beleidsnota Kortsluiting op energiefactuur nr 17 - ma art 2007 Daan Killemaes Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

Transcriptie

1 beleidsnota nr 17 - ma art 2007 Daan Killemaes Kortsluiting op energiefactuur Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht

2

3 vkw Metena maart 2007 Kortsluiting op energiefactuur Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht Daan Killemaes

4 Auteur Daan Killemaesis als chief economist verbonden aan het weekblad Trends. issn nummer Daan Killemaes Kortsluiting op energiefactuur. Stijgende energieprijzen zijn voetveeg voor concurrentiekracht Beleidsnota nr. 17 / Maart 2007 Wettelijk depot d/2007/10.346/2

5 vkw Metena maart 2007 Inhoudstafel Auteurs Ten geleide 5 Synopsis. Stijgende energieprijzen 7 1. De elektriciteitsprijs. Kortsluiting op de factuur De rechtse hoek: prijsstijging De linkse hoek: kostenhandicap met handelspartners Andere types verbruikers ontspringen de dans Een vivisectie van uw elektriciteitsfactuur De prijs aan de centrale De nucleaire paraplu gaat niet open Industrie betaalt het volle pond Werken hoogspanningslijnen de handicap weg? De opwarming op uw factuur Gezocht: nieuwe centrales Prijzen aan de ketting? Energiewegen werden goedkoper Fiscus toont enig medelijden Zilveren randje aan de energienachtmerrie De linkse hoek: ook hier stijgende prijzen Geen rechtse hoek, wel een aardgasbonus Een vivisectie van uw aardgasfactuur De kleine broer van olie Distrigas is de tolwachter Energiefactuur. De klap komt hard aan 36 4.Prijsvooruitzichten. Timing is everything 38 Referenties 39

6

7 vkw Metena maart 2007 Ten geleide Ondernemingen, zo leren ons de tekstboeken, combineren arbeid, kapitaal en technologie om de goederen en diensten voort te brengen waarmede zij in de moderne economie van de 21 ste eeuw hun plaats onder de zon kunnen opeisen. Met dit klassieke trio van productiefactoren gaat men al te lichtzinnig voorbij aan het gegeven energie. Los nog van de ondernemingen die zich specifiek in de energiesector ontplooien, kan geen enkele onderneming functioneren zonder energie. Al was het maar voor de electriciteit noodzakelijk om onze steeds verder uitdeinende computerinfrastructuur zoemende te houden. Ook voor de moderne maatschappij als geheel vormt de beschikbaarheid van energie, liefst tegen een niet al te dure prijs, een als zeer belangrijk ervaren gegeven. Telkens door welke commotie ook de aanvoer van energie in het gedrang komt of de prijs van energie door het dak dreigt te schieten, neemt de onrust binnen de samenleving gevoelig toe. We trappen een open deur in door te stellen dat die maatschappelijke onrust rond de energievoorziening de jongste jaren fors toenam. Onder meer als gevolg van de onrust in het Midden Oosten bereikten de olieprijzen nooit eerder geziene niveau s en nam ook de onzekerheid over de continue bevoorrading gevoelig toe. Bovendien duiken steeds meer vragen op inzake de houdbaarheid op langere termijn van ons energiemodel. Vermits VKW Metena het tot haar taak rekent om op een serene manier studiewerk rond belangwekkende maatschappelijke problemen te stimuleren, kon een analyse van de energieproblematiek in België niet uitblijven. We namen daarbij meer specifiek de insteek van de energiefactuur van onze ondernemingen, tot nader order nog altijd de drijvende krachten achter welvaart en welzijn in onze maatschappij. Bezorgd om de beschouwingen inzake onze energieproblematiek op tegelijk een sterk onderbouwde én vlot toegankelijke wijze op papier te krijgen, kwamen we bij Daan Killemaes terecht. Sedert enkele jaren chief economist van het weekblad Trends volgt Daan nu reeds geruime tijd het energiegebeuren van nabij. Zijn puntige analyses zijn steevast goed onderbouwd. We waren dan ook zeer verheugd toen hij enthousiast inging op onze vraag om tot een verdere uitbening van deze energiestory over te gaan. Het resultaat van het bijkomende onderzoekswerk van Daan Killemaes ligt thans voor u. We kunnen u de lectuur van deze beleidsnota zeer aanbevelen. We doen een zeer beperkte greep uit de wetenswaardigheden. Niet enkel dissecteert Killemaes haarfijn wat er fout zit aan ons energiemodel, hij geeft ook aan hoe de relatief zwaardere energierekening een stille aanslag op het concurentievermogen van onze ondernemingen geworden is. Een ander bijzonder gegeven is zijn analyse van de manier waarop de kernenergieproducenten rijk worden bij forse stijgingen van de olieprijs. Maar leest u vooral zelf. Johan Van Overtveldt Algemeen directeur VKW

8

9 vkw Metena maart 2007 Synopsis. Stijgende energieprijzen De spectaculaire stijging van de energieprijzen raakt de Belgische industrie vol op de kin. De prijsstijging op zich deelde een onvermijdbare zware rechtse hoek uit, terwijl een oplopende kostenhandicap in vergelijking met de buurlanden voor een linkse hoek zorgde. Beide klappen kwamen bovendien extra hard aan door het nog altijd vrij energie-intensieve karakter van de Belgische economie. Voor een aantal reeds fel geplaagde industriële bedrijven is deze energiemep mogelijk de genadeklap, en kunnen ze enkel nog de handdoek in de ring gooien. Op enkele kwartalen tijd steeg zowel de elektriciteitsprijs als de aardgasprijs met tientallen procenten voor de industriële verbruikers. Deze meerkost vreet zwaar aan de marges omdat de meeste bedrijven de meerkost niet kunnen doorrekenen aan hun klanten onder het juk van de internationale concurrentie. Het bleef dus niet louter bij een prijsstijging. De Belgische ondernemingen zijn op enkele kwartalen tijd ook een kostenhandicap rijker geworden ten opzichte van de buurlanden en handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland. Na de loonkostenhandicap kijken de bedrijven ook aan tegen een energiekostenhandicap op het vlak van de elektriciteitsprijzen. In vergelijk met het gemiddelde van de handelspartners Nederland, Frankrijk en Duitsland betaalt een industriële verbruiker ruim 20% meer voor elektriciteit. De aardgasprijs steeg ook fel, maar hier ontsnappen de Belgische bedrijven aan een uppercut. Meer nog, in de concurrentieslag met de drie buurlanden kunnen ze een tik uitdelen, omdat de Belgische industriële verbruikers op het vlak van aardgas van een kleine prijsbonus genieten. Het aardgasverhaal is een zilveren randje aan een voor de rest donker energieverhaal. De Duitse bedrijven genoten de jongste jaren van een intensieve loonmatiging, terwijl de Franse bedrijven profiteerden van geplafonneerde elektriciteitsprijzen. De Belgische (en Nederlandse) bedrijven kregen echter twee keer de rekening gepresenteerd: hoge loonkosten én stijgende energieprijzen. De hoogte van de energieprijzen weegt weliswaar minder zwaar door in de concurrentiekracht dan de loonkosten. En is voor het ene bedrijf de energiekost een bijna te verwaarlozen kostenpost, dan is voor het andere bedrijf de stijgende energiekost een molensteen om de nek. Maar in het algemeen is de Belgische economie en industrie nog altijd energie-intensief. De energiekosten zijn goed voor ruim 4% van het totale kostenplaatje van de Belgische industrie. De stijging van de energieprijzen en vooral de oplopende handicap ten opzicht van de handelspartners kost de Belgische economie dus opnieuw groei en werkgelegenheid. Stijgende energieprijzen zijn net als de loonkosten een sluipend gif. Bedrijven sluiten niet omdat de factuur dit jaar met 20% stijgt. Het verhaal werkt subtieler: investeringen worden uitgesteld, aanwervingen verdaagd, en als de situatie aanhoudt, volgt delokalisatie en sluiting. De stijging van de energieprijzen rust voor een groot deel op objectieve gronden, maar is voor een ander stuk te wijten aan de dominantie van Suez op de Belgische energiemarkt, wat de Franse energiegigant de mogelijkheid biedt miljarden euro s te draineren vanuit de Belgische economie naar de eigen resultatenrekening. De prijs van aardgas is in het voetspoor van de olieprijs fel gestegen sinds Dat is zo in België, maar dat is ook het geval in de hele wereld. De prijs van fossiele brandstoffen wordt ge-

