Persbericht TARIEVEN 2005 VOOR HET VERVOER EN DE DISTRIBUTIE VAN AARDGAS EN ELEKTRICITEIT

Transcriptie

1 Brussel, 13 januari 2005 Persbericht TARIEVEN 2005 VOOR HET VERVOER EN DE DISTRIBUTIE VAN AARDGAS EN ELEKTRICITEIT 1. Aardgasmarkt : de CREG keurt de tariefvoorstellen voor 2005 goed en legt voorlopige tarieven voor het gebruik van het vervoersnet en het distributienet voor aardgas op De CREG heeft binnen de wettelijk vastgestelde termijnen de tariefvoorstellen voor het jaar 2005 van de beheerders van het vervoersnet en het distributienet voor aardgas ontvangen. Na een eerste onderzoek van de tariefvoorstellen en de aanvullende informatie, heeft de CREG besloten alle tariefvoorstellen te verwerpen. Ze heeft de beheerders gevraagd aangepaste tariefvoorstellen in te dienen die voldoen aan verschillende door de CREG aangestipte punten, zodat zij tot het goedkeuren ervan zou kunnen beslissen. Alle beheerders hebben binnen de toegewezen termijn een aangepast tariefvoorstel bij de CREG ingediend. Tarieven voor het gebruik van het aardgasvervoersnet Op 9 december 2003 heeft de CREG het aangepaste tariefvoorstel goedgekeurd van de beheerders van het aardgasvervoersnet, namelijk Fluxys, dat de overbrenging en opslag van het aardgas verzekert en Fluxys LNG, dat de aardgasterminal van Zeebrugge exploiteert. In 2005 zal het vorig jaar ingevoerde systeem van het onderschrijven van overbrengingscapaciteit «entry-exit» worden voorgezet. Dit systeem biedt de netbeheerders een grotere soepelheid en vergroot de liquiditeit van de aardgasmarkt. De CREG wijst erop dat de overbrengingstarieven voor de vijfde opeenvolgende keer sinds de vrijmaking van de markt in 2000 zijn gedaald. Deze daling zet zich door in De tarieven voor het gebruik van de opslaginstallaties en de terminal kenden eveneens een daling tussen 2004 en Fluxys en Fluxys LNG behoren tot de operatoren die de laagste tarieven op Europees niveau toepassen. Verder stellen deze tarieven Fluxys en Fluxys LNG in staat hun kosten te dekken en leveren ze een billijke winstmarge op die het mogelijk maakt het in het net geïnvesteerde kapitaal te vergoeden en investeringen met het oog op de toekomst te doen. Tarieven voor het gebruik van het aardgasdistributienet Na onderzoek van de aangepaste tariefvoorstellen van de distributienetbeheerders (intercommunales), heeft de CREG de tarieven goedgekeurd van 6 distributienetbeheerders (ALG, INTERELECTRA-PLIGAS, INTERGAS NETBEHEER, IVEG, SIBELGA en WVEM) en geldig verklaard voor heel het jaar Voorlopige tarieven werden voor een periode van drie maanden opgelegd aan 13 distributienetbeheerders (GASELWEST, IDEG, IGAO, IGH, IMEWO, INTERGEM, INTERLUX, INTERMOSANE, IVEKA, IVERLEK, SEDILEC, SIBELGAS NOORD, SIMOGEL), omdat ze niet volledig voldeden aan de opmerkingen die de CREG in haar eerste beslissing over hun tariefvoorstel had gemaakt. De CREG stelt vast dat op Belgisch vlak de meeste distributietarieven voor 2005 gedaald zijn ten opzichte van de tarieven voor Persbericht CREG 13/01/2005 1/2

