STUDIE COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS

Transcriptie

1 Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat Brussel Tel.: 02/ Fax:02/ COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS STUDIE (F)090528CDC871 aanvullend bij «studie (F)060309CDC537 over de impact van het systeem van CO 2 emissierechten op de elektriciteitsprijs in België in 2008» 28 mei 2009

2 INHOUDSOPGAVE Pagina Inleiding 3 1. Raming van de windfall profits voor de elektriciteitsproducenten in België per marktsegment Detailhandelsmarkt Groothandelsmarkt Correlatie tussen de prijs van de emissierechten en de elektriciteitsprijs Verschillen in marktwerking tussen fase I en fase II Berekeningsmethodologie en resultaat Gebruikte gegevens Resultaat Reële kosten van de EU ETS voor de producenten Toewijzingsprincipes Naleving van de opgelegde verplichtingen door de producenten Kosten gedragen door de producenten Reële opbrengsten voor de producenten Nettoresultaat Besluit 14 2/14

3 INLEIDING Deze studie, die gemaakt werd op verzoek van de Algemene Raad van de CREG, heeft tot doel voor het jaar 2008 verder te gaan met de analyse van de impact van het Europese systeem voor de uitwisseling van emissierechten op de elektriciteitsprijs, die in op verzoek van de minister van Energie werd aangevat in de studie F060309CDC537 en voor de periode 20 werd bijgewerkt in de studie F080515CDC766, gemaakt op initiatief van de CREG. De lezer wordt verwezen naar studie F060309CDC537 voor wat betreft de volgende punten : de voorstelling van de grote lijnen van het Europese systeem van emissierechten, de vertaling van de Europese doelstelling in de regionale allocatieplannen en hun impact op de productieeenheden van de elektriciteitssector (behandeld in het eerste deel) ; de theoretische benadering van de impact via begrippen als opportuniteitskosten en windfall profit (derde deel) ; de grenzen van de theoretische benadering (vierde deel) ; en naar studie F080515CDC766 voor : de beschrijving en verantwoording van de gebruikte berekeningswijze. Hoewel studie (F)080515CDC766 over de periode 20 verschillende kritieken van algemene aard te horen kreeg vanwege de historische elektriciteitsproducenten, toch werden die kritieken nooit met cijfers geschraagd. De CREG stelt vast dat de producenten tot op heden geen enkele suggestie ter verbetering van de gebruikte methodologie hebben gedaan, noch enig gegeven hebben verstrekt dat hen herhaaldelijk gevraagd werd: in de studies van het Directiecomité, in het advies van de Algemene Raad, in diverse aangetekende brieven of tijdens bilaterale vergaderingen. Bijgevolg heeft de CREG haar berekeningsmethode behouden om de studie met betrekking tot het jaar 2008 te maken. Het Directiecomité van de CREG keurde onderhavige studie goed op 28 mei /14

4 1. RAMING VAN DE WINDFALL PROFITS VOOR DE ELEKTRICITEITSPRODUCENTEN IN BELGIË PER MARKTSEGMENT 1.1. Detailhandelsmarkt 1. Voor de afnemers van laagspanning behielden de tariefformules van ECS in 2008 een gelijkaardige structuur als die van de captieve markt, met termen geïndexeerd in Nc en Ne. Geen enkele van deze parameters bevat de prijs van koolstof. De pass through op deze markt voor Electrabel bedroeg 0%. 2. SPE Luminus gaf in mei 2008 index Nc op en verving hem door index Iem, waarvan de formule als volgt luidt : Parameter Iem gebruikt door Luminus bij residentiële facturering : Cijfers gepubliceerd door de leverancier : Maand Iem 2008 januari februari maart april mei 2,2361 juni 2,2842 juli 2,3257 augustus 2,4023 september 2,4287 oktober 2,4193 november 2,5001 december 2,4776 Definitie gepubliceerd door de leverancier : Deze index is eigen aan Luminus en wordt gebruikt voor de berekening van de tarieven Luminus Actief, Luminus Actief 2 jaar, Luminus Actief Privilege 2 jaar, Luminus Eco en Luminus Standaard. De berekeningsformule is de volgende 0, ,03856 * DAH , * Belpex , * Coal311 * Gascomponent: DAH311 (in /MWh) is het gemiddelde van de DAH prijzen van de 3 maanden voorafgaand aan de afgelopen maand. Indien de kalenderdag een werkdag is in Londen, is de DAH prijs gebaseerd op het gemiddelde van de hoge en lage dagprijzen onder de titel Continental Price Assessment (ondertitel Zeebrugge Hub Day ahead ) zoals vermeld in het Heren Report European Spot Gas Markets voor de betrokken kalenderdag. Valt de kalenderdag in het weekend of op een 4/14

