Bijlage 2 principebeslissing Zonnepark Kristalpark III: Methodiek voor parameters finale berekening bandingfactor

Transcriptie

1 Bijlage 2 principebeslissing Zonnepark Kristalpark III: Methodiek voor parameters finale berekening bandingfactor Inleiding In deze bijlage wordt de methodiek toegelicht om de finale parameters te bepalen die gebruikt worden om de definitieve berekeningen uit bijlage III/3 van het Energiebesluit uit te voeren. Parameters voor de berekening van de finale onrendabele top 1. Het elektrisch piekvermogen van de installatie Voor de finale berekening zal het piekvermogen van de installatie worden bepaald aan de hand van de garanties en bepalingen in het finale ondertekende EPC-contract. 2. De specifieke investeringskost De specifieke investeringskost bestaat uit verschillende onderdelen, waarvan het grootste gedeelte de bouw van de installatie betreft. Voor de finale berekening zal deze kost aangetoond worden op basis van het uiteindelijke EPC-contract. De aanvrager dient daarbij voor dit EPC-contract en voor alle verder vermelde contracten aan te tonen dat er een prijsvraag is gebeurd aan verschillende leveranciers en daarbij gekozen is voor de goedkoopste offerte die aan de randvoorwaarden van de prijsvraag voldeed. Om dit aan te tonen moeten minstens 3 geldige offertes voorgelegd worden aan het VEA. Het voorgelegde contract voor de berekening van de definitieve bandingfactor moet ook uitgevoerd worden, alle contractwijzigingen moeten gemeld worden en leiden tot verval van de berekende definitieve bandingfactor indien die daardoor meer dan 2% zou afwijken. Als de bandingfactor hierdoor meer dan 2% hoger zou komen te liggen, leidt dit niet tot verval van de berekende definitieve bandingfactor. Naast de effectieve investeringskost van de installatie, zijn er ook nog andere kosten die door Kristal Solar Park NV zelf gedragen worden en die ook onder de specifieke investeringskost vallen. Hieronder wordt vermeld hoe deze kosten in de finale berekening verantwoord dienen te worden: a) Vergunningen en ontwikkelingskosten: op het ogenblik van de berekening van de definitieve bandingfactor is het project volledig ontwikkeld en zijn de vergunningen reeds verkregen. Bijgevolg kan deze kost aangetoond worden aan de hand van facturen. Het VEA neemt aan dat de ontwikkeling van het project nagenoeg volledig gebeurt door andere partijen dan Kristal Solar Park NV. Daarom moet dit deel van de ontwikkelingskosten aangetoond worden door facturen. Het resterende deel van de ontwikkelingskost (dat niet aangetoond kan worden via facturen) moet onderbouwd worden aan de hand van gegevens over gepresteerde manuren en bijhorende loonkosten; 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 1

2 b) Netaansluiting: 1. Startsituatie = directe lijn naar Nyrstar: aangezien er een directe lijn wordt aangelegd tussen het zonnepark en Nyrstar, en Nyrstar de geproduceerde elektriciteit voor 100% zal kopen van Kristal Solar NV, wordt het zonnepark in eerste instantie niet aangesloten op het elektriciteitsnet. De kost die bepaald moet worden, is de kostprijs van de directe lijn van het zonnepark naar Nyrstar. Deze kosten zullen aangetoond moeten worden aan de hand van een ondertekend contract / een ondertekende offerte voor deze werkzaamheden en eventueel aan de hand van de LOI tussen Kristal Solar Park NV en Nyrstar over onder meer de verdeling van deze investeringskost over beide partijen. Vooraleer de directe lijn kan aangevraagd worden en aangelegd worden, moeten een aantal studies uitgevoerd worden in opdracht van Nyrstar. Ook deze studies zullen meegenomen worden in de definitieve investeringskost. Ook deze kosten kunnen aangetoond worden via facturen. Voor zover het Elia (de transmissienetbeheerder) is die de studies uitvoert en de directe lijn aanlegt, moeten hiervoor geen 3 offertes voorgelegd worden om aan te tonen dat gekozen werd voor het goedkoopste aanbod. Als deze werken uitgevoerd worden door andere partijen, is het wel nodig om aan te tonen dat er gekozen werd voor het goedkoopste aanbod aan de hand van 3 offertes; 2. Aansluiten van