2 2. Elektriciteitsmarkt : de CREG beslist over de goedkeuring van de tariefvoorstellen transmissie en distributie van elektriciteit voor het exploitatiejaar 2005 Goedkeuring van de tariefvoorstellen 2005 / Opleggen van voorlopige tarieven voor de transmissienetbeheerder en de distributienetbeheerders voor elektriciteit Na een eerste onderzoek van de tariefvoorstellen en na ontvangst van de gevraagde bijkomende inlichtingen, besliste de CREG om alle tariefvoorstellen af te wijzen en dus aangepaste tariefvoorstellen te vragen. Deze aangepaste tariefvoorstellen dienden te worden aangepast op die punten die in de eerste beslissing van de CREG werden aangegeven, teneinde een goedkeurende beslissing te bekomen. Zowel de transmissienetbeheerder als de distributienetbeheerders hebben binnen de voorziene wettelijke termijnen een aangepast tariefvoorstel bij de CREG ingediend. Op basis van deze aangepaste tariefvoorstellen werden voor de transmissienetbeheerder en voor 15 van de 26 distributienetbeheerders voorlopige tarieven opgelegd (voor een periode van drie maanden), aangezien zij niet volledig tegemoet kwamen aan de opmerkingen van de CREG, zoals geformuleerd in haar beslissing bij het eerste tariefvoorstel. Bijgevolg werden voor 11 distributienetbeheerders (AIEG, AIESH, ALE, DNB BA, Gemeentelijk Havenbedrijf Antwerpen, INTERELECTRA, IVEG, régie de Wavre, PBE, Sibelga et WVEM) tarieven goedgekeurd voor het volledige jaar Voor de transmissienettarieven kan een dalende trend worden vastgesteld afhankelijk van het soort typeklant van +7% tot +13% zonder rekening te houden met toeslagen. Aan de kostenzijde is een daling van de onderliggende kosten voor ondersteunende diensten en van de billijke vergoeding het meest opvallend. Aan de opbrengstenzijde werd rekening gehouden met een verbetering in de afnameprofielen van de klanten en met een tarief-excedent verrekend uit De evolutie van de distributienettarieven is verschillend van regio tot regio. Niettegenstaande zijn een aantal factoren van toepassing voor de drie regio s: de impact van de benchmarking, de impact van de berekening bonus/malus 2003 alsook de daling inde intrestvoet die meespeelt in de berekening van de billijke winstmarge. Deze factoren komen volledig in mindering van de tarieven, maar worden tenietgedaan door een stijging in de post Netverliezen. In Vlaanderen dalen de tarieven over het algemeen met 8% tot 20%, afhankelijk van het spanningsniveau en het verbruiksprofiel. Deze daling is het gevolg enerzijds van de factoren zoals hiervoor beschreven en anderzijds van een gereguleerde financieringsstructuur en het verwerpen van een aantal onredelijke kosten. Brussel ziet zijn tarieven dalen met 5% tot 17%. Door de verdere vrijmaking van de elektriciteitsmarkt in het Brussels gewest (professionele klanten zijn vrij vanaf 1 juli 2004), de geanticipeerde opbrengst voor de financiering van de openbare dienstverplichtingen neemt toe (art. 26 van de elektriciteitsordonnantie), en laat zo toe om een belangrijk deel van de kosten van de openbare dienstverplichtingen te dekken, met dalende tarieven als gevolg. In Wallonië vertonen de distributienettarieven over het algemeen een daling voor het merendeel van de klantengroepen. Deze evolutie dient voor twee van de distributienetbeheerders te worden gerelativeerd aangezien zij in 2004 opgelegde tarieven kregen door de CREG. Een vergelijking met 2004 is dus niet mogelijk, temeer één van deze distributienetbeheerders relatief veel groter is geworden. NADERE INLICHTINGEN : - Elektriciteit : Guido DEBIE, Hoofdadviseur, Directie voor de controle op de prijzen en de rekeningen op de elektriciteitsmarkt, tel (2) guido.debie@creg.be - Gas : Laurent JACQUET, Eerstaanwezend adviseur, Directie voor de controle op de prijzen en de rekeningen op de aardgasmarkt, tel 02/ laurent.jacquet@creg.be Persbericht CREG 13/01/2005 2/2