5 bankverlofdag in Londen, is de prijs gebaseerd op het gemiddelde van de hoge en lage dagprijzen van de vorige werkdag onder de titel Continental Price Assessment (ondertitel Zeebrugge Hub Weekend ) zoals vermeld in het Heren Report European Spot Gas Markets. * Elektriciteitscomponent: Belpex311 (in /MWh) is het gemiddelde van de day ahead belpex baseload prijzen van de 3 maanden voorafgaand aan de afgelopen maand. * Coal311 is het gemiddelde van de API#2 noteringen van de 3 maanden voorafgaand aan de afgelopen maand. Voor een bepaalde maand is de API#2 het gemiddelde van de 4 of 5 noteringen (een voor elke vrijdag van de maand) gepubliceerd door Argus/McCloskey in US$/ton voor de steenkool geleverd CIF (Cost, Insurance and Freight) in de zone ARA (Antwerpen, Rotterdam, Amsterdam), NAR (Net as Received) en op basis van steenkool met 25,121 GJ/ton. De maandprijs API#2 wordt omgezet in EUR door de prijs per ton steenkool uitgedrukt in USD te delen door het gemiddelde van de wisselkoers (USD door EUR) die elke dag om 2u15 (Frankfurt tijd) wordt gepubliceerd door de Europese Centrale Bank in de loop van de overeenkomstige maand. Coëfficiënten 0,03856 en 0, in MWh/. Coëfficiënt 0, in ton/. Index Iem wordt afgerond op 4 decimalen. De term 0, * Belpex311 van deze indexeringsformule wordt door de prijs van de emissierechten beïnvloed in de mate dat de day ahead baseload prijzen de opportuniteitsprijs van koolstof bevatten. Dit indirecte effect is echter moeilijk kwantificeerbaar en kan de elektriciteitsprijs zowel in opwaartse als in neerwaartse zin beïnvloeden Groothandelsmarkt 3. In 2008 vertegenwoordigden de transacties op Belpex slechts 12,5% van het volume op het Belgische net. In het raam van deze studie heeft de CREG zich dus gefocust op de termijnmarkt. Deze markt integreert overigens in zekere mate de prijsinformatie van de spotmarkt Correlatie tussen de prijzen van de emissierechten (EUA) en de elektriciteitsprijs 4. De volgende grafiek stelt de evolutie voor van de forwardprijs van de EUA (European Union Allowances) en de marktprijs forward Y+1 voor elektriciteit op de groothandelsmarkt in België, Frankrijk, Nederland en Duitsland. 5/14

6 Euro/MWh /01/ /02/ /03/ /04/ /05/2008 1// /08/ /09/ /10/ /11/ /12/2 008 Grafiek 1 Evolutie van de elektriciteitsprijs in België, Duitsland, Frankrijk en Nederland en van de prijs van de emissierechten Y+1 van 2004 tot 2008 Groothandelsprijs en EUA prijs forward Y+1 van 2004 tot 2008 België, Duitsland, Frankrijk en Nederland 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Cal 06 Cal Cal 08 EUA dec Y+1 ENDEX BASE EUR/MWh PHELIX BASE EUR/MWh POWERNEXT BASE EUR/MWh ENDEX NL BASE EUR/MWh Bronnen : Endex BE, Endex NL, Powernext, EEX, Platts, Point Carbon Het deel van deze grafiek in verband met de Belgische gegevens voor 2008 wordt toegelicht in de volgende grafiek. 6/14