10 vormd op internationale markten. Daarnaast heeft Europa nood aan nieuwe centrales en hoogspanningslijnen om op termijn een tekort aan elektriciteit te vermijden. De elektriciteitsprijzen zijn lang te laag geweest om investeerders te verleiden om nieuwe centrales te bouwen. Ook de kosten voor het vergroenen van het productiepark en de beperking van de uitstoot van broeikasgassen zullen in de toekomst steeds zwaarder doorwegen op uw energiefactuur. De vooruitzichten zijn eensgezind: een daling van de elektriciteitsprijs ligt niet in het verschiet, en een verdere stijging is heel waarschijnlijk. Maar deze analyse geldt voor heel West-Europa, en verklaart daarom niet de oplopende kostenhandicap die Belgische industriële elektriciteitsverbruikers in de maag gesplitst kregen. De oplopende energiehandicap is zonder meer bizar en zelfs onrechtvaardig te noemen. Want het Belgische productiepark is bijna 10% kostenefficiënter dan het park in de buurlanden, met dank aan de volledig afgeschreven Belgische kerncentrales die 55% van het Belgische elektriciteitsverbruik bijzonder goedkoop opwekken. In theorie zou de Belgische economie dus van een prijsvoordeel van bijna 10% moeten genieten in vergelijking met de 3 buurlanden Maar in de praktijk kijkt de Belgische industrie dus tegen een prijshandicap van 20% aan. Dan rest maar één vraag: hoe komt dat? De schuldige lijkt vreemd genoeg de vrijmaking van de energiemarkt. Het is de liberalisering van het prijsmechanisme die de initiële kostenbonus tot een pijnlijke prijshandicap heeft verminkt. In het oude gereguleerde systeem werd de elektriciteitsprijs berekend op basis van een cost-plus systeem. In dit systeem zou de goedkope stroom uit de kerncentrales doorgerekend worden aan de verbruiker. Maar dat systeem is dood en begraven sinds de vrijmaking van de energiemarkt. De vrije markt bepaalt nu de elektriciteitsprijs, en die prijs wordt vandaag bepaald door de hoge marginale kostprijs van de elektriciteit, opgewekt door de aardgas gestookte centrales van West- Europa. En die prijs kunnen de producenten aanrekenen voor alle opgewekte energie, de goedkope kernenergie inbegrepen. Een opmerkelijke vaststelling daarbij is dat er in België nog een extra kerncentrale nodig is om zo kostenefficiënt mogelijk te produceren. Gebeurt dat niet dan zal het voordeel van kernenergie zoals dat vandaag bestaat grotendeels blijven doorvloeien naar Suez, dat op de koop toe een extra marge vangt dankzij de dominante positie op de Belgische markt. De stijging van de fossiele brandstoffen is dus een groot feest voor Suez, maar een tragedie voor de Belgische industriële verbruiker. Het maakt van de vrijmaking een trieste komedie. We importeren de dure energieprijzen uit Duitsland en Nederland, maar we exporteren de winsten van kernenergie naar Frankrijk. Niet dat de vrije markt dus gefaald heeft. Neen, de vrije markt heeft nooit haar werk kunnen doen door de onaantastbare dominante positie van de Suezgroep op de Belgische energiemarkt. Een echte vrije markt met diverse spelers zou ook op moeilijke energiemarkten de kostenbonus vertalen in een prijsbonus. Maar in een vrije markt met een dominante speler heeft het private quasi-monopolie geleid tot de uitkomsten die de handboeken economie voorspellen: te weinig investeringen, en te hoge prijzen. De vrijmaking van de energiemarkt in een monopolistische markt is daarom een vergiftigd geschenk gebleken voor de Belgische industrie.

11 vkw Metena maart 2007 De industriële verbruikers zagen de jongste kwartalen de nucleaire paraplu tegen de stijgende energieprijzen snel dichtgaan als een nieuw leveringscontract diende afgesloten te worden. De oudere contracten boden nog enige bescherming, maar in de nieuwe contracten wordt ongenadig de dure marktprijs voor elektriciteit doorgerekend. De prijzen stijgen daarom soms met tientallen procenten tegelijk. De reactie van grootverbruikers is logisch. Ze hebben heimwee naar het oude gereguleerde systeem, want dat bood wat betreft de elektriciteitsprijs bescherming tegen de stijgende prijzen van fossiele brandstoffen. Om toch te kunnen genieten van goedkopere kernenergie willen ze die eventueel zelf opwekken. Ze kijken ook jaloers naar hun Franse collega s die van de overheid, ondanks de vrijmaking van de markt, nog altijd kunnen genieten van vaste gereguleerde prijzen die een heel stuk onder de marktprijzen liggen. De Franse overheid kan de bedrijven op deze manier steunen dankzij de grootschalige beschikbaarheid van kernenergie. Frankrijk hanteert de dure marktprijs de facto enkel voor de export van elektriciteit. Het is een briljante strategie die de eigen economie beschermt, maar haaks staat op Europese gedachte van een vrije (energie)markt. België zou dezelfde steun voor een groot stuk ook kunnen bieden, maar daar is dus (nog) geen sprake van, en de Franse tactiek zou toegepast in België, o ironie, vooral een Frans bedrijf (Suez) pijn doen. De daling van de olie- en aardgasprijs begin dit jaar zou wat stoom van de ketel kunnen halen, maar zolang de markt niet wordt opengemaakt, zullen de Belgische bedrijven de speelbal blijven van de internationale energiemarkten. Voor de hoge loonkosten krijgen de ondernemingen nog productieve werknemers, een uitgebouwde sociale zekerheid voor hun werknemers en heel wat overheidsdiensten terug. Voor de energiekosten ligt dit anders. De bedrijven krijgen niets in ruil voor de extra kosten die nu gemaakt worden. De (overmatige) winsten vloeien naar de olie- en gasproducerende landen en naar een Franse onderneming. De Belgische bedrijven kunnen alleen maar de schade opmeten.