3 Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Persconferentie Distributienet- en transmissienettarieven 2005 Directeur de heer Guido Camps Controle prijzen en rekeningen op de elektriciteitsmarkt 1

4 Inhoudstafel 1. Distributie Distributietarieven Vlaanderen Wallonië Brussel - Hoofdstad Benchmarking 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 2

5 Distributietarieven De evolutie van de distributietarieven varieert sterk tussen enerzijds de gewesten en anderzijds de klantengroepen Gewest Klantengroepen Residentieel Industrieel Vlaanderen Wallonië ** ** Brussel Determinerende factoren voor de drie gewesten Exogene factoren onafhankelijk van de beslissingen van de CREG In het algemeen verlaagt een daling in de intrestvoet de ontvangen billijke winstmarge van de distributienetbeheerders. Dit effect komt volledig in mindering van de tarieven, maar wordt tenietgedaan door een stijging in de post Netverliezen verklaard door een stijgende energieprijs. Endogene factoren beïnvloed door de beslissingen van de CREG Verlagende impact van de Bonus/Malus 2003* op de tarieven Daarenboven werd in 2004 een benchmarking uitgevoerd (zie transparanten 16-22) die een totale vermindering op de tarieven 2005 had van en dit voor de drie gewesten samen. * Zie volgende transparant **Kleine daling afhankelijk van het klantenprofiel 3

6 Bonus/Malus 2003 Het betreft een regularisatie op basis van de vergelijking tussen de goedgekeurde budgetten 2003 en de werkelijke cijfers De CREG berekent ieder jaar de bonus/malus en dit in overeenstemming met artikel 24 van het koninklijk besluit van 11 juli De bonus/malus wordt als volgt bepaald: OBM Opbrengsten 2003 Kosten 2003 TBM Opbrengsten 2003 Kosten 2003 OBM = overschot bruto marge TBM = tekort bruto marge Voor de tariefperiode 2003 werd, voor de distributie, door de CREG een globaal bedrag van berekent dat in mindering diende te worden gebracht van de tarieven Behalve EVGHA kennen alle DNB s een negatieve impact op hun tarieven schommelend tussen 0 en 19.7 miljoen euro. 4

7 Distributietarieven in Vlaanderen Evolutie van de distributietarieven in Vlaanderen tussen 2004 en 2005 per typeklant In Vlaanderen dalen de tarieven over het algemeen met 8% tot 20%. Deze daling is te wijten aan een aantal door de CREG genomen maatregelen, bovenop deze die geldig zijn voor de drie gewesten (zie vorige transparant), een gereguleerd financieringsstructuur ( ) en het verwerpen van een aantal onredelijke kosten zoals de kosten voor de captieve markt (impact: ). Wetende dat de tarieven nog steeds de kosten voor de distributie van groene stroom bevatten, kunnen we besluiten dat de tarieven eigenlijk een grotere daling kennen. Daarnaast verhogen de kosten voor openbare verlichting de tarieven, aangezien dit nu een openbare dienstverplichting is. /jaar Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh. 0 IMEA INTERGEM IMEWO IVEKA IVERLEK SIBELGAS NOORD AGEM GASELWEST IVEG WVEM-ETIZ INTERELECTRA PBE BIAC EV/GHA De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW en Elia-heffing Opmerking: de definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage 5

8 /jaar Distributietarieven in Vlaanderen Residentiële typeklant Eurostat De met een jaarlijks verbruik van kWh INTERGEM IMEA IMEWO IVEKA IVERLEK INTERELECTRA SIBELGAS NOORD GASELWEST WVEM-ETIZ IVEG AGEM PBE BIAC EV/GHA /jaar De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW en Elia-heffing Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van kWh SIBELGAS NOORD AGEM EV/GHA BIAC WVEM-ETIZ INTERGEM IVEG IMEA INTERELECTRA IVEKA PBE IVERLEK IMEWO GASELWEST Opmerking: de definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage

9 /jaar Distributietarieven in Vlaanderen Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijkse verbruik van kWh INTERGEM IVEG IVEKA IMEA INTERELECTRA IVERLEK IMEWO WVEM-ETIZ GASELWEST PBE SIBELGAS NOORD AGEM EV/GHA BIAC /jaar De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW en Elia-heffing AGEM BIAC INTERGEM IVEKA IVERLEK GASELWEST IMEA IMEWO IVEG PBE SIBELGAS NOORD WVEM-ETIZ INTERELECTRA EV/GHA Industriële typeklant Eurostat Ih met een jaarlijkse verbruik van kWh. Opmerking : De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage * PBE heeft geen klanten op TransMS in 2004 *

10 Vergelijking van de distributietarieven 2005 voor de DNB s Imewo et Interelectra Verklaring van de varianties - Gebruik van het net : de verdeling van de klanten over de verschillende klantengroepen verschilt sterk tussen de verschillende DNB s Gebruik van het net Metering* Netverliezen Heffingen** - Netverliezen : de prijs van de netverliezen verkregen door de DNB s van de gemengde sector is voordeliger dan deze van de DNB s van de zuivere sector - Heffingen : de DNB s van de gemengde sector hebben een heffing voor niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen en Imewo heeft een belasting geheven om de aangesloten gemeenten te vergoeden /jaar Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh. /jaar Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van kWh Imewo Interelectra 0 Imewo Interelectra De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW en Elia-heffing * Meterhuur inbegrepen ** Heffingen niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen en de retributie voor de gemeenten 8

11 Vergelijking van de distributietarieven 2005 voor de DNB s Imewo et Interelectra gebruik van het net Iedere DNB heeft een andere structuur qua aantal klanten, lengte van de lijnen, infrastructuurkosten, verbruikte energie, aansluitvermogen, en dit op ieder spanningsniveau. Dit brengt een verschillende kost per spanningsniveau met zich mee. De kosten van Imewo toegewezen aan laagspanning voor het gebruik van het net zijn ongeveer 20% lager, terwijl het aantal vervoerde MWh meer dan 40% hoger ligt dan op laagspanning bij Interelectra Voorbeeld (de gebruikte gegevens zijn niet reëel) A B Kostensoorten op de post «gebruik van het net» Infrastructuur (investeringen) Personeelskosten Onderhoud Kosten toegewezen aan laagspanning Imewo Interelectra Verbruikte energie op laagspanning Imewo MWh Interelectra MWh Billijke vergoeding Berekening tarieven laagspanning voor gebruik van het net Imewo A/B = /MWh 4 /MWh Interelectra 7,14 /MWh 9

12 Distributietarieven in Wallonië Evolutie van de distributietarieven in Wallonië tussen 2004 en 2005 per typeklant (voor reeds in aanmerking komende klanten of die in de toekomst in aanmerking komen) /jaar 250 Wallonië ziet zijn tarieven over het algemeen dalen met 0% tot 7%. Dit is het gevolg van het verwerpen van een reeks onredelijke kosten. AIEG en Waver hebben voor 2005 een verschillende tariefstructuur dan deze van In 2004 had de CREG aan beide de tarieven van Simogel opgelegd (zonder heffingen). In 2005, is de omvang van AIEG fundamenteel verschillend van het verleden door een inbreng in gebruik Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh. 0 WAVRE SIMOGEL AIEG IEH SEDILEC PBE W GASELWEST W IDEG INTERMOSANE ALE INTEREST AIESH INTERLUX De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW Opmerking: de definitie van de typeklanten werden opgenomen in bijlage 10