7 janv 1 janv 20 févr 8 févr 27 mars 15 avr 3 avr 22 mai juin 17 juil 5 juil 24 août 12 août 31 sept 19 oct 7 oct 26 nov 14 déc 2 déc 21 Grafiek 2 Evolutie van de elektriciteitsprijs in België en van de prijs van de emissierechten Y+1 in ,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Evolutie van de elektriciteitsprijs en van de EUA cal 08 in 20 mai Endex BE cal 08 in 20 CO2 dec 08 in 20 Deze grafieken bevestigen enerzijds de reeds tussen en 20 vastgestelde toenemende convergentie tussen de Franse, Belgische en Duitse markt en anderzijds een zeker parallellisme tussen de evolutie van de prijs van de emissierechten en van de elektriciteitsprijs in België. (De lezer wordt in dit verband verwezen naar de CREGstudie (F)090223CDC827 over het Day Ahead Market Segment van Belpex, het Continuous Intraday Market Segment en het gebruik van de capaciteit op de koppelverbindingen met Frankrijk en Nederland in 2008) Verschillen in marktwerking tussen fase I en fase II 5. De periode komt overeen met fase II van het Europese systeem voor de uitwisseling van emissierechten van broeikasgassen (EU ETS) en met de eerste periode van de uitvoering van het Kyoto Protocol, terwijl de periode 20, fase I van de EU ETS, een testfase op Europees niveau vormde. 7/14

8 De voornaamste verschillen zijn : De uitvoering van nieuwe, restrictievere allocatieplannen door elke lidstaat (emissies gedaald met 6,5% in 2012 ten opzichte van het peil van ) ; Het maximumbedrag aan emissierechten dat per veiling mag worden toegewezen stijgt van 5% tot 10%. Slechts 9 landen hebben voor dit systeem gekozen, waaronder Duitsland (8,9%) en het Verenigd Koninkrijk (7%). België heeft niet voor dit systeem gekozen en blijft de emissierechten gratis verdelen ; Gedurende de periode 20 werden enkel de CER (Certified Emission Reductions) kredieten van de projecten ter vermindering van de uitstoot, gevoerd in het kader van het eigen ontwikkelingsmechanisme (CDM) ingesteld door het Kyoto Protocol, aanvaard. Voor worden de ERU (Emission Reduction Units) kredieten, toegewezen in het raam van het mechanisme voor gezamenlijke uitvoering (JI), eveneens aanvaard. Het gebruik ervan wordt echter naar boven toe beperkt door elke lidstaat. In België verschilt het maximumplafond naargelang het gewest: Gewest Max. toegel. hoeveelheid CER/ERU Wallonië 4% van de jaarlijks toegewezen rechten Vlaanderen Varieert per installatie Ongeveer 9,17% van de toegewezen emissierechten + toegelaten hoeveelheid voor de installaties die geen enkel recht gekregen hebben = 22,8% van de rechten toegewezen aan de gecentraliseerde installaties voor elektriciteitsopwekking. Brussel 8% van de totale toewijzing Bron : gewestelijke NAP Banking (belegging) : enkel de CER s waren overdraagbaar van fase I naar fase II. Tussen fase II en de volgende periodes is de banking onbeperkt. Dat zal het instorten van de op het einde van fase I waargenomen prijzen voorkomen. Daarentegen is de lening (borrowing) van het ene jaar tot het andere beperkt tot de mogelijkheid om de emissierechten van het jaar N+1 te gebruiken om de reële emissies van het jaar N te dekken ; 8/14

9 De sanctie per uitgestoten tco 2eq dat niet is gedekt door een emissierecht stijgt van 40 EUR naar 100 EUR. De verplichting om het volgende jaar de ontbrekende emissierechten in te leveren blijft bestaan ; Toepassingsgebied : vanaf 2012 zal de luchtvaartsector de door de EU ETS bestreken sectoren komen vervoegen Berekeningsmethodologie 6. De gebruikte methode is identiek met die gebruikt voor de periode Gebruikte gegevens 7. De gegevens zijn identiek met deze gebruikt voor de periode 20, op drie uitzonderingen na : Gelet op de ontwikkeling van de beursindexen werden, voor de verkoopprijs van elektriciteit op termijn van één jaar op de groothandelsmarkt, de Platts gegevens vervangen door de Endexgegevens. Aangezien de evoluties van de twee reeksen gegevens onderling nauw verbonden zijn, is deze wijziging niet van aard om de resultaten te beïnvloeden; De gasprijs, die bij gebrek aan voldoende gegevens voor de periode 20 geraamd was aan de hand van het maandgemiddelde van de spot Y1 noteringen van de ZIG, gepubliceerd door DowJones, werd vervangen door de noteringen in 20 van het gas op de hub van Zeebrugge voor de seizoenen winter /08, zomer 08 en winter 08/09 ; Om rekening te houden met de secundaire markt van de CER/ERU en met het feit dat hun prijs lager ligt dan die van de EUA, werd de koolstofprijs bekomen door het berekenen van het gemiddelde van de prijzen van de EUA en de CER gewogen door de maximumhoeveelheid CER/ERU die de producenten mogen afleveren om hun reële emissies te dekken. 8. Zoals voor de periode 20 heeft de CREG van de totale productie het in België geproduceerde gedeelte (tabel 3) afgetrokken van de elektriciteit die jaarlijks aan de laagspanningsafnemers wordt verdeeld, zoals meegedeeld door de distributienetbeheerders (tabel 4). 9/14