12 10 1. Elektriciteit. Kortsluiting op de factuur 1.1 De rechtse hoek: prijsstijging Dé elektriciteitsprijs bestaat niet. De prijs voor een zak aardappelen of een kilo tomaten is eenvoudig en eenduidig, maar de stroomprijs is een complex gegeven en is voor elke verbruiker verschillend. Wat u finaal betaalt voor een kilowattuur elektriciteit is in grote mate afhankelijk van uw verbruiksprofiel. U riskeert daarom appelen met citroenen te vergelijken als u uw stroomfactuur naast die van uw concurrent legt. Daarom delen we de verbruikers op in verschillende verbruiksprofielen om de prijzen te kunnen vergelijken. Het meest voorkomende profiel onder de grote industriële verbruikers is in de statistieken van Eurostat terug te vinden als type Ie. De prijsevolutie voor dit verbruiksprofiel is relevant voor de meeste bedrijven die flink wat stroom verbruiken in hun productieproces. Sinds 1990 betaalde deze Belgische industriële verbruiker een vrij constante prijs voor zijn elektriciteit. Maar 2005 liet een spectaculaire trendbreuk zien. De prijs schoot op enkele kwartalen tijd met tientallen procenten de hoogte in. Een doorsnee industriële afnemer zag tegen juli 2006 de eindprijs gemiddeld met ruim 35% stijgen in vergelijking met januari 2005 (zie figuur 1). De meest recente cijfers van Eurostat de betrouwbaarste bron voor vergelijkbare elektriciteitsprijzen eindigen voorlopig in juli De prijs daalde intussen wellicht wat, in lijn met de dalende prijzen die sindsdien op de elektriciteitsbeurzen genoteerd werden. De drijvende kracht achter deze prijsschommelingen blijven op de eerste plaats de ontwikkelingen op de internationale olie- en aardgasmarkten. De afkoeling van begin dit jaar laat verhopen dat de onderstaande curve een (tussentijdse) top bereikt heeft, en dat de bedrijven weer enige ademruimte is gegund inzake de energiefactuur. Het verhaal eindigt hier echter niet voor de Belgische bedrijven. De opgetekende prijsstijging in België behoort immers tot de grootste in Europa, en is dus een voetveeg voor de concurrentiepositie. Tussen juli 2005 en juli 2006 het zwaartepunt van de prijsstijgingen dikte de elektri- euro per MWh Figuur 1: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). Bron: Eurostat 1 Type Ie = jaarlijks verbruik van 2000 MWh, maximale vraag van 500kW, jaarlijkse last: 4000 uren

13 vkw Metena maart euro per MWh Polen Frankrijk Finland Zweden Spanje Oostenrijk VK EU-25 Nederland Duitsland België Italië Figuur 2: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker op 1 juli Bron: Eurostat citeitsfactuur voor Belgische industriëlen met 25% aan, wat ruim meer is dat het EU-gemiddelde van 15%. In slechts 4 Europese landen steeg de elektriciteitsprijs voor de bedrijven nog sneller. Het resultaat van deze spectaculaire prijsstijging is dat België in juli 2006 de weinig begeerde bronzen plak wegkaapte in de categorie hoogste elektriciteitsprijzen voor industriëlen. Goud was voor Italië, zilver voor Cyprus en brons dus voor België (zie figuur 2). Het gaat om finale prijzen voor de klant, met alle heffingen op elektriciteitsverbruik inbegrepen, maar zonder BTW omdat de bedrijven deze BTW in hoofdzaak kunnen terugvorderen. Opmerkelijk is ook dat de prijsstijging voor de gezinnen relatief beperkt bleef in vergelijking met de prijsstijging die de industrie voorgeschoteld kreeg (zie figuur 3). De gezinnen kwamen er met een prijsstijging van ongeveer 10% vanaf. Prijs elektriciteit voor industrie Prijs elektriciteit voor huishoudens Index januari 2000 = Jan 00 Jul 00 Jan 01 Jul 01 Jan 02 Jul 02 Jan 03 Jul 03 Jan 04 Jul 04 Jan 05 Jul 05 Jan 06 Jul 06 Figuur 3: Trendverloop elektriciteitsprijzen (EU-15). Bron: Eurostat

14 12 jul2005/jan2005 jan2006/jan2005 juli2006/jan2005 België Duitsland Frankrijk Nederland EU Figuur 4: Prijsstijgingen industriële verbruiker. in procent Bron: Eurostat De verklaring is eerder wiskundig van aard. De energiecomponent maakt voor de grotere verbruikers het grootste deel van de elektriciteitsprijs uit, en vermits vooral de brandstofkost fors is gestegen, weegt deze stijging zwaar door in de finale prijs. Voor de gezinnen wegen de kosten voor transport en distributie van stroom zwaarder door dan de kost van de grondstof elektriciteit, en vermits de vervoerskosten tot vorig jaar nog daalden, bood dit bescherming tegen een felle stijging van de eindprijs. Tot halfweg vorig jaar genoten de Belgische gezinnen daarom zelfs nog van dalende prijzen, als één van de enigen in Europa. De ontluikende concurrentie tussen een aantal leveranciers op de gezinsmarkt speelt hierbij een rol, maar de grootste verklaring ligt in de gevoelige daling van de distributiekosten, die goed zijn voor 40% van de elektriciteitsfactuur van de gezinnen. Ook de bedrijven die weinig stroom verbruiken, en zijn aangesloten op het distributienet, zagen hun elektriciteitsfactuur veel minder snel stijgen. Hun elektriciteitsprijs sluit ook veel dichter aan bij het Europese gemiddelde. De industriële verbruikers genieten niet of weinig van deze buffer omdat ze rechtstreeks op het hoogspanningsnet zijn aangesloten, en dus geen of weinig distributiekosten moeten betalen. De keerzijde van de medaille is dat een stijging van de brandstofprijs relatief zwaarder doorweegt in de eindafrekening. Maar het omgekeerde is natuurlijk ook waar. Daalt de energiekost opnieuw, dan zullen de grote verbruikers daar het meest van genieten. 1.2 De linkse hoek: kostenhandicap met handelspartners. De industriële afnemer is dus de sigaar van de recente prijsstijgingen op de internationale energiemarkten. Figuur 4 toont in detail de energieramp die zich sinds begin 2005 voltrok. Voor Belgische bedrijven gaat het eigenlijk om een dubbele ramp. Niet alleen zijn de prijzen gestegen, ze zijn ook sneller gestegen dan het gemiddelde van de EU-25. En vooral: bij onze voornaamste handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland is de schade kleiner. Vooral de Franse bedrijven lachen in hun vuistje. Op figuur 4 ontbreken de balkjes niet, ze kunnen simpelweg niet getekend worden omdat de Franse industriële verbruikers kunnen genieten van gereguleerde tarieven die sinds 2005 bevroren bleven. Frankrijk maakt hierbij optimaal gebruik van de beschikbaarheid van kernenergie om de bedrijven te beschermen tegen de stijgende energiekosten. De prijsstijgingen die vooral de Belgische bedrijven troffen leiden naar een zorgwekkende maar onvermijdelijke conclusie. De Belgische bedrijven hebben er een handicap bij in de concurrentieslag met de handelspartners: een elektrici-

