de l'énergie S.A. 1 % RWE Supply & Trading GmbH 5 % Progress Energy Services 1 % Lampiris nv 2 % Gas Natural Europe SAS 4 % European Energy Pooling 1 % Eni S.p.A. 17 % Wingas GmbH 6 % Overige 2 % Arcelor Mittal Energy CVA 3 % Direct Energie 2 % EDF Luminus nv 11 % * Leveringsondernemingen met elk een marktaandeel van minder dan 1%: Uniper Global Commodities SE, natgas AG, Belgian Eco Energy nv, Enovos Luxembourg S.A., Antargaz nv, Getec Energy AG en Axpo Trading AG Toezicht op de investeringsplannen van de beheerder van het aardgasvervoersnet Eneco België BV 3 % Electrabel 32 % Het aardgasvervoersnet in beheer van Fluxys Belgium is uitgegroeid tot een belangrijk kruispunt van vervoersleidingen in Noordwest-Europa met een topscore als het gaat over koppelingen met naburige vervoersnetwerken. De invoercapaciteit bedraagt meer dan tien miljoen kubieke meter aardgas per uur (100 GWh/uur), met aardgasstromen in twee richtingen en zonder congestieproblemen. Deze maturiteit verklaart dat grote uitbreidingsinvesteringen niet onmiddellijk op het programma staan. Daarnaast zal echter de noodzaak om delen van de vervoersinstallaties te vernieuwen toenemen. Er zijn enkele ongunstige evoluties die nieuwe investeringen minder vanzelfsprekend maken. Er is een algemene stagnatie tot daling van de aardgasvraag, die verder gekenmerkt wordt door een grotere volatiliteit. Er wordt steeds meer vervoerscapaciteit besteld voor de korte termijn zonder zich nog te verbinden tot langlopende vervoerscontracten met de beheerder van het aardgasvervoersnet. Verder heerst er onzekerheid over de inzet van aardgasgestookte centrales voor toekomstige elektriciteitsproductie. Onder impuls van de ambitieuze Europese energie- en klimaatdoelstellingen zal de ontplooiing van groen gas zoals biomethaan en de omzetting van tijdelijke elektriciteitsoverschotten (zonne- en windenergie) in bijvoorbeeld waterstof mede de toekomst van de aardgasinfrastructuur bepalen. In ieder geval kan de aardgasinfrastructuur een belangrijke bijdrage leveren aan een kostenefficiënte energietransitie, waarbij de opslag van elektrische energie een moeilijk te overbruggen schakel blijft. Fluxys Belgium stelde in 2017 een indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net ( ) 125 op conform artikel 15/1, 5 van de Gaswet. De CREG evalueerde dit plan in samenhang met het Europese 10-jareninvesteringsplan (10-year network development plan, TYNDP 2017) van de European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSO-G) en het regionale investeringsplan (Gas Regional Investment Plan, GRIP 2017) van de netbeheerders van Noordwest-Europa. Er werden geen knelpunten vastgesteld. De belangrijkste uitdaging die zich aandient is de conversie van het gescheiden L -gasvervoersnetwerk opdat geëvolueerd kan worden naar een Belgische aardgasmarkt die uitsluitend bevoorraad wordt met H-gas. Deze conversie dringt zich op omdat geen nieuwe langetermijncontracten vanuit Nederland worden afgesloten voor de levering van L -gas gezien het Nederlandse beheer van de resterende L -gasvoorraden. Bovendien heeft de Nederlandse regering ingrijpende maatregelen genomen om de winning van L -gas uit het Groningenveld aan banden te leggen, wegens de risico s op aardbevingen in de streek van Groningen. In 2017 heeft de CREG met Fluxys Belgium verder overlegd om een efficiënt regime uit te werken, opdat leveranciers soepel zouden kunnen overschakelen op H-gas, zodat ze de klanten die omgeschakeld worden kunnen blijven beleveren. Tijdens de omschakelingsperiode zal de nodige vervoerscapaciteit voor de L -gasleveringen naar Frankrijk blijvend worden aangeboden. Het doel is om op 1 juni 2018 te starten met de uitvoering van het indicatief L/H-omschakelingsplan zoals voorgesteld door Synergrid 126 en dit met het oog op een volledige uitstap uit L -gas in de zomer van Dit indicatieve L/H-omschakelplan is opgenomen in het indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net. Onder impuls van nieuwe lng-stromen en de marktontwikkelingen voor lng als scheepsbrandstof, kent de lng-terminal van Zeebrugge een belangrijke uitbreiding. Een tweede aanlegsteiger voor lng-schepen werd eind december 2016 in dienst genomen. De opportuniteit van nog een bijkomende aanlegsteiger wordt geëvalueerd. Zowel grote als kleine lng-schepen kunnen laden en lossen via deze nieuwe aanlegsteiger. De kleine lng-schepen kennen een belangrijke opkomst om andere schepen te bevoorraden die lng als brandstof gebruiken of voor de bevoorrading van kleine bunkerterminals. Verder wordt de lng-terminal van Zeebrugge uitgebreid met de bouw van een vijfde tank met een capaciteit van m³ lng ( ). Deze investering is nodig om vanaf 2018 ijsbreker-lng-schepen te ontvangen uit het noordoosten van Siberië (Yamal lng). Via de lng-terminal kan dan de lng-lading worden gelost en later overgebracht naar de gebruikelijke LNG-schepen die het vervoer kunnen voortzetten De federatie van de vervoers- en distributienetbeheerders elektriciteit en aardgas in België. CREG Jaarverslag