10 Tablel 1 Gedeelte van het Belgisch verbruik dat wordt gedekt door de Belgische productie % Bron: CREG op basis van de gegevens van Elia Tabel 2 Hoeveelheid elektriciteit verdeeld onder de laagspanningsafnemers DNBs 2008 MWh Totaal Bron: Tariefvoorstellen van de DNBs Resultaat Tabel 3 Raming van de windfall profit verwezenlijkt door de elektriciteitsproducenten op de groothandelsmarkt in België in EUR Windfall profit REËLE KOSTEN VAN DE EU ETS VOOR DE PRODUCENTEN Dit hoofdstuk heeft tot doel het resultaat dat met de methode van de marginale kosten werd verkregen te corrigeren met eventuele kosten/opbrengsten resulterend uit de toewijzing van de emissierechten Toewijzingsprincipes 9. Gedurende de periode blijven de emissierechten gratis toegekend worden aan de installaties voor elektriciteitsproductie in België, maar de jaarlijkse toewijzing van emissierechten is met gemiddeld 46% verlaagd ten opzichte van fase I. 10/14

11 2.2. Naleving van de opgelegde verplichtingen door de producenten 10. De volgende tabel geeft de vergelijking weer tussen de toegelaten emissies en de reële emissies van elke installatie van het Belgische gecentraliseerde productiepark 1 onderworpen aan de EU ETS. Tabel 4 Belgisch gecentraliseerd productiepark voor elektriciteit: toegekende emissierechten en geverifieerde emissies Naam van de installatie Geïnstalleerd Type Brandstof Emissies Emissies 2008 vermogen centrale toegestaan waarvan max. reëel Overschot (+)/ (MW) t CO 2 t CO 2eq t CO 2eq tekort () EUA CER / ERU t CO 2eq Electrabel Vlaams Gewest Electrabel Herdersbrug 460 CCGT NG Electrabel Vilvoorde 385 CCGT NG Electrabel Rodenhuize (1) 526 Thermique classique FA, BF, CP Electrabel Kallo 522 Thermique classique NG Electrabel Ruien 546 Thermique classique CP, FA Electrabel Drogenbos 460 CCGT NG Electrabel Zandvliet Power 474 CCGT NG Electrabel Mol 255 Thermique classique CP, NG Electrabel Langerlo 602 Thermique classique CP, FA Electrabel Langerbrugge 61 Cogen NG Electrabel Aalst Electrabel turbojet Zeebrugge 18 Turbojet LV Electrabel Turbojet Noordschote 18 Turbojet LV Electrabel Turbojet Zedelgem 18 Turbojet LV Electrabel Turbojet Zelzate 18 Turbojet LV Electrabel Turbojet Aalter 18 Turbojet LV Electrabel Turbojet Beerse 32 Turbojet LV Totaal Electrabel Vl Waals Gewest Electrabel Baudour (SaintGhislain) 350 CCGT NG Electrabel AmercoeurRoux 256 Thermique classique CP/CG Electrabel Monceau 92 Thermique classique CP/CG Fermé Electrabel Flémalle (Awirs) 416 Thermique classique NG, WP Electrabel Bressoux Electrabel Turbojet Turon 17 Turbojet LV Electrabel Turbojet Cierreux 17 Turbojet LV Electrabel Turbojet DeuxAcren 18 Turbojet LV Totaal EBL Wal Brussels Hoofdstedelijk Gewest Electrabel Turbo jet Schaerbeek 60 Turbojet LV Electrabel Turbo jet Ixelles (Volta) 60 Turbojet LV Electrabel Turbo jet BudaMachelen 60 Turbojet LV Totaal Electrabel Bxls Totaal Electrabel SPE Waals Gewest SPE Seraing 460 CCGT NG SPE Angleur TGV1 158 CCGT NG SPE Moncin Seraing 70 Turbine à gaz Totaal SPE Wal Vlaams Gewest SPE Izegem 22 Cogen NG SPE Ringvaart Centrale Buitenring Wondelg 357 CCGT NG SPE Centrale Harelbeke 83 Diesel FA SPE centrale Ham 68 Gent 74 Diesel FA CCGT NG Totaal SPE Vl Totaal SPE Totaal Belgisch gecentraliseerd productiepark ,44% Totaal Vlaanderen Totaal Wallonië Totaal Brussel Bronnen: NAP, ELIA, Register van broeikasgassen (1) Hyp: transfert emissierechten Arcelor idem : t CO 2eq 2008 Electrabel SPE Essent Totaal Installaties waarvan de core business bestaat uit het opwekken van elektriciteit met het doel ze op de markt te verkopen. 11/14