15 vkw Metena maart MWh België Gemiddelde Frankrijk, Duitsland, Nederland Figuur 5: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). Bron: Eurostat teitskostenhandicap. De vraag is dan hoe hoog deze handicap is. We hernemen figuur 2 en plakken er de prijsevolutie bij de handelspartners bij (zie figuur 5). De kloof tussen de zwarte en grijze lijnen is nooit zo diep geweest sinds 1990, en de kostenhandicap dus nooit zo hoog (zie figuur 6). In juli 2006 was de prijshandicap opgelopen tot meer dan 20%. Of beter gezegd wéér 20%, want de handicap is terug van weggeweest. Mogelijk is deze handicap nu terug aan het afkalven gezien de dalende olieprijs begin dit jaar. Volgens de Wet op het Concurrentievermogen van 1996 mogen de Belgische loonkosten niet sneller stijgen dan het gemiddelde van de 3 buurlanden Duitsland, Frankrijk en Belgische prijs/gemiddelde prijs bij handelspartners (*) in procent Figuur 6: Elektriciteitsprijs voor industriële verbruiker (type Ie, zonder BTW). (*) Niveau 100 = perfecte prijsgelijkheid Bron: Eurostat

16 14 Nederland. Hoewel die wet met haken en ogen aan elkaar hangt, is een soortgelijke vergelijking inzake energieprijzen zinvol. Want een elektriciteitskosten handicap van ruim 20% is geen klein bier, zeker voor een energie-intensieve economie als de Belgische Andere types verbruikers ontspringen de dans De analyse van de kostenhandicap hebben we gemaakt voor de gemiddelde industriële verbruikers, de ondernemingen dus voor wie de stroomkosten van groot belang zijn. Maar hoe zit het met andere types van verbruikers? Kijken ook zij tegen een kostenhandicap aan? De grootste verbruikers weten dat ze zich geen begoochelingen moeten maken, want zij zijn nog gevoeliger voor de genoteerde prijsstijgingen van de energiecomponent. De grootste verbruikers maken daarom weer kennis met een kostenhandicap op het vlak van elektriciteit, van ruim 10% (zie figuur 7), en dat na jaren van een kleine bonus te hebben kunnen genieten. Maar er is een troostprijs voor de Belgische economie. Zoals al gezegd bleven andere verbruikstypes - de gezinnen en bedrijven die vrij weinig stroom verbruiken nog relatief gespaard van een sterk oplopende elektriciteitsfactuur. Voor hen stak er de voorbije kwartalen dan ook geen nieuwe handicap in de bus. Meer nog, ze genieten zelfs van lagere prijzen dan in de buurlanden, en voor de bedrijven met een kleiner industrieel stroomverbruik liep de prijsbonus zelfs op sinds 2005 (zie figuur 8). Het is een eerder schrale troost voor de economie, want voor dit type van verbruiker is de hoogte van de stroomfactuur veel minder belangrijk in de weegschaal van de concurrentiepositie. 1.4 Een vivisectie van uw elektriciteitsfactuur Elektriciteit moet een lange weg afleggen van de centrale tot het stopcontact of de transformator van uw bedrijf. De finale elektriciteitsprijs is de optelsom van een hele reeks deelcomponenten: de opwekkingskost, de kosten voor het transport over het hoogspanningsnet, de distributiekosten over het laagspanningsnet en de verkoop. Daarnaast vangen de diverse spelers en leveranciers in de loop van deze waar- prijsverschil met buurlanden prijsverschil met EU in procent industriële verbruiker grote industriële verbruiker Gezin kleine industriële verbruiker Figuur 7: Industriële en grote verbruikers kampen met handicap. Bron: Eurostat

17 vkw Metena maart prijsverhouding met EU25 (*) prijsverhouding met buurlanden (*) 105 in procent Jan 2005 Juli 2005 Jan 2006 Juli 2006 Figuur 8: Prijsbonus voor kleine industriële verbruiker. (*) Niveau 100 = perfecte prijsgelijkheid Bron: Eurostat deketting ook een (billijke) winstmarge. Tel daarbij ook de diverse taksen en heffingen. Een deel van de kosten is gereguleerd door de toezichthouder op de Belgische energiemarkt, de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (de Creg). Een ander deel van de kosten en prijzen is overgelaten aan de goede zorgen van de vrije markt (zie tabel 1). Het venijnige van elektriciteit is dat het niet kan opgeslagen worden. Piekt de prijs, dan kan een verbruiker niet terugvallen op een pakketje elektriciteit in het magazijn. Als verbruiker kan u enkel betalen, of minder stroom verbruiken. Het elektriciteitsnet gehoorzaamt immers niet aan economische wetten maar aan fysische wetten die dicteren dat de vraag naar elektriciteit altijd gelijk moét zijn aan het aanbod, of het licht gaat onherroepelijk uit. En dat is geen optie want de kostprijs van een black-out voor de economie is gigantisch De prijs aan de centrale Voor een industriële verbruiker is de energiecomponent veruit de belangrijkste schakel in de kostenketting voor elektriciteit. Ruim 75 tot 90% van de eindprijs dient om de productie van stroom te vergoeden. De transmissie- en distributiekosten zijn goed voor 6 tot 11% van de prijs en allerhande taksen en heffingen zijn goed voor 2,5 tot 16%. Europa brak de productiemarkten voor elektriciteit open rond de eeuwwisseling. Aanvankelijk leek dat een succesverhaal. De prijs van de commodity elektriciteit bleef stabiel, en sommige klanten genoten zelfs van lagere eindprijzen. De zomer van 2003 bracht echter de ontnuchtering. De groothandelsprijs (de prijs van elektriciteit bij het verlaten van de centrale) begon te stijgen. Bovendien nam ook de prijsdivergentie op de verschillende Europese deelmarkten toe. In 2005 was het hek helemaal van de dam: de groothandelsprijs verdubbelde ongeveer in West-Europa, en deze prijsstijging vond snel zijn weg naar uw factuur (zie figuur 9). De vrije, Activiteit voor liberalisering na liberalisering prijsvorming Productie Natuurlijk monopolie Concurrentie West-Europese markt CPTE (Electrabel + SPE) Electrabel, SPE, kleinere spelers Transport over hoogspanningsnet Wettelijk monopolie Wettelijk monopolie Regulering door Creg CPTE Elia Distributie over laagspanningsnet Wettelijk monopolie Wettelijk monopolie Regulering door Creg Intercommunales intercommunales Verkoop Wettelijk monopolie Concurrentie Electrabel, Nuon, vrije markt Intercommunales Luminus, Essent, Tabel 1: Structuur elektriciteitsmarkt.