68 4. Aardgasmarkt Een beperkte jaarlijkse groei op de distributienetwerken en de verwachte evolutie van industriële aardgasafnemers en elektriciteitscentrales leiden tot een aantal (lokale) versterkingen die aanzienlijk lager liggen dan in de voorbije jaren. Bovendien blijft de realisatie van deze investeringen afhankelijk van voldoende vergoeding van de capaciteit door de eindgebruikers. De Europese investeringscontext is in evolutie, met enerzijds wijzigend gedrag aan de vraagzijde en anderzijds de grotere aandacht van de Europese regelgeving om trans-europese gascorridors te realiseren (zie punt van dit verslag), niet enkel ten behoeve van een fysieke bevoorradingsbehoefte, maar ook om de marktintegratie, de mededinging, de voorzieningszekerheid en de duurzaamheid te bevorderen. Hierbij wordt ook een sectorkoppeling tussen elektriciteit en aardgas nagestreefd. Kostenbewustzijn blijft evenwel van cruciaal belang voor de CREG en het is duidelijk dat er meer aandacht zal uitgaan naar alternatieve oplossingen om gestrande investeringen te vermijden en de competitiviteit van aardgas te vrijwaren. Grensoverschrijdende investeringsbeslissingen worden meer en meer onderworpen aan nieuwe criteria die het nationale belang overstijgen Voorspellingen van de toekomstige vraag, beschikbare reserves en bijkomende capaciteit Vraag moment zijn deze vooruitzichten sterk hypothetisch en kunnen ze bij veranderende marktomstandigheden op korte termijn wijzigen. Er is vooral een grote gevoeligheid waar te nemen met betrekking tot de aanwending van bestaande en de bouw van nieuwe aardgasgestookte elektriciteitscentrales, de concurrentiepositie van aardgas in de energiemix (in het bijzonder voor grootverbruikers), de economische vooruitzichten en de rol van aardgas in de transitie naar een koolstofarme economie. In de vooruitzichten wordt een raming opgenomen van de groei van de H-gasvraag ter vervanging van de L -gasvraag en dit volgens het L/H-omschakelingsplan opgenomen in het indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net van Fluxys Belgium (zie punt van dit verslag). Er wordt een beeld geschetst van een geleidelijke convergentie naar één geïntegreerde H-gasmarkt binnen de context van een stagnerende aardgasvraag, behoudens koerswijzigingen of schokken die momenteel onvoorzienbaar zijn. Figuur 27: Verwachtingen voor de vraag naar aardgas in België tot in 2027 (GWh, genormaliseerde t, H+L) (bron: CREG) GWh Bevoorrading Het aantal invoerders van H-gas voor de Belgische markt bedraagt momenteel 23 (zoals in 2016). Geaggregeerd over de invoerders is er een sterke graad van diversificatie, zowel in termen van bevoorradingsbronnen als -routes. De aardgasmarkt kent, mede onder impuls van de Europese marktorganisatie, steeds meer aardgastransacties op korte termijn, een hogere intensiteit van de handel, een sterkere volatiliteit en een grotere internationale arbitrage en prijskoppeling van de Europese marktplaatsen. In België zijn de omstandigheden voor het aantrekken en verdelen van aardgasstromen gunstig en dit kan versterkt worden door de geleidelijke overgang naar één geïntegreerde H-gasmarkt in Het op peil houden van de marktliquiditeit in België is essentieel voor zowel de Belgische bevoorradingszekerheid als voor de 'uitvoer' van bevoorradingszekerheid naar andere afzetmarkten in Noordwest-Europa. In figuur 27 worden de vooruitzichten weergegeven van de totale Belgische aardgasvraag volgens het referentiescenario van de CREG dat gehanteerd wordt voor de opvolging van de nodige investeringen op het netwerk van Fluxys Belgium. Deze totale aardgasvraag wordt bepaald door de som te maken van het verwachte verbruik door de residentiële sector, de tertiaire sector, de industrie en de elektriciteitsproductie. Het betreft hier de evolutie genormaliseerd om rekening te houden met de temperatuur. Rekening houdend met de talrijke onzekerheden op dit H + L H L 66 CREG Jaarverslag 2017