12 In 2008 overschreed Electrabel in ruime mate zijn toegelaten emissies. Het overschot dat door SPE werd uitgestoten, valt te verklaren door haar strategie van invoer als de prijs op Belpex lager ligt dan haar productieprijs. Beide producenten zijn erin geslaagd een toereikende hoeveelheid emissierechten terug te geven om hun reële emissies te dekken. Er werd dus geen enkele boete betaald Kosten gedragen door de producenten 11. De gratis hoeveelheid emissierechten ontvangen door Electrabel dekt slechts de helft van haar reële emissies. De onderneming heeft dus de ontbrekende emissierechten moeten aanschaffen, hetzij op de markt, hetzij bij de ondernemingen van de groep, door uit een eventuele reserve aan CERs te putten of door gebruik te maken van de gratis toegewezen emissierechten voor het jaar Om de kosten hiervan te ramen is de CREG ervan uitgegaan dat de emissierechten werden aangekocht in de eerste helft van 2009 (overgangsperiode tussen de maatregel van de reële emissies en de datum van afgifte van de emissierechten aan de overheid) tegen een gemiddelde prijs van 11,24 EUR/t, wat neerkomt op een totaal bedrag van EUR. 12. De gratis aan SPE toegewezen emissierechten volstonden om haar reële emissies te dekken. De onderneming heeft dus geen enkele bijkomende kost moeten dragen. 3. REËLE OPBRENGSTEN VOOR DE PRODUCENTEN 13. SPE heeft overtollige emissierechten kunnen verkopen. Deze rechten konden worden opgeslagen als reserve voor de volgende jaren of op de markt worden afgezet. Indien de verkoop plaats had tijdens het eerste kwartaal van 2009, kunnen de ontvangsten geraamd worden op EUR. 12/14

13 14. Diverse trading activiteiten, zoals swaps tussen CERs en EUAs en tussen spot en forward, evenals het ontwikkelen van projecten in het kader van de flexibele mechanismen, hebben waarschijnlijk winst opgeleverd voor de producenten. Bij gebrek aan informatie was de CREG echter niet in staat ze te ramen. 4. NETTO RESULTAAT 15. De volgende tabel geeft de raming van de netto windfall profit verwezenlijkt door de elektriciteitsproducenten op de Belgische markt in 2008 weer. Tabel 5 Raming van de netto windfall profit verwezenlijkt door de elektriciteitsproducenten in België in Reële kosten 2008 Windfall profits EUR EUR 2008 EUR Gemiddelde 2008 EUR/MWh verkocht op groothandelsmarkt Windfall profit ,02 13/14

14 5. BESLUIT 16. Om alle redenen die in de studie (F)060309CDC537 worden aangehaald, is het niet mogelijk om de impact van de prijs van de emissierechten op de elektriciteitsprijs nauwkeurig te bepalen. 17. Op basis van de beschikbare informatie heeft de CREG niettemin kunnen vaststellen dat de verkoopprijs van elektriciteit in het merendeel van de gevallen zou toelaten om de CO 2 opportuniteitskosten van de marginale productieeenheid geheel of gedeeltelijk te integreren. Deze prijsstijging, toegepast op het geheel van geproduceerde kwh, heeft de elektriciteitsproducenten aangesloten op het Belgische transportnet toegelaten om een windfall profit te realiseren die geraamd kan worden op miljoen EUR voor de periode Tablel 6 Raming van de netto windfall profit verwezenlijkt door de elektriciteitsproducenten in België van tot 2008 Gemiddelde 2008 Reële kosten 2008 Windfall profits Gemiddelde 2008 Total 2008 EUR/MWh EUR EUR EUR/MWh verkocht op de groot EUR handelsmarkt EUR verkocht op de groot handelsmarkt Windfall profit , ,68 Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Guido Camps Directeur François Possemiers Voorzitter van het Directiecomité 14/14