18 16 70 België Frankrijk Duitsland 60 Euro/MWh jan/02 mei/02 sep/02 jan/03 mei/03 sep/03 Figuur 9: Evolutie van de marktprijzen voor elektriciteit in West-Europa. jan/04 mei/04 sep/04 jan/05 mei/05 sep/05 jan/06 mei/06 sep/06 jan/07 Bron: Agoria geïntegreerde en competitieve Europese elektriciteitsmarkt bleek een illusie te zijn. De prijzen piekten in de zomer van 2006 om daarna wat af te koelen. Industriële klanten kunnen nog moeilijk een aantrekkelijke offerte bij de diverse leveranciers losweken. En zoals reeds gezegd hoorden de Belgische industriëlen bij de grootste slachtoffers in Europa van de prijsstijging op de elektriciteitsmarkten. Wat was er dan aan de hand dat de prijzen door het dak schoten, en dat de Belgen de pineut waren? De nucleaire paraplu gaat niet open De groothandelsprijs weerspiegelt op langere termijn de opwekkingskosten van elektriciteit, en die kosten zijn op hun beurt op de eerste plaats afhankelijk van de samenstelling van het productiepark. België heeft hier een strategische troef in handen: het beschikt over een relatief groot nucleair productiepark. Ruim 55% van de in België opgewekte elektriciteit komt uit kerncentrales (zie figuur 10). De gas- en steenkoolgestookte centrales zijn de andere werkpaarden van de Belgische stroomproductie, maar deze centrales produceren de elektriciteit tegen gevoelig hogere kosten dan de kerncentrales. Het aandeel van groene stroom of hernieuwbare energie in de Belgische energiemix scheert nog geen hoge toppen, maar wint wel snel aan belang. Vermits groene stroom nog altijd een stuk duurder is dan klassieke grijze stroom, zal de rush naar een milieuvriendelijker energiepark zijn sporen nalaten op de energiefactuur. 26% 14% 1% 2% 57% Figuur 10: Opwekking elektriciteit in België (2005). Nucleair Aardgas Steenkool Olie Hernieuwbaar Bron: Energy Balances of OECD Countries, IEA/OECD, De grote thermische en nucleaire centrales zijn de werkpaarden van de elektriciteitsmarkt en worden gekenmerkt door hoge vaste kosten en lage marginale kosten. De hoge vaste kosten maken dat deze centrales best zo veel mogelijk aan het werk worden gezet. De piekvraag kan opgevangen worden door centrales met lage vaste kosten (en hogere marginale kosten) die best maar af en toe worden aangesproken.

19 vkw Metena maart Kernenergie Kernenergie Gascentrale Gascentrale Steenkoolcentrale Steenkoolcentrale 60 Wind 60 Wind euro/mwh euro/mwh werkingsuren/jaar werkingsuren/jaar Figuur 11: Gemiddelde productiekost elektriciteit. Bron:Coppens F. en D. Vivet, 2004 De gemiddelde kostprijs van een gasgestookte centrale (STEG-type) bedraagt 43 euro per MWh. Een steenkoolcentrale wekt elektriciteit op tegen gemiddeld 34 euro per MWh. Een kerncentrale doet het voor gemiddeld 24 euro per MWh. Voor elk type centrale geldt dat hoe meer uren ze kloppen, hoe kostenefficiënter ze worden (want dan kan de investeringskost afgeschreven worden over een hogere stroomproductie) De kosten voor de definitieve berging van het nucleaire afval en voor de ontmanteling van de kerncentrales zijn inbegrepen in de nucleaire brandstofkosten, en dus in de kostprijs van kernenergie. Om deze toekomstige kosten te dekken storten de nucleaire producenten elk jaar provisies (206 miljoen euro in 2005) aan Synatom, de verantwoordelijke voor de ontmanteling van de kerncentrales en eigenaar van het bestraalde kernafval. De producenten rekenen deze kostprijs door in de elektriciteitsprijs. Het gaat om on- 2 Eind 2005 zat er in de spaarpot van Synatom 4,4 miljard euro. Geschat wordt dat er uiteindelijk 12 miljard euro nodig is om op termijn alle kernafval veilig te bergen en de kerncentrales te ontmantelen. Vandaag is Suez de eigenaar van Synatom. Vorig jaar was er even sprake van dat de Belgische overheid het fonds en de bijhorende verplichtingen zou overnemen om de begroting uit de rode cijfers te houden. Dat feestje ging echter niet door. De regering besliste wel om 100 miljoen euro van het fonds te bestemmen voor goedkope leningen aan investeringsprojecten rond hernieuwbare energie. geveer 5 euro per nucleair geproduceerde MWh of 2,5 euro per verkochte MWh. Figuur 11 toont de kostencurve voor elk type centrale. De kerncentrales wekken het goedkoopst stroom op van zodra ze 5500 uren per jaar draaien (of ongeveer 60% van de tijd). De gasgestookte centrales zijn het duurst. Opvallend is dat windenergie zeer goed scoort als de windmolens een voldoende aantal uren kunnen draaien. Windenergie zou in de basisvraag kunnen voldoen, mocht de wind minstens 2000 uren per jaar waaien. Dat is echter moeilijk haalbaar. Bovendien zijn er backup centrales nodig bij grootschalige productie van windenergie. Voor dezelfde energievraag zijn dan dubbel zo veel investeringen nodig. De rechterfiguur toont dezelfde kostencurven, met inbegrip van een kostprijs om CO2 uit te stoten. Een beperkte kostprijs van 10 euro per ton CO2 schudt de kaarten al grondig door elkaar. Wind- en kernenergie verstevigen hun concurrentiepositie, terwijl de centrales op basis van fossiele bandstoffen tegen hogere kosten aankijken. Vooral de steenkoolcentrales zijn op basis van de huidige technologie het grootste slachtoffer, in die mate zelfs dat ze minder kostenefficiënt worden dan gasgestookte centrales.