bijkomende bedrijven op delen van het zonnepark: - in de loop van de beleidsperiode van 15 jaar is het de bedoeling om percelen af te bakenen waarop bedrijven zich komen vestigen met een welbepaald vermogen aan zonnepanelen (een deelinstallatie). Dit vermogen zal zo gekozen worden dat bijna alle stroom afgenomen wordt door het bedrijf in kwestie en de resulterende inkomsten uit elektriciteit (zie volgend streepje) stijgen; - op dat ogenblik moet deze deelinstallatie losgekoppeld worden van het moederpark en via een directe lijn aangesloten worden op het bedrijf in kwestie. Deze kosten zijn niet gekend op het ogenblik dat de definitieve bandingfactor wordt berekend. Het uitgangspunt is dat Kristal Solar Park NV met ieder bedrijf een LOI zal afsluiten, waarin de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn wordt bepaald, maar ook de verrekening van de aansluitingskosten. Deze kosten kunnen via de actualisaties enkel verrekend worden in de bandingfactor als ze verrekend worden in de elektriciteitsprijs die het bedrijf zal betalen aan Kristal Solar Park NV. Het is nodig om voor ieder bedrijf de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn in de LOI uit te drukken in functie van de belangrijkste determinanten van deze prijs. Als er een kostenbijdrage wordt toegevoegd voor de vergoeding van de kosten voor de aanleg van de directe lijn, dan moet dit transparant gebeuren. Dit moet uitgedrukt worden als een aparte term in de vergelijking. Als deze werken niet uitgevoerd worden door de netbeheerder maar door andere partijen, dan is het nodig om aan te tonen dat gekozen wordt voor het goedkoopste aanbod aan de hand van 3 offertes; c) Professionele vergoedingen: juridische kosten, due diligence, civil engineering kosten. Al deze kosten zijn kosten die gekend zullen zijn tegen de aanvraag van de definitieve bandingfactor en die daarom moeten aangetoond worden door middel van facturen en/of contracten; d) Onvoorziene kosten (contingency): deze worden voor de voorlopige bandingfactor ingeschat op 0,6% van de investeringskost van de installatie. Wanneer de definitieve bandingfactor 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 2

3 berekend wordt, zal een groter deel van de totale kostprijs reeds vastliggen. De contingency zal dan aanzienlijk lager liggen en onderbouwd moeten worden. 3. Het aandeel eigen vermogen in de investering Voor de definitieve bandingfactor zullen contracten voorgelegd kunnen worden omtrent het geleende bedrag. Aan de hand van deze informatie kan het aandeel eigen vermogen bepaald worden. 4. De rente van de banklening Voor de definitieve bandingfactor zullen contracten voorgelegd kunnen worden omtrent de lening. Hieruit zal de rente van de lening afgeleid kunnen worden. 5. De afschrijvingstermijn De afschrijvingstermijn wordt gelijk gesteld aan de maximale afschrijvingstermijn volgens punt M 3.1 van bijlage III/3 van het Energiebesluit, namelijk 15 jaar. 6. De beleidsperiode De beleidsperiode wordt gelijk gesteld aan de afschrijvingstermijn, volgens het bepaalde in punt 1.2 van bijlage III/3 van het Energiebesluit. 7. De termijn van de banklening De termijn van de banklening wordt in de berekening gelijk genomen aan de afschrijvingstermijn, volgens het bepaalde in punt 1.2 van bijlage III/3 van het Energiebesluit. 8. De constructieperiode nodig voor het bouwen van het project Voor de finale berekening wordt de constructieperiode voor de bouw van het zonnepark vastgelegd op 0 jaar. 9. Het jaar waarvoor de berekening gebeurt (jaar 0) De berekening gebeurt voor een datum die bij de aanvraag van de definitieve bandingfactor wordt opgegeven. Dit is de datum waarop aangenomen wordt dat het zonnepark in dienst zal genomen worden. 10. Het deel van de investering dat in aanmerking komt voor verhoogde investeringsaftrek Het deel van de investering dat in aanmerking komt voor verhoogde investeringsaftrek is gelijk aan 100%, volgens het bepaalde in artikel 69 van het W.I.B Het percentage van de investeringsaftrek Het percentage van de verhoogde investeringsaftrek zal bij de finale berekening worden vastgelegd op de waarde die op dat moment gepubliceerd is in het Staatsblad. 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 3