13 /jaar Distributietarieven in Wallonië Residentiële typeklant Eurostat De met een jaarlijks verbruik van kWh WAVRE SIMOGEL SEDILEC IEH GASELWEST W IDEG PBE W INTERMOSANE INTEREST INTERLUX /jaar AIEG ALE AIESH De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van kWh. Opmerking: De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage PBE W GASELWEST W WAVRE SIMOGEL AIESH ALE SEDILEC IEH * INTEREST AIEG IDEG INTERMOSANE * PBE heeft geen klanten op TransMS in 2004 INTERLUX 11

14 /jaar PBE W GASELWEST W Distributietarieven in Wallonië SIMOGEL AIEG ALE De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW WAVRE SEDILEC Industriële typeklant Eurostat Ih met een jaarlijks verbruik van kWh. Opmerking: De definitie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage IEH AIESH INTEREST AIEG IDEG INTERMOSANE /jaar WAVRE IEH INTERLUX SIMOGEL SEDILEC INTEREST INTERMOSANE GASELWEST W Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van kWh. INTERLUX IDEG PBE W AIESH ALE * PBE heeft geen kanten op TransMS in 2004 * 12

15 Distributietarieven in Brussel Evolutie van de distributietarieven in Brussel tussen 2004 en 2005 per typeklant (enkel voor in aanmerking komende klanten) Brussel ziet zijn tarieven dalen met 5% tot 17%. Door de verdere vrijmaking van de elektriciteitsmarkt in het Brussels gewest (professionele klanten zijn vrij vanaf 1 juli 2004), de geanticipeerde opbrengst voor de financiering van de openbare dienstverplichitngen neemt toe (art. 26 van de elektriciteitsordonnantie),en laat zo toe om een belangrijk deel van de kosten van de openbare dienstverplichtingen te dekken, met dalende tarieven als gevolg. Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh. Residentiële typeklane Eurostat De met een jaarlijks verbruik van kWh /jaar /jaar 120 SIBELGA 600 SIBELGA De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW Opmerking: de defintie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage 13

16 Distributietarieven in Brussel Industriële typeklant Eurostat Ib met een jaarlijks verbruik van kWh /jaar Industriële typeklant Eurostat Id met een jaarlijks verbruik van kWh /jaar SIBELGA Opmerking: de defintie van de typeklanten werd opgenomen in bijlage De voorgestelde tarieven zijn exclusief BTW SIBELGA 14

17 Inhoudstafel 1. Distributie Distributietarieven Benchmarking 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 15

18 A. Benchmarking van de reële kosten 2003 gebruikte variabelen Evaluatie van de «efficiëntiekost» van de DNB s door hun beheersbare kosten tegenover acht fysieke outputs te plaatsen. Beheersbare kosten : Totale kosten min de volgende elementen : - Totale transportkosten; - Vennootschapsbelasting; - Andere belastingen (andere dan vennootschapsbelasting); - Onroerende voorheffing; - Kosten i.v.m. ODV s; - Vergoeding voor gebruik van het openbaar domein ; - Kosten voor niet gekapitaliseerde bijkomende pensioenen. Fysieke outputs : 1. Doorgevoerde energie; 2. Doorgevoerde energie (LS); 3. Aantal toegangspunten (HS); 4. Aantal toegangspunten (LS); 5. Maximaal vermogen; 6. Lengte van het circuit (HS); 7. Lengte van het circuit (LS); 8. Aantal transformatoren. 16

19 A. Benchmarking van de reële kosten 2003 belangrijkste resultaten Resultaten van de efficiëntiemeting : een score tussen 0% (inefficiënt) en 100% (efficiënt) 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 17 DNB10 DNB11 DNB2 DNB20 DNB22 DNB23 DNB26 DNB3 DNB4 DNB6 DNB7 DNB13 DNB25 DNB8 DNB1 DNB16 DNB9 DNB27 DNB19 DNB17 DNB12 DNB14 DNB18 Efficiëntiescores DNB24 DNB5 Aantal efficiënte DNB's (#) 11 Gemiddelde efficiëntie (%) 90,3% Minimum efficiëntie (%) 70,2%