20 % van de tijd Opgevraagd vermogen (MW) Figuur 12: Elektriciteitsvraag van de Belgische economie doorheen het jaar. Bron: NBB De analyse van de productiekosten leidt tot een opmerkelijke vaststelling: er kan in België nog een kerncentrale bij. Meer nog, er moet in België nog een kerncentrale bijkomen om zo kostenefficiënt mogelijk elektriciteit te produceren. De politieke beslissing om de kerncentrales te sluiten staat haaks op de economische ratio. Figuur 12 toont hoeveel elektrisch vermogen de Belgische economie doorheen het jaar nodig heeft. Zo is er 100% van de tijd minstens MW nodig om de Belgische elektriciteitsvraag te voldoen. Gedurende 50% van de tijd is er minstens een kleine MW nodig, en gedurende 5% van de tijd is er meer dan MW nodig. Het productiepark is economisch optimaal samengesteld als de economisch efficiëntste centrales de hele tijd draaien. Figuur 11 toonde al aan dat de Belgische kerncentrales het efficiëntst zijn als ze minstens uren per jaar draaien - of meer dan 60% van de tijd (zonder rekening te houden met CO2-kosten). Vermits de Belgische economie minstens 60% van de tijd een vermogen van MW nodig heeft, kan dit vermogen het goedkoopst met kerncentrales worden ingevuld. Een gelijkaardige redenering levert een behoefte op van MW steenkoolcentrales en MW gasgestookte centrales. België beschikt vandaag slechts over MW kernenergie. Extra investeringen in kernenergie is dus van een economisch standpunt wenselijk maar België koos tot nader order in euro per MWh 60 gemiddelde marginale productiekost prijs op groothandelsmarkt België Figuur 13: Gemiddelde productiekosten elektriciteit. Frankrijk Duitsland Nederland gemiddelde handelspartners Bron: Creg

21 vkw Metena maart voor een uitdoofscenario vanaf Die beslissing zal de gemiddelde opwekkingskost gevoelig doen stijgen. De huidige samenstelling van het Belgische productiepark resulteert in een gemiddelde totale kostprijs van 32 euro per MWh in 2005 (zie figuur 13). Deze stroom was op de groothandelsmarkt gemiddeld 54 euro per MWh waard. Frankrijk geniet dankzij zijn uitgebreid nucleaire productiepark en waterkrachtcentrales van de laagste gemiddelde opwekkingskost. België volgt in het spoor, terwijl Nederland met hoge opwekkingskosten kampt, omdat vooral gasgestookte centrales bij de noorderburen de dienst uitmaken. Nederland, maar ook Duitsland, zijn daarom ook gevoeliger voor stijgende prijzen van fossiele brandstoffen en stijgende CO2-kosten. Wat betreft de opwekkingskost van elektriciteit, geniet België een kostenbonus van bijna 10% ten opzichte van het gemiddelde van de handelspartners. Die bonus heeft de Belgische industrie echter nooit bereikt. De prijs op de Belgische groothandelsmarkt lag in 2005 zelfs iets boven het gemiddelde van de handelspartners ondanks dus de beschikbaarheid van stroom die tegen lagere kosten kon opgewekt worden. Dat wijst erop dat de prijzen in België in de eerste plaats gestuurd worden door de prijzen in de buurlanden, en dus niet door de kostprijs van het Belgische productiepark. Op de West-Europese markt is Duitsland de prijszetter. Frankrijk volgt samen met België de Duitse prijzen. Net als in België worden de marktprijzen in Frankrijk niet bepaald door de nucleaire centrales, maar door de gas- en steenkoolcentrales in Duitsland, op voorwaarde dat er geen congestie is op de hoogspanningslijnen die Frankrijk en Duitsland verbinden. De Nederlandse markt kampt met iets hogere groothandelsprijzen door de nog zwakke verbindingen met Frankrijk en Duitsland en de hoge marginale productiekosten. Maar zoals gezegd ontsnappen de Franse bedrijven de dans dankzij het gereguleerde tarief. De Belgische elektriciteitsproducent(en) genieten in deze marktomstandigheden dus van een royale winstmarge op de groothandelsprijs. Dat is een eerste indicatie van een in euro per MWh 80 prijs industriële verbruiker winstmarge op industriële verbruiker België Frankrijk Duitsland Nederland gemiddelde handelspartners Figuur 14: Hoge winstmarges voor producenten. Bron: Creg

22 20 slechte marktwerking in België, waarbij één speler, in casu Electrabel, de productiemarkt domineert. De winstmarge op de finale prijs, of het verschil tussen de prijs aan de klant enerzijds en alle kosten (productie-, transport-, en distributiekosten) anderzijds geeft een nog grotere indicatie van de marktdominantie. De winstmarge op de eindprijs voor industriële verbruikers lag in 2005 op de Belgische markt ruim 20% hoger dan het gemiddelde van de handelspartners Duitsland, Frankrijk en Nederland (zie figuur 14). De forse stijging van de groothandelsprijzen in 2005 en 2006 hebben de winstmarge van de Belgische en Europese producent(en) dus fors opgetrokken. Vooral de spelers met kernenergie in portefeuille zijn de grote winnaars van de marktevolutie van de jongste jaren. Ze genieten van fors hogere prijzen voor hun elektriciteit, maar dankzij hun kerncentrales zijn ze beschermd tegen hogere kosten. Maar waarom kunnen de producenten fors hogere groothandelsprijzen aanrekenen, terwijl de gemiddelde kostprijs daar niet in die mate aanleiding toe gaf? Hier is een prijsmechanisme aan het werk, dat heel lucratief is voor de nucleaire producenten, maar bijzonder nadelig voor de Belgische verbruikers: niet de gemiddelde kostprijs bepaalt de prijs, maar de marginale kostprijs van elektriciteit stuurt de marktprijzen. Dit tot groot jolijt van Suez, maar tot wanhoop van de Belgische industrie. In plaats van een kostenbonus die er in theorie zou moeten inzitten, kijkt de industrie tegen een kostenhandicap aan Industrie betaalt het volle pond Eén van de basiswetten van de economie speelt de Belgische stroomverbruikers parten. In een vrije markt (wat de elektriciteitsmarkt op papier is) wordt de prijs bepaald door het spel van vraag en aanbod. Dat spel levert een evenwichtsprijs op die vraag en aanbod met elkaar in evenwicht brengt. Op korte termijn bepaalt daarom de marginale kostprijs de groothandelsprijs van elektriciteit: het is de kostprijs om die extra kwh op te wekken die vraag en aanbod op de elektriciteitsmarkt met elkaar in evenwicht brengt. Alle producenten krijgen dan deze marktprijs, ook dus de producenten die de stroom veel goedkoper opwekken. De hoogte van de prijs is dus afhankelijk van de kostprijs van de laatst opgewekte kwh, en dus afhankelijk van de kostencurve van de centrale die het laatst aan het werk moet worden gezet om vraag en aanbod in evenwicht te brengen. Om aan de vraag naar elektriciteit te voldoen worden eerst de centrales met de laagste marginale kosten aangesproken, en naarmate de vraag stijgt worden de duurdere centrales aangesproken. De rangschikking van de centrales volgens marginale kostprijs noemt met ook de merit-order. Hoe die er precies uitziet is een van de best bewaarde energiegeheimen in België. De producenten delen niet graag deze strategische informatie. Figuur 15 geeft bij benadering de merit-order op de Belgische productiemarkt, en toont hoe de prijsvorming op de elektriciteitsmarkt werkt. De centrales met de laagste marginale kosten staan links aan het begin van de merit-order, en deze centrales worden het eerst aangesproken. Het gaat dan om de wind- en waterkrachtcentrales waarvan de marginale kostprijs nagenoeg nul is. Behoudens onderhoudswerken of defecten, draaien windmolens daarom altijd. Als er wind is natuurlijk. Daarna komen de kerncentrales, de steenkoolcentrales en gasgestookte centrales. Aan het eind staan de duurste piekcentrales, die vaak draaien op diesel, en pas ingeschakeld worden als de vraag naar elektriciteit piekt. De prijs wordt bepaald op het punt waar de vraag naar elektriciteit en de kostencurve van de merit-order elkaar kruisen. Op de tekening is dat ter hoogte van klassiek gestookte centrales. De kostprijs van deze centrales om een extra kwh elektriciteit op te wekken bepaalt de groothandelsprijs van elektriciteit. Het kruispunt op de tekening is ook een typische situatie voor de Belgische markt. In de praktijk bepalen de gasgestookte centrales vaak de prijs van elektriciteit tijdens de dag. Tijdens de daluren draaien in hoofdzaak alleen de windmolens en de kerncentrales. Zij bepalen op dat moment de prijs. De gas- en steenkoolcentrales bepalen dus doorgaans de prijs van elektriciteit op het moment dat die de centrale ver-

23 vkw Metena maart marginale kost in euro/mwh Marktprijs Vraagcurve Aanbodcurve (marginale kost) MWh Wind, waterkracht Kernenergie Steenkoolcentrale Moderne gascentrale Klassieke gascentrale Piekvermogen Figuur 15: Prijsmechanisme op de elektriciteitsmarkt. Bron: Commissie 2030 laat. De stijgende prijzen voor aardgas (en steenkool) hebben daarom de elektriciteitsprijs opgedreven op de West- Europese markt, ook in nucleaire landen als Frankrijk en België. In zeldzame gevallen bepalen zelfs de windmolens de prijs, zoals in Denemarken in december 2003 het geval was. Denemarken heeft dankzij een genereus subsidiesysteem fors geïnvesteerd in windenergie. Gedurende enkele uren konden de windmolens voldoen aan de volledige Deense elektriciteitsvraag, en omdat de marginale kost van windenergie nul euro bedraagt, was de stroom tijdens die uren nagenoeg gratis. Maar de prijs kan ook door het dak gaan op ogenblikken dat de vraag piekt en de opwekkingskosten bijzonder hoog zijn. Figuur 16 toont de gemiddelde marginale productiekosten in 2005 op de Belgische markt. Die marginale kosten zijn hoog, zeker in vergelijking met de handelspartners. De marginale kosten liggen in België dus aanzienlijk hoger dan in de buurlanden, hoewel de gemiddelde productiekost een kleine 10% lager is. België is zelfs het land met het grootste verschil tussen de gemiddelde en de marginale kostprijs van elektriciteit. De verklaring ligt in de productiemix van België. De kerncentrales drukken de prijs van de bulkaanvoer, terwijl de piekvraag in België moet opgevangen worden op basis van dure fossiele brandstoffen. Zoals gezegd zou België nog meer kerncentrales moeten bouwen om tot een optimale productiemarkt te komen. Het huidige tekort aan weinig goedkope kernenergie vergroot de kans dat de vraag moet opgevangen door centrales met een hogere marginale kostprijs. Extra kernvermogen zou de merit-order naar rechts opschuiven en het marktevenwicht zou gevonden worden bij een lagere marginale kostprijs en dus marktprijs. Het nucleaire deficit is daarom een zegen voor de winstmarges van de producenten. Electrabel heeft de markt in een lucratieve houtgreep: een quasi monopolie op kernenergie langs de ene kant en een quasi monopolie op de piekcentrales langs de andere kant van de merit-order. Electrabel kan de marktprijs dus naar hartelust sturen, wat nieuwe investeerders afschrikt. Voor de bestaande producenten is het in elk geval een feest als de marginale kostprijs ruim boven de gemiddelde