4 12. Het gemiddelde jaarlijks aantal vollasturen Het gemiddeld aantal vollasturen zal bepaald worden in overeenstemming met de uiteindelijke opstelling van het zonnepark. Mogelijk zijn er verschillen ten opzichte van de berekening van 3E uit de review van de haalbaarheidsstudie van Green Ventures. In dat geval moet de berekening aangepast worden en moet het VEA de berekende vollasturen goedkeuren nadat de berekening voorgelegd is aan het VEA. In elk geval zal het aantal vollasturen niet lager vastgelegd worden dan het aantal vollasturen dat bepaald wordt via de JRC-vollasturen-tool voor de betreffende gemeente, oriëntatie en hellinghoek (PVGIS-tool Het aandeel verkoop via directe lijn Bij de berekening van de definitieve bandingfactor zal gans het zonnepark aangesloten worden op Nyrstar. Nyrstar zal de geproduceerde elektriciteit voor 100% aankopen van Kristal Solar Park NV. Bijgevolg is het aandeel verkoop via directe lijn gelijk aan 100%. Het is evenwel niet duidelijk hoe de situatie zal zijn als externe bedrijven zich komen vestigen. Per bedrijf wordt een vermogen bepaald dat losgekoppeld zal worden van het zonnepark dat aangesloten is via een directe lijn op Nyrstar. Dit vermogen zal aangesloten worden op het bedrijf in kwestie via een directe lijn. Het is echter niet duidelijk of alle stroom in dat geval verkocht wordt aan deze bedrijven of enkel de stroom die direct verbruikt wordt door deze bedrijven. Afhankelijk van de situatie kan het totale aandeel verkoop via directe lijn door de komst van deze externe bedrijven lager worden dan 100%. Dit aandeel kan aangepast worden tijdens de actualisaties van de bandingfactor. 14. De elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn I. Nyrstar In het jaar 0 koopt Nyrstar alle geproduceerde elektriciteit van Kristal Solar Park NV. De verkoopsprijs (P v) zal gelijk moeten zijn aan: Pv = %injectie * Pinjectie + %afname * Pvermeden [Formule 1] Op normale productiedagen verbruikt Nyrstar alle geproduceerde elektriciteit van het zonnepark. Enkel tijdens periodes van (gedeeltelijk) onderhoud is het elektriciteitsverbruik van Nyrstar onvoldoende groot om gans de elektriciteitsproductie direct te verbruiken. Bijgevolg wordt een deel van de elektriciteit geïnjecteerd in het Elia-net. Dit aandeel wordt door Nyrstar ingeschat op 10%. Het VEA heeft op basis van de afnamecijfers van Nyrstar van 2016 en een gemiddeld productieprofiel voor een PV-installatie (specifiek voor een Oost-West opstelling) berekend hoe groot het aandeel injectie zou kunnen zijn. Als alle elektriciteit uit het zonnepark in normale omstandigheden kan ingezet worden om het verbruik van Nyrstar in te vullen, dan is de 10% schijnbaar een realistische inschatting. Als slechts een deel van het verbruik kan vervangen worden door de elektriciteit van het zonnepark, dan kan het aandeel injectie hoger liggen. Hoe hoger het aandeel injectie ligt, hoe lager de verkoopsprijs voor de elektriciteit is en hoe hoger de resulterende bandingfactor. Voordat de definitieve bandingfactor berekend wordt, moet duidelijk zijn op welke manier de directe lijn naar Nyrstar zal aangelegd worden en moeten Kristal Solar Park NV en Nyrstar op basis van deze informatie een analyse laten uitvoeren van het verwachte aandeel injectie. De elektriciteitsprijs voor 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 4

5 verkoop via directe lijn voor de berekening van de definitieve bandingfactor zal bepaald worden aan de hand van dit aandeel injectie. Formule 1 zal opgenomen worden in de LOI tussen Kristal Solar Park NV en Nyrstar. Eens het zonnepark in dienst is, kan maandelijks bepaald worden hoe groot het aandeel injectie is. Zowel de prijs voor de geïnjecteerde elektriciteit als de vermeden elektriciteitsprijs zullen in de LOI tussen Kristal Solar Park NV en Nyrstar uitgedrukt worden in de vorm van een formule, die maandelijks kan ingevuld worden. Op basis van Formule 1 kan vervolgens de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn voor iedere maand