20 B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 Basisveronderstellingen Steunend op twee basisveronderstellingen : 1. Er wordt geen enkele kostenverhoging aanvaard (bij constante prijzen) tussen de reële cijfers 2003 en de cijfers 2005 ; 2. De rol van de benchmarking wordt beperkt : - de inefficiëntie gemeten in 2003 dient slechts voor een vierde te worden weggewerkt in 2005; - de jaarlijkse vermindering in de kosten die wordt afgeleid uit de benchmarking 2003 wordt beperkt tot 8%. 18

21 B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 overzicht van het algoritme 19

22 C. Resultaten van het algoritme Impact op de tariefvoorstellen 2005 Op basis van het algoritme werden voor 2005 aan zes distributienetbeheerders bijkomende kostenreducties opgelegd en dit voor een totaal bedrag van EUR , , , , ,00 500,00 0,00 20 DNB27 DNB24 DNB23 DNB5 DNB22 DNB9 DNB1 DNB2 DNB3 DNB11 DNB7 DNB16 DNB26 DNB20 DNB25 DNB17 DNB14 DNB13 DNB8 DNB18 DNB19 DNB6 DNB10 DNB12 DNB4 Opgelegde kostenreducties in 2005 (keur)

23 C. Resultaten van het algoritme Vergelijking tussen de werkelijk beheersbare kosten 2003 en de goedgekeurde 2005 (constante prijzen 2003) , ,00-7,61% , , , , , , ,00 Werkelijke beheersbare kosten 2003 (keur) Goedgekeurde beheersbare kosten 2005 (keur 2003) Belangrijkste redenen voor de daling : - benchmarking en controle van de individuele dossiers ; - kostenbeheersende maatregelen door de DNB s. 21

24 C. Resultaten van het algoritme Indicaties van de kostenreducties tot 2008 Tegen 2008 dienen elf distributienetbeheerders bijkomende kostenbesparingen te realiseren voor een totaal bedrag van ongeveer 48 miljoen euro , , , , , ,00 0,00 22 DNB27 DNB24 DNB23 DNB5 DNB22 DNB9 DNB1 DNB2 DNB3 DNB11 DNB7 DNB16 DNB26 DNB20 DNB25 DNB17 DNB14 DNB13 DNB8 DNB18 DNB19 DNB6 DNB10 DNB12 DNB4 Kostenreducties tegen 2008 (keur2005)

25 Inhoudstafel 1. Distributie 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 23

26 Captieve markt Volgens het ministerieel besluit van 8 december 2004 tot wijziging van het ministerieel besluit van 12 december 2001 houdende vaststelling van de maximumprijzen voor de levering van elektriciteit: Vanaf 1 juli 2004 (met retro-actief effect) genieten de captieve klanten met een tweeurentarief en een aansluitvermogen lager dan 30kVA van een reductie in de vaste term op hun factuur. Residentiële typeklant Eurostat Dc met een jaarlijks verbruik van 3.500kWh waarvan dag en nacht 440 /jaar Dit zijn volledige tarieven maar exclusief BTW en belastingen en heffingen Captief 24

27 Inhoudstafel 1. Distributie 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 25

28 Transmissietarieven in 2005 De transmissietarieven kennen sinds het begin van de regulering een constante daling dankzij de aanhoudende inspanningen van de TNB. Tussen 2004 en 2005, is de daling van de tarieven het gevolg van zowel de beheersing van de kosten die aan de grondslag liggen van de tarieven als van de nauwgezette controle van de volumes en de afnameprofielen. Aan de kostenzijde is een daling van de onderliggende kosten voor ondersteunende diensten en van de billijke vergoeding het meest opvallend. Type 1 /jaar Evolutie/ % -24% -32% -42% Aan de opbrengstenzijde werd rekening gehouden met een verbetering in de afnameprofielen van de klanten en met een tariefexcedent verrekend uit Tarieven exclusief BTW en belastingen en heffingen Typeklant Spanningsniveau Vermogenspiek Energie verbruik Gebruiksduur (GWh) (h) 1 380/220/150 kv Transf 70/36/30 kv /36/30 kv 2,5 13,

29 Transmissietarieven in 2005 Evolutie/ % -30% -36% -44% En /an Type 2 met een jaarlijks verbruik van 145 GWh en een vermogen van 25MW /jaar Evolutie/ % -32% -37% -43% Type 3 met een jaarlijks verbruik van13.5 GWh en een vermogen van2.5mw Tarieven exclusief BTW en belastingen en heffingen /jaar

30 Inhoudstafel 1. Distributie 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 28

31 Evolutie belastingen en heffingen Evolutie van de belastingen en heffingen op transmissieniveau van januari 2003 tot januari 2005 Evolutie 04 vs 05 Evolutie 03 vs 04 In /MWh jan-05 jun-04 Jan-03 Federaal Energiebijdrage* 1,9088 1,9088 0% 1, % CREG 0,1144 0, % 0, % Financiering van de denuclearisatie 0,6615 0,7176-8% 0, % Kyotofonds - CO2 uitstoot 0,3140 0,3225-3% 0, % Financiering sociaal fonds ** 0,3256 0,3216 1% 0,3177 1% Beschermde klanten - sociale tarieven 0,3176 0, % 0, % Totaal 3,6419 3,5594 2% 2, % Vlaamse geweest Promotie REG*** 0,0756 0,0769-2% 0,0777-1% Gebruik van het openbare domein*** 0,0000 0, % 0, % Elia-heffing 4,9100 0,0000 NS 0,0000 NS Waalse geweest Gebruik van het openbare domein 0,2351 0, % 0,2956 0% * van toepassing op laagspanning ** geldig sinds juli 2003 *** nvt op het netwerk tussen 380 en 150kV Opmerking : de heffingen zijn exclusief BTW (onafhankelijk van het feit of ze al dan niet aan BTW onderworpen zijn) 29

32 Inhoudstafel 1. Distributie 2. Captieve markt 3. Transmissie 4. Belastingen en heffingen 5. Evolutie van de componenten van de elektriciteitsprijs tussen 2000 en Bijlagen 30

33 Evolutie van de componenten van de elektriciteitsfactuur voor 2 typeklanten, tussen 2000 en 2005 We stellen vast dat voor de eerste klant (type2), aangesloten op het transmissienet, de gereguleerde kosten (transmissie) een constante daling kennen sinds het begin van de regulering. Daartegenover staat een stijging in de productiekosten door een stijging in de kosten voor brandstoffen (Nc). Typeklant 2 - Federaal cent /kwh Productiekost 2,9502 3,1307 3,0929 3,0902 3,4478 3,7210 Fuel Cost 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Andere Kosten 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 Gemiddelde Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Transmissiekost Captieve 0,9833 0,9226 0,6890 0,6312 0,5506 Distributiekost Markt Totaal 5,6700 4,1140 4,0155 3,7791 4,0789 4,2716 Ic type 2 Spanningsniveau Middenspanning Transf 70/36/30kV Distributie Transmissie Energie kwh normale uur KWh stille uur 0 0 kwh totaal Tarieven exclusief BTW en belastingen en heffingen Vermogen kw normale uur KW stille uur Gebruiksduur normale uur stille uur 0 0 Totaal

34 Evolutie van de componenten van de elektriciteitsfactuur voor 2 typeklanten, tussen 2000 en 2005 Typeklant Ic, KMO s aangesloten op het distributienet, kent een positieve evolutie (de prijzen dalen) dankzij een daling in de gereguleerde tarieven en ondanks een stijging in de kosten voor brandstoffen. Typeklant Ic - Vlaanderen cent /kwh Productiekost 6,0898 6,2703 6,2325 6,2297 6,5873 6,8606 Fuel Cost 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Andere Kosten 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 Gemiddelde Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Transmissiekost 1,1235 1,0104 0,8781 Distributiekost Captieve markt 2,8635 2,8636 2,3756 Totaal 12, , , , , ,1144 Typeklant Ic - Wallonië cent /kwh Productiekost 6,0898 6,2703 6,2325 6,2297 6,5873 6,8606 Fuel Cost 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Andere Kosten 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 Gemiddelde Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Transmissiekost 1,1235 1,0104 0,8781 Distributiekost Captieve markt 3,7723 4,0920 3,9198 Totaal 12, , , , , ,6585 Tarieven exclusief BTW en belastingen en heffingen 32

35 Bijlagen Definitie van de typeklanten en gebruikte hypothese bij de berekeningen Benchmarking 33

36 Distributietarieven De definitie van de typeklanten en de belangrijkste hypothesen gebruikt bij de berekeningen Residentieel Industrieel Typeklant Dc De Ib Id Ih1 Spanningsniveau LS LS MS MS TRANSMS Energie kwh normale uur KWh stille uur kwh totaal Vermogen kw normale uur 6, KW stille uur 6, Gebruiksduur normale uur stille uur Totaal Hypothesen zie hieronder* * Hypothesen en opmerkingen 1 LS = Laagspanning 2 MS = Middenspanning 3 TransMS = Tranformatie naar middenspanning 4 Geen reactieve energie boven het forfait en dus geen toepassing van het tarief - voor alle klanten 5 Alle klanten op MS en TransMS hebben een aansluitingsvermogen hoger dan 56kVA 6 De klanten op LS hebben een aansluitingsvermogen lager dan 56kVA 7 Voor Biac bevatten de typeklanten Dc - De geen huishoudens, maar zeer kleine industriëlen. 34

37 Voorbeeld 1 : B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeelden Een DNB heeft een efficiëntie van 100% en reële kosten van 100 EUR voor Deze kosten worden voor 2005 gebudgetteerd op 120 EUR. BESLISSING CREG : - De stijging in de kosten tussen 2003 en 2005 (20 EUR) wordt verworpen. => De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 100 EUR. 35

38 Voorbeeld 2 : B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeeld (vervolg 2) Een DNB heeft een efficiëntie van 90% en reële kosten van 100 EUR voor De gebudgetteerde kosten voor 2005 zijn 120 EUR. BESLISSING CREG : - De stijging in de kosten tussen 2003 en 2005 (20EUR) wordt verworpen.. - De DNB dient in 2005 ¼ van zijn efficiëntie-achterstand in te halen. (de DNB moet tegen 2008 een kostenniveau van 90 EUR halen; hij dient bijgevolg jaarlijks zijn kosten te doen dalen met 2,6%). 100,0 100,0 97,4 94,9 92,4 90,0 De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 97,4 EUR. Kosten (EUR) 80,0 60,0 40,0 20,0 0,

39 Voorbeeld 3 : B. Evolutie van de kosten tussen 2003 en 2005 voorbeeld (vervolg 3) Een DNB heeft een efficiëntie van 60% en reële kosten van 100 EUR voor Deze kosten worden voor 2005 gebudgetteerd op 95 EUR. BESLISSING CREG : - De DNB dient in 2005 ¼ van zijn efficiëntie-achterstand in te halen. (de DNB moet tegen 2008 een kostenniveau van 60 EUR halen; hij dient bijgevolg jaarlijks zijn kosten te doen dalen met 9,6%). - De jaarlijkse vermindering in de kosten die wordt afgeleid uit de benchmarking (9,6%) is hoger dan het vastgestelde plafond van jaarlijkse vermindering (8%), deze laatste is dus van toepassing. => De kosten van de DNB worden voor 2005 beperkt tot 92 EUR. 37