69 4. Aardgasmarkt Voor de bevoorrading in L -gas zijn er momenteel 18 (tegenover 17 in 2016) leveranciers (die ook actief zijn op de Belgische H-gasmarkt) die uitsluitend aangewezen zijn op het interconnectiepunt Hilvarenbeek/Poppel voor de bevoorrading vanuit Nederland. Evoluties op de Belgische L -gasmarkt worden sterk bepaald door de geleidelijke omschakeling van L -gasklanten naar H-gas Dekking van de piekafnames Figuur 28: Verdeling van de piekafname per gebruikerssegment in 2017 (bron: CREG) Elektriciteitsproductie 21 % Woensdag 18 januari GWh Figuur 29: Verdeling van de aardgasbronnen voor de dekking van de piekafname in 2017 (bron: CREG) NL H-gas 32 % Woensdag 18 januari GWh Noorwegen 25 % In 2017 werd een piekafname van aardgas genoteerd op woensdag 18 januari. Het Belgische aardgasverbruik bedroeg toen 988 GWh (tegenover 957 GWh in 2016), ofwel 1,98 maal het gemiddelde dagverbruik. De distributienetten vertegenwoordigden 66 % van de piekafname, 21% was bestemd voor elektriciteitsproductie en de resterende 13 % werd afgenomen door de industrie. Industrie 13 % Distributienetten 66 % NL L - gas 22 % Duitsland 13 % LNG 1 % Opslag Loenhout 7 % Het piekdagverbruik van 988 GWh op woensdag 18 januari 2017 werd gedekt door een waaier van aardgasbronnen. Via Nederland was er een netto-aardgastoevoer die 54 % van de piekvraag dekte (32 % H-gas en 22 % L -gas). 25 % was rechtstreeks afkomstig van de Noorse aardgasvelden in de Noordzee via de Zeepipe die aan land komt in Zeebrugge. De aardgasstromen die via Duitsland op de Belgische markt komen, dekten 13 % van de piekvraag. Daarnaast stond de ondergrondse opslag van Loenhout in voor 7 % en 1 % was afkomstig van de lng-terminal van Zeebrugge. CREG Jaarverslag

70

71 5. De CREG 5 De CREG CREG Jaarverslag

72 5. De CREG 5.1. Directiecomité en personeel van de CREG Het directiecomité staat in voor het operationeel bestuur van de CREG en stelt alle handelingen die nodig of dienstig zijn voor de opdrachten die haar door de Elektriciteitswet en Gaswet worden toevertrouwd. De voorzitter en de drie directeurs die het directiecomité vormen, worden benoemd bij een in de ministerraad overlegd koninklijk besluit voor een eenmalig hernieuwbaar mandaat van zes jaar. Zij vormen een college dat volgens de gewone regels van beraadslagende vergaderingen beraadslaagt. Sinds 1 september 2013 wordt het voorzitterschap van het directiecomité, inclusief het management van de CREG, waargenomen door mevrouw Marie-Pierre Fauconnier. De drie 70 CREG Jaarverslag 2017 directeurs zijn de heer Laurent Jacquet, directeur voor de controle op prijzen en rekeningen, de heer Koen Locquet, directeur van de administratieve directie en de heer Andreas Tirez, directeur voor de technische werking van de elektriciteits- en aardgasmarkten. In 2017 bracht het directiecomité van de CREG een aantal wijzigingen aan aan zijn huishoudelijk reglement. Over deze wijzigingen werd eerder een openbare raadpleging georganiseerd. De manier waarop het directiecomité van de CREG omgaat met eventuele vertrouwelijkheid van informatie in het kader van haar publicaties werd aangepast (artikel 47). Verder werd artikel 40 gewijzigd, zodat het voortaan rekening houdt met de wet van 8 juli 2015 tot wijziging van de Belgische Gaswet en de Europese verordening die de richtsnoeren voor capaciteitstoewijzing en congestiebeheer in de elektriciteitssector vastlegt (Capacity Allocation and Congestion Management, CACM). Tot slot zijn er een aantal eerder cosmetische aanpassingen die de tekst moeten verduidelijken en verbeteren. Met het oog op de permanente verbetering van de werking van de CREG wordt het huishoudelijk reglement van het directie comité op regelmatige basis verder geëvalueerd en indien nodig gewijzigd. De wijzigingen van het huishoudelijk reglement traden in werking op de dag van publicatie in het Belgisch Staatsblad, met name 12 januari Op 19 juni 2017 bracht de CREG bovendien, op vraag van de Commissie Bedrijfsleven van de Kamer van Volksvertegenwoordigers, advies (A)1645 uit over het wetsvoorstel van 7 maart 2017 betreffende de beslissingsbevoegdheid binnen het directiecomité van de CREG (Parl. St., Kamer, zitting , nr /001).