24 22 prijs op groothandelsmarkt gemiddelde marginale kostprijs gemiddelde productiekosten euro per MWh België Figuur 16: Lage productiekost maar hoge marktprijs. Frankrijk Duitsland Nederland gemiddelde handelspartners Bron: Creg productieprijs uitstijgt. Electrabel geniet van deze bijzonder comfortabele situatie op de Belgische markt. Dankzij haar kerncentrales is haar gemiddelde kostprijs om stroom op te wekken laag, terwijl Electrabel dankzij het marktmechanisme prijzen kan aanrekenen die gebaseerd zijn op de huidige hoge marginale (brandstof)kosten van een gasgestookte centrale. De Belgische kerncentrales produceren stroom tegen gemiddeld 25 euro per MWh. En omdat deze centrales volledig zijn afgeschreven is de kostprijs zelfs gezakt naar 10 à 15 euro per MWh. Op de groothandelsmarkt was die stroom vorig jaar gemiddeld 50 à 60 euro waard. Mocht Electrabel er in slagen om alle geproduceerde kernenergie tegen deze winstmarge te verkopen, dat levert dat het bedrijf een jaarlijkse cashflow van ongeveer 2 miljard euro op. In een competitieve markt zijn deze megawinsten op zich geen probleem. Ze lokken concurrenten en nieuwe investeringen, en er zal meer productiecapaciteit op basis van de goedkoopste technologie gebouwd worden. Marktprijzen en winstmarges zullen dan dalen. De enige voorwaarde om dit marktmechanisme te laten werken is dat er geen onoverkomelijke toegangsdrempels tot de markt mogen bestaan, en dat er vrije keuze bestaat wat betreft opwekkingstechnologie. Beide voorwaarden zijn in België niet vervuld. De dominantie van Electrabel schrikt investeerders af (zie ook verder) en op kernenergie is voorlopig een moratorium afgekondigd. Het klinkt paradoxaal, maar de nog relatief dure windmolens zouden de elektriciteitsprijs kunnen drukken voor de Belgische economie, en daarom ook de winstmarge van Electrabel kunnen afromen. De marginale kost van windenergie is nul. Windmolens worden daarom het eerst aangesproken en duwen dus de hele merit-order naar rechts. Het gevolg is dat het evenwicht gevonden wordt bij een lagere marginale kostprijs. In een Belgische context is het daarom zinvol om windmolenparken te subsidiëren. Hun stroomproductie drukt de marktprijs en dus de winstmarge van Electrabel. Het voordeel van de goedkope stroom uit de kerncentrales vloeit dankzij het marktmechanisme grotendeels naar Electrabel, terwijl de Belgische economie in de kou blijft staan. Jean-Pierre Hansen, topman van Electrabel en nummer 2 bij Suez, zei in De Standaard van 28 oktober 2006 dat Electrabel de voordelen van de kerncentrales wél deelt met de Belgische elektriciteitsverbruikers. Jean-Pierre Hansen: We hebben dit voordeel van de Belgische nucleaire productie de voorbije vier jaar teruggegeven aan de Belgische elektriciteitsverbruikers. En dat op eigen initiatief en zonder een afspraak te maken met de overheid. De tarieven in België zijn de voorbije jaren almaar gunstiger geworden vergeleken met die in de buurlanden. Vandaag liggen de Belgische prijzen gevoelig onder het gemiddelde prijsniveau bij de buren. Ik durf zelfs te stellen dat Electrabel in België vandaag veruit de laagste stroomprijzen van Europa heeft voor residentiële stroomverbruikers. U mag er zeker van zijn dat zonder

25 vkw Metena maart die afgeschreven kerncentrales de Belgische elektriciteitsverbruikers de voorbije jaren geconfronteerd zouden zijn geweest met een forse verhoging van de stroomprijs. Zoals dat in de buurlanden het geval is geweest. Al onze concurrenten hebben hun prijzen al verhoogd. Mijn conclusie is dat het prijsvoordeel van de kernproductie terugbetaald is aan de verbruiker. Mag ik u er trouwens op wijzen dat het steeds betere prijspeil in België samenviel met een sterke stijging van de brandstofprijzen? Figuur 7 toonde inderdaad aan dat de gezinnen de jongste jaren van prijsgeweld gespaard bleven en lagere prijzen dan in de buurlanden kregen. Maar de industriële verbruikers kregen het volle pond. Zij betalen prijzen die 20% hoger liggen dan in de buurlanden, terwijl de kerncentrales ook hen een prijsbonus van 10% zou moeten opleveren. Electrabel kan niet verweten worden munt te slaan uit de marktomstandigheden. Maar toch moet hier een serieuze kanttekening gemaakt worden. In het oude gereguleerde prijzensysteem mocht Electrabel de kerncentrales versneld afschrijven en vervolgens deze afschrijvingskosten doorrekenen in de tarieven. De kerncentrales zijn op deze weinig marktconforme manier volledig afgeschreven op kosten van de verbruiker. Deze verbruiker heeft dus in principe recht op de goedkope stroom uit de afgeschreven kerncentrales. De producenten genoten bovendien van een extra financieel voordeel omdat ze de centrales versneld mochten afschrijven. De kerncentrales werden op 20 jaar afgeschreven, hoewel ze gemakkelijk 40 jaar en langer meegaan. De versnelde afschrijving leverden de eigenaars van de kerncentrales tot en met 2005 cumulatief al 3,6 miljard euro op. Die bonus loopt tegen 2034 op tot 7 miljard euro, zo becijferde de Creg. Electrabel zegt dat het voordeel van de versnelde afschrijvingen al doorsijpelde naar de tarieven. De Creg stelde inderdaad ook vast dat na het verlopen van de afschrijvingsperiode van 20 jaar, de daling van de afschrijvingskosten inderdaad geleid hebben tot een daling van de gereguleerde tarieven. Maar de Creg acht het niet bewezen dat het specifieke voordeel van de versnelde afschrijving al in de tarieven werd verrekend. Hier ligt dus een prijsbonus te slapen voor de verbruiker. In het oude gereguleerde systeem zou de goedkope kernenergie ook verrekend worden in de prijzen, en zou de verbruiker dus grotendeels beschermd worden tegen de stijging van de fossiele brandstofkosten. Maar vandaag is het dus de markt die de prijs van elektriciteit bepaalt, en daarbij staat ook de Belgische verbruiker relatief bloot aan de grillen van de prijs van fossiele brandstoffen. Samengevat: de verbruiker heeft eerst zwaar betaald om de kerncentrales af te schrijven, en nu deze centrales zijn afgeschreven gaat Electrabel met de bonus lopen. De stroom uit een afgeschreven Belgische kerncentrale kost ongeveer 10 à 15 euro per MWh, de groothandelsprijs is daar een veelvoud van. Geen wonder dat de industriële verbruikers heimwee koesteren naar de tijd van toen, de tijd van het gereguleerde systeem. Ze stellen zelfs openlijk de vrije markt in vraag. Gezinnen en de kleinere verbruikers genieten wel nog deels van het nucleaire prijsschild, omdat de leveranciers voor hun bevoorrading nog vaak genieten van contracten waarbij de prijszetting ook gebaseerd is op de kostprijs van kernenergie. Verondersteld mag worden dat ook de gezinnen genieten van deze tariefformule die bescherming biedt tegen de hoge marginale kosten en hoge groothandelsprijzen op de markt. De industriële verbruikers die rechtstreeks met de producenten leveringscontracten afsluiten, zijn echter overgeleverd aan de marktprijzen. Een aantal van deze verbruikers heeft nog lopende contracten die bescherming bieden tegen de stijgende marktprijzen, maar deze contracten zijn aan het aflopen. De bedrijven die een nieuw contract moeten onderhandelen kijken tegen forse prijsverhogingen aan. Wat na 2015? Zoals gezegd zijn de gestegen brandstofkosten een feest voor de eigenaars van kerncentrales in West-Europa. Vooral zij genoten van de lage nucleaire productiekosten, terwijl de verbruiker de fors gestegen marktprijzen betaalde. Suez is een van die feestgangers, en de pret zou helemaal niet opkunnen als de volgende regering terugkomt op het