berekend worden. Dit laat toe om te weten hoeveel Nyrstar maandelijks aan Kristal Solar Park NV moet betalen. Na een jaar zijn er bovendien voldoende gegevens beschikbaar om de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn van het voorbije jaar te actualiseren in de OT-berekening (zowel het deel dat door Nyrstar zelf verbruikt wordt als het deel dat op het net geïnjecteerd wordt). Hieronder wordt besproken welke componenten opgenomen moeten worden in de formules voor enerzijds de prijs voor injectie en anderzijds de vermeden elektriciteitsprijs van Nyrstar: a) Prijs voor injectie (P injectie): voor de verkoop van geïnjecteerde elektriciteit heeft het VEA voorlopig nog geen input van Nyrstar gekregen. Voor de berekening van de definitieve bandingfactor zal Nyrstar een PPA hebben afgesloten voor de verkoop van de geïnjecteerde elektriciteit. Ook voor deze PPA geldt dat aangetoond moet worden dat gekozen is voor het meest kostenefficiënte aanbod. Om dit aan te tonen moeten minstens 3 offertes voorgelegd worden aan het VEA. Op basis van de bepalingen in de PPA wordt een formule opgesteld die berekent hoeveel Nyrstar zal ontvangen voor de geïnjecteerde stroom, rekening houdend met de injectiekosten die bijkomend moeten betaald worden: P injectie = Endex jaarprijs (of gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs) Onbalanskost - Variabele injectiekost [Formule 2]; Voor deze formule wordt aangenomen dat Nyrstar de stroom zal verkopen aan Belpex day ahead prijs en dat de enige kosten de onbalanskosten en de variabele injectiekosten zijn. Als de geïnjecteerde stroom op een andere manier wordt verkocht, dient de formule aangepast te worden. Bovenstaande formule wordt uitgedrukt in twee varianten: enerzijds met de Endex jaarprijs als marktprijs elektriciteit en anderzijds met de gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs 1 als marktprijs elektriciteit: - De Endex jaarprijs zal gebruikt worden voor voorafinschattingen, dus in de OTberekening, voor de berekening van de definitieve bandingfactor en ook bij iedere actualisatie voor de inschatting van de elektriciteitsprijs voor het komende jaar; - De gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs wordt gebruikt voor afrekening en nacalculatie (actualisaties) achteraf: Voor de maandelijkse afrekening van de aankoop van elektriciteit door Nyrstar van Kristal Solar Park NV en voor de actualisaties kan de gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs gebruikt worden. 1 (sommatie over alle kwartieren van PV-stroom geleverd aan Nyrstar in MWh tijdens elk kwartier x Belpex day ahead tijdens dat kwartier in /MWh) gedeeld door totale geleverde PV-stroom aan Nyrstar tijdens jaar n, uitgedrukt in MWh 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 5

6 b) Vermeden elektriciteitsprijs Nyrstar (P vermeden): er wordt aangenomen dat de PV-installatie er niet voor zal zorgen dat het piekvermogen dat Nyrstar gebruikt zal dalen. Bijgevolg wordt aangenomen dat enkel variabele kosten vermeden worden. Deze variabele kosten zijn: de vermeden energieprijs (de commodity prijs), de bijdrage voor GSC en WKK, de transportkosten, de bijdrage strategische reserve en eventuele andere variabele kosten. Voorlopig wordt aangenomen dat de vermeden energieprijs (de commodity prijs) gelijk is aan de gemiddelde Belpex day ahead prijs gewogen over de uren waarop Nyrstar de PVelektriciteit verbruikt. Deze prijs kan pas achteraf ingevoerd worden in de OT-berekening. Voor het komende jaar wordt daarom de Endex jaarprijs gebruikt in plaats van de gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs. Het gebruik van de elektriciteit van de PV-installatie zorgt ook voor extra kosten, die in mindering gebracht moeten worden van de vermeden elektriciteitsprijs. Het gaat om stijgende onbalanskosten en kosten voor de productie van reactieve energie. De stijging van de onbalanskosten is reeds ingeschat door Nyrstar (+1,88 /MWh). Het is niet duidelijk hoe deze werden ingeschat en op basis van welke informatie. Deze kosten moeten beter onderbouwd worden voor de berekening van de definitieve bandingfactor. De kosten van de productie van reactieve energie kunnen momenteel nog niet ingeschat worden. Als vaststaat op welke wijze de PV-installatie zal aangesloten worden op de elektrische installatie van Nyrstar, zullen de onbalanskosten wellicht beter ingeschat worden en moet het ook mogelijk zijn om een goed onderbouwde inschatting aan het VEA te bezorgen van de te verwachten kosten voor de productie van reactieve energie. De formule voor de vermeden elektriciteitsprijs moet volgende componenten omvatten: - P vermeden = Endex jaarprijs (of gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs) + Bijdrage GSC & WKK + Transportkosten + Bijdrage strategische reserve + Eventuele andere variabele kosten Stijging onbalanskosten Nyrstar Kosten reactieve energie Eventuele andere variabele extra kosten [Formule 3]. Deze formule gaat er van uit dat de vermeden energieprijs gelijk is aan de Belpex day ahead prijs. Als dit niet volledig klopt, dient de formule aangepast te worden. In bovenstaande formule wordt opnieuw enerzijds de Endex jaarprijs vernoemd en anderzijds de gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs. Voor de toepassing van deze prijzen wordt verwezen naar a) Prijs voor injectie. Opname van de formule in de LOI tussen Kristal Solar Park NV: op basis van Formule 1, Formule 2 en Formule 3 zal een formule ontwikkeld worden die toelaat om maandelijks te berekenen hoeveel Nyrstar moet betalen voor de geproduceerde elektriciteit. Deze formule moet opgenomen worden in de LOI tussen Kristal Solar Park NV en Nyrstar. Aan de hand van de data die gebruikt worden om de maandelijkse bedragen te bepalen, kan het VEA de gemiddelde elektriciteitsprijs berekenen voor de verkoop via directe lijn die ingevuld moet worden in het OT-model voor de actualisatie van de elektriciteitsprijs van het voorbije jaar. Controle van de formule: nadat de PV-installatie één jaar heeft gewerkt, zal Nyrstar voldoende gegevens aanleveren om de werkelijke vermeden elektriciteitskosten, de werkelijke inkomsten uit geïnjecteerde stroom en de werkelijke bijkomende kosten ten gevolge van de afname van de zonnestroom te bepalen. Dit zal toelaten om te controleren of de formule uit de LOI deze elektriciteitsprijs voldoende correct inschat. Het VEA kan deze formule nog aanpassen als gevolg van deze controle. Het staat Kristal Solar Park NV en Nyrstar vrij om in dat geval de formule aan te passen 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 6

7 in de LOI, zodat de elektriciteitsprijs die Nyrstar betaalt exact overeenkomt met de elektriciteitsprijs die gebruikt wordt in de OT-berekeningen voor de actualisatie van de bandingfactor. Actualisatie laatste jaar: de laatste actualisatie van de bandingfactor gebeurt in ideale omstandigheden net na 14 jaar productie. Deze laatste bandingfactor zal daarom van toepassing zijn gedurende iets minder dan een jaar. In tegenstelling tot de andere jaren, zal de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn van dit jaar achteraf niet geactualiseerd worden. Met andere woorden, voor dit laatste jaar zal het VEA de berekening uitvoeren aan de hand van de Endex jaarprijs en niet aan de hand van de gewogen gemiddelde Belpex day ahead prijs. Ook de onbalanskosten en de kosten voor de productie van reactieve energie zullen niet de werkelijke kosten zijn. De elektriciteitsprijs die Nyrstar betaalt aan Kristal Solar Park NV zal daarentegen wel de werkelijke prijs zijn. Er wordt echter aangenomen dat het om een voldoende goede benadering gaat met een beperkte foutenmarge. II. Bijkomende bedrijven Het is de bedoeling om bedrijven aan te trekken om zich te vestigen op het bedrijventerrein. Bedrijven kunnen elektriciteit afnemen van een deel van het zonnepark. Het uitgangspunt is dat het vermogen per bedrijf zodanig wordt gekozen dat een maximaal aandeel zelfafname kan worden gerealiseerd. Het gekozen vermogen wordt afgezonderd in een aparte deelinstallatie die via een directe lijn verbonden wordt met het bedrijf. In het vervolg van deze bijlage wordt aangenomen dat de situatie voor de bijkomende bedrijven hetzelfde is als voor Nyrstar: