ADVIES AR ALGEMENE RAAD COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS. over

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 ALGEMENE RAAD ADVIES AR over de studie 944 over de eerste raming van de kostprijs van de maatregelen bedoeld in artikel 7 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt gegeven met toepassing van artikel 24, 3, 3, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt 14 juli 2010

2 SITUERING Op 20 januari 2010 heeft de Algemene Raad van de CREG aan het Directiecomité van de CREG gevraagd om een studie uit te voeren betreffende de totale kost van de steun verleend aan de producenten van de offshore windmolenparken in het Belgische zeegebied. In de studie (F) CDC-944 van 28 januari 2010 geeft het Directiecomité een eerste antwoord hieromtrent. De Algemene Raad bedankt het Directiecomité voor de uitgevoerde studie. De Algemene Raad herinnert eraan dat hij in mei 2009 al een advies betreffende het voorstel voor een richtlijn van het Europees Parlement en de Raad ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen heeft geformuleerd. 1 In dit advies vraagt de Algemene Raad aan de Belgische bevoegde overheden om een actieplan op te stellen dat op een gefaseerde wijze zoveel mogelijk het potentieel voor hernieuwbare energie tegen een redelijke kost, en zonder de bevoorradingszekerheid in gevaar te brengen, op eigen grondgebied tracht in te vullen en daarvoor de bestaande hindernissen wegwerkt. De Algemene Raad is zich bewust van de meerkost die dit meebrengt en vraagt daarom dat: de bevoegde regulatoren de impact van de totale meerkost van deze investeringen (zowel de nieuwe capaciteit als de nodige reserve capaciteit en de nodige netaanpassingen) op de energieprijs onderzoeken en strikt monitoren. De Algemene Raad vraagt om de totale maatschappelijke kosten en baten van hernieuwbare energie steeds voor ogen te houden, in de vergelijking en de afweging met de andere vormen van energieopwekking. De studie van de CREG die voorwerp is van dit advies geeft een eerste raming van de kost verbonden aan de steunmaatregelen voor de ontwikkeling van windmolenparken op zee. 1 Algemene Raad van de CREG, Advies (AR ) over het voorstel voor een richtlijn van het Europees Parlement en de Raad ter bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen. 2/9

3 VASTSTELLINGEN 1. De Algemene Raad wijst op de waarschuwing in de studie die aangeeft dat er slechts een voorzichtige raming van de kosten gemaakt wordt. Deze eerste raming is gebaseerd op de drie steunmechanismen die opgenomen zijn in artikel 7 van de elektriciteitswet: a. de opkoopverplichting voor de transmissienetbeheerder (ELIA) van de groenestroomcertificaten (GSC) en de volledige doorrekening van deze kost door ELIA aan zijn klanten, b. de bijdrage in de co-financiering van 1/3 van de kostprijs, met een maximum van 25 miljoen euro, van de onderzeese kabel, aansluitingsinstallaties, uitrustingen en aansluitingsverbindingen van de offshore windinstallaties. c. de extrapolatie van de kosten voor productieafwijking op basis van voorlopige cijfers voor 6 operationele windmolens. 2. Zoals aangegeven in de studie houden de berekeningen geen rekening met de meerkosten verwacht ten opzichte van het reservevermogen. De CREG gaat ervan uit dat dit enkel een doorslaggevende factor zal zijn wanneer de windmolenparken een gemeenschappelijk vermogen zullen ontwikkelen dat groter is dan de grootste klassieke productie-eenheid in de Belgische regelzone (grootte orde 1000 MW volgens de CREG). Zo acht de CREG dat de bijkomende jaarlijkse reserveringskost, enkel voor een tertiair reservevermogen, vanaf dat ogenblik ongeveer 10 euro 2 per geproduceerde MWh zal bedragen. 3. De Algemene Raad wijst er op dat de studie geen evaluatie maakt van de totale maatschappelijke kosten en baten van hernieuwbare energie in vergelijking met andere vormen van energieopwekking (cf. advies van 6 mei 2009). Enkel de kostprijs van de drie vermelde steunmaatregelen werd onderzocht. 4. De Algemene Raad wijst op de Belgische doelstellingen van 13% hernieuwbare energie tegen 2020 die afgesproken werd in het kader van het Europese Energie en Klimaatpakket dat op 23 april 2009 definitief goedgekeurd werd. 3 4 Om deze doelstelling te realiseren rekent België ondermeer op offshore windenergie. In wat volgt formuleert de Algemene Raad aanbevelingen om dit te realiseren op de meest efficiënte en effectieve manier. 5. België heeft vandaag belangrijke vooruitgang geboekt inzake off shore windenergie, in het bijzonder via de formele toewijzing van 6 domeinconcessies op de Belgische Noordzee. Dit is een kans voor ons land om zich te profileren in deze op de toekomst gerichte sector. 2 Prijs van het tertiaire vermogen dat vandaag van toepassing is. 3 Zie 4 Zoals reeds aangegeven in het advies van de Algemene Raad van 6 mei 2009: Economische impactstudies tonen aan dat de meerkosten voor het halen van de doelstelling voor hernieuwbare energie in België hoger liggen dan in de omringende landen, ook in het geval dat België 100% van de inkomsten van de veiling van emissierechten voor zich kan houden." 3/9

4 AANBEVELINGEN 6. De Algemene Raad benadrukt dat bij de keuze van de optimale mix van hernieuwbare energiebronnen om de doelstellingen te realiseren rekening moet gehouden worden met alle maatschappelijke kosten en baten: a. Competitiviteit. Op economisch vlak betekent dit dat gezorgd moet worden voor een competitieve prijs en productie van hernieuwbare energie waarbij de ondersteuning kost-efficient en afgestemd wordt op de situatie in onze buurlanden via objectieve en transparante benchmarking analyses, en getoetst aan de technische en economische kenmerken van deze vorm van energie opwekking. Er moet eveneens rekening gehouden worden met : competiviteit van de bedrijven (specifiek energie-intensieve bedrijven), tewerkstelling, innovatie, onderzoek en ontwikkeling; b. Bevoorradingszekerheid. Investeren in hernieuwbare energie-productie in België zorgt voor grotere onafhankelijkheid inzake energievoorziening en op die manier voor grotere bevoorradingszekerheid 5. Hierbij moet echter rekening gehouden worden met het intermitterende karakter van HEbronnen 6 ; c. Milieu. Ook de ecologische kosten en baten moeten in rekening gebracht worden: CO2-uitstoot, luchtkwaliteit, gezondheidsimpact, en andere externe kosten. 7. Eens er duidelijkheid is over de optimale mix van hernieuwbare energiebronnen volgens de criteria uit de vorige paragraaf moeten ook de ondersteuningsmechanismen geoptimaliseerd worden. De Algemene Raad herbevestigt met aandrang zijn vraag uit het advies van mei 2009: dat dringend een grondige evaluatie gemaakt wordt van de effectiviteit en de efficiëntie van de verschillende ondersteuningsmechanismen voor groene stroom, o.a. door ze te vergelijken met andere Europese systemen. Op basis van deze evaluatie dienen de bestaande ondersteuningsmechanismen aangepast en beter op elkaar afgestemd te worden. In de aangepaste ondersteuningsmechanismen dienen op regelmatige basis de nodige subsidietoelagen per technologie geactualiseerd te worden, rekening houdend met o.a. de stand van de technologische ontwikkeling, de hoogte van de energieprijzen, de nodige netaanpassingen en de investeringskosten. (...) In het ideaal geval evolueert België naar een eenduidig stabiel en transparant ondersteuningsmechanisme voor groene stroom, waarbij de investeringssteun en de steun voor de productie eenduidig bepaald zijn. 5 Behalve voor geïmporteerde biomassa. 6 Behalve voor biomassa 4/9

5 8. De Algemene Raad benadrukt dat de ondersteuning beperkt moet blijven tot de meerkost ten opzichte van de marktwaarde van de hernieuwbare energieproductie. De ondersteuning van offshore wind productie dient transparanter en eenvoudiger gemaakt te worden en op regelmatige basis geactualiseerd te worden gebaseerd op, o.a. : a. de investerings-, uitbatings-, onderhouds-, en ontmantelingskosten (voor zover ze door de exploitanten gedragen worden) en vergoeding van het investeringsrisico; b. de best beschikbare technologie; c. de marktwaarde van de producten (o.a. de elektriciteit en de garanties van oorsprong); d. de verwachte productie. Dit voorstel houdt geen rekening met gesocialiseerde kosten zoals het mechanisme van de productieafwijking, het behoud van de stabiliteit van het net en de investeringen in het net. Idealiter zou het mechanisme van de productieafwijking moeten worden geïntegreerd in het ondersteuningsmechanisme. 9. Met betrekking tot toekomstige aanpassingen van het ondersteuningssysteem herhaalt de Algemene Raad zijn advies van 6 mei 2009: Deze aanpassing kan niet met terugwerkende kracht in werking treden en moet de zekerheid voor de bestaande investeringen in hernieuwbare energie garanderen. Het aangepast ondersteuningsmechanisme mag ook de zekerheid van concreet geplande projecten waarvoor al een vergunning of een impactstudie is aangevraagd, niet in het gedrang te brengen. De aanpassing van het ondersteuningsmechanisme moet de ontwikkeling van offshore windenergie verder blijven mogelijk maken in de bestaande en nog af te bakenen zones. 10. De kostprijs van de groenestroomcertificaten. In het kader van zijn taak van openbare dienstverlening is de netbeheerder verplicht, van de groenestroomproducent die daarom verzoekt, de groenestroomcertificaten aan te kopen die zijn afgeleverd overeenkomstig de voorziene wettelijke bepalingen terzake. 7 De netbeheerder koopt deze groenestroomcertificaten aan tegen een minimumprijs die voor off-shore windenergie als volgt is vastgelegd: 107 euro/mwh voor elektriciteit opgewekt met installaties die het voorwerp uitmaken van een domeinconcessie en voor de productie die volgt uit de eerste 216 MW geïnstalleerde; 90 euro/mwh voor elektriciteit opgewekt met installaties die deel uitmaken van dezelfde domeinconcessie en voor de productie die voortvloeit uit een geïnstalleerde capaciteit boven de eerste 216 MW. Het koninklijk besluit van 16 juli 2002 voorziet dat de netbeheerder op regelmatige tijdstippen deze groene certificaten op de markt moet brengen om de kosten verbonden aan deze verplichting te recupereren. Er werd op federaal niveau 7 Zie artikel 7 van het KB van 16 JULI 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen. 5/9

6 geen systeem opgericht met verplichte quota voor groenestroomcertificaten waardoor er geen markt bestaat voor de federale groenestroomcertificaten die toegekend worden aan de producenten op de Noordzee. De federale groenestroomcertificaten worden ook niet aanvaard in de gewestelijke systemen van groenestroomcertificaten. ELIA rekent daarom de kost verbonden aan de aankoop van het groenestroomcertificaten door via een toeslag op de transimissienettarieven. Zoals reeds aangegeven in het advies van de Algemene Raad van 6 mei 2009 dringt de Algemene Raad aan op "een versterkte samenwerking tussen de gewesten onderling en met de federale overheid die moet leiden tot een meer coherent en geharmoniseerd ondersteuningsmechanisme voor groene stroom, dat voldoende differentiatie toelaat naargelang de ingezette technologie en dat oversubsidiëring vermijdt." De betere afstemming tussen de beleidsniveaus betekent voor de Algemene Raad niet noodzakelijk dat de gewestelijke systemen moeten opengesteld worden voor de federale GSC aangezien het enkel gaat om een wijziging in de manier waarop de kost doorgerekend wordt zonder dat dit noodzakelijk significant de kostprijs zelf beïnvloedt. Zowel de gevolgen hiervan inzake financiering als de manier waarop de kosten worden aangerekend aan de eindklanten moeten eerst grondig onderzocht worden om de precieze impact ervan inzake kosten en baten te kunnen meten. De Algemene Raad stelt vast dat de totale kostprijs van de groenestroomcertificaten afhangt van de geïnstalleerde capaciteit en van de productie van deze capaciteiten. De studie meent dat "de gemiddelde kost van een verwacht minimum en een verwacht maximum aan vollast productie respectievelijk 3000 uur/jaar (= circa 34% van 8760 uren per jaar) en 3500 uur/jaar (= circa 40%) is". De Algemene Raad wijst op het belang van een correcte inschatting van de productiviteitspercentages gezien de impact op de kostprijs: voor een park van 300 MW brengt elk extra percentage productiviteit per jaar een bijkomende kost van euro met zich mee voor de terugkoop van groenestroomcertificaten 8. Zelfs bij de voorzichtige raming van de CREG zullen de offshore windmolenparken, op basis van een capaciteit van 2000 MW in 2020 jaarlijks een kostprijs voor groenestroomcertificaten met zich brengen van 617 miljoen euro (bij een productiviteit van 34%) of 720 miljoen euro (bij een productiviteit van 40%). Op basis van het huidige verbruik 9 dat werd gebruikt voor de berekening van de federale bijdrage, zou dit een supplement opleveren tussen 7,3 en 8,5 euro per MWh. De federale toeslag voor groenestroomcertificaten, opgesteld zodat de TNB de reële kosten kan recupereren op het vlak van terugkoop van groenestroomcertificaten zoals opgelegd door de federale reglementering, wordt door de TNB doorgerekend op basis van de hoeveelheid energie die van het transportnet werd afgenomen. De Algemene Raad wijst op twee aspecten met betrekking tot de facturatie van deze kosten: Ten eerste voorziet de wet krachtens artikel 21 bis 4 van de elektriciteitswet in een verband tussen deze toeslag en de federale bijdrage. Indien voor de grote verbruikers van energie de kosten in verband met deze toeslag hoger liggen dan 8 (107euro*216MW*87,6uur)+(90euro*84MW*87,6uur) = ,2 euro 9 Dit houdt geen rekening met een eventuele stijging van de vraag, met de doelstelling voor de verbetering van de energie-efficiëntie met 20% tegen 2020 of met het aandeel van hernieuwbare energie die niet bijdraagt tot de financiering van de offshore energie. 6/9

7 de besparingen die verkregen worden via het voorziene degressiviteitsmechanisme voor de federale bijdrage, dan moet dit degressiviteitsmechanisme herbekeken worden. Deze vergelijking moet afzonderlijk worden gemaakt voor elke grote verbruiker van energie. De Algemene Raad stelt vast dat dit plafonneringmechanisme er voor zorgt dat het voordeel van de degressiviteit van de federale bijdrage, die geldt voor de grote verbruikers, op termijn geneutraliseerd wordt. De impact is het grootst voor de verbruikers in de categorie > MWh/jaar. Deze bepaling is volgens de Algemene Raad zeer moeilijk om toe te passen en moet herzien worden (zie ook verder 13 voor de doorrekening van de kostprijs van de ondersteuningsmechanismen). De Algemene Raad benadrukt een andere belangrijke evolutie, die zowel geldt voor de federale bijdrage als voor de toeslag inzake "groenestroomcertificaten" van het offshore windmolenpark. De toenemende stijging van het aantal decentrale productie-eenheden die op het distributienet aangesloten zijn, leidt tot een vermindering van de hoeveelheid energie die door de DNB s van het transmissienet wordt afgenomen. Bij een gelijk eindverbruik zal de eenheidsbijdrage betaald door de eindgebruikers verhogen. Gezien de beperkte gedecentraliseerde productie is de impact vandaag nog relatief beperkt. Door de snelle ontwikkeling van deze producties stelt dit de billijkheid van het ten laste nemen van de kosten tussen de afnemers op identieke wijze in vraag. De Algemene Raad vraagt aan het directiecomité van de CREG om deze problematiek nauwgezet op te volgen en toe te lichten. 11. De kostprijs van de kabel. De netbeheerder (Elia) is verplicht om, mits voorafgaand akkoord van de CREG en rekening houdend met strikte modaliteiten, voor één derde van de kosten van de kabel bij te dragen (met een maximum van 25 miljoen euro) in de kosten voor de aanleg van de onderzeese kabel van een offshore windmolenpark in de Noordzee. 10 Per windmolenpark en per jaar gaat het om 1,25 miljoen euro. In het totaal van de ondersteuning is dit het kleinste bedrag. De toeslag in verband met de onderzeese kabel, ingevoerd om de reële kosten met betrekking tot de deelname aan de financiering van de onderzeese kabels gedragen door de TNB te compenseren, wordt door de TNB gefactureerd op basis van de hoeveelheid energie afgenomen van het net. De vraag betreffende de invloed van de stijging van de decentrale productie is hier evenzeer van toepassing. De Algemene Raad vraagt om een onderzoek te doen naar mogelijke alternatieven voor het huidige systeem van een individuele kabel per windmolenpark die zorgen voor (1) een hogere kosteneffiëntie, (2) een optimale bezetting van de zeebodem en (3) een optimale integratie in het toekomstige off shore netwerk inclusief dat van onze buurlanden. 12. De kostprijs van de productieafwijking. Het ondersteuningsmechanisme van de productieafwijkingen voor offshore windenergie voorziet een tarief waaraan ELIA de energie voor de productieafwijkingen terugkoopt, d.w.z. het verschil tussen de vooraf genomineerde injectie en de werkelijke injectie (voor zover de productieafwijking 10 Volgens de gegevens van de producenten vertegenwoordigt het maximumbedrag vandaag minder dan 1/3 e van de kostprijs van de kabel voor één park. 7/9

8 lager of gelijk is aan 30%). Elia koopt (in geval van onderschatting van de verwachte productie) of verkoopt (in geval van overschatting van de verwachte productie) energie voor de geproduceerde elektriciteit die tot deze schijf behoort bij de producent tegen een minder gunstige prijs dan de marktvoorwaarden (respectievelijk BELPEX -10% en BELPEX +10%). Deze aankopen of verkopen worden geneutraliseerd voor de berekening van het onevenwicht van de ARP (Access Responsible Party) die de betrokken windmolenparken bezit. Voor productieafwijkingen van meer dan 30% wordt voor de berekening van het onevenwicht van de ARP rekening gehouden met het teveel of het tekort boven deze 30%. Elia past dan het gewoonlijke onevenwichtstarief toe op de afwijking tussen de werkelijk geïnjecteerde energie (geneutraliseerd op het deel energie dat behoort tot de schijf van 30%) en de hoeveelheid werkelijk afgenomen energie door de ARP in kwestie. Deze ondersteuningsmaatregel veroorzaakt mogelijk drie soorten kosten: a. De aankoop- of verkoopkosten van energie aan producenten van windenergie: met de ingevoerde mechanismen zou de waarde van de aangekochte energie op lange termijn gelijk moeten zijn aan de waarde van de verkochte energie. Deze kost heeft dus de neiging aan 0 gelijk te zijn. b. De kosten in verband met de activering van (gecontracteerde of vrije) reserves om de aankoop of verkoop van energie te compenseren: door middel van een methode van verdeling van de globale kost voor de reserveactivering in kostenobjecten, is het mogelijk de kost van de maatregel Productieafwijking op het vlak van reserveactivering te schatten. Op basis van de ervaring opgedaan op een zeer beperkte tijd, heeft de studie van de CREG deze kost per jaar en per park geschat op 7 miljoen euro. c. De kosten in verband met de reservemiddelen die de TNB bij de producenten moet contractualiseren om te beschikken over de flexibiliteit die nodig is om de maatregel "Productieafwijking" te beheren: tot nu toe, en gezien het huidige in zee geïnstalleerde vermogen, is het niet mogelijk het aandeel van deze maatregel in de reserveringskost gedragen door Elia, te bepalen. Men is er echter zeker van dat deze kost zal stijgen naar aanleiding van de installatie van een aanzienlijk vermogen in zee. Ten slotte wijst de Algemene Raad op de problematiek van de balancing-kosten (productieafwijkingen van meer dan 30%). In de studie van de Commissie wordt aangegeven dat hiervoor geen bijzondere regeling is voorzien en dat deze kosten daarom op de 'gewone' manier ten laste gelegd worden van de toegangsverantwoordelijke (zie hoger). Ze werden dan ook niet opgenomen in de studie. De Algemene Raad wijst op de mogelijkheden die geboden worden door de 'intra-day' markt en de toekomstige ontwikkeling van intra-day markten en de grensoverschrijdende balancing. Dit is daarenboven een expliciete doelstelling uit het actieplan van de Central West Electricity Regional Energy Market West/Achievements/action%20plan%20%20Central%20West.doc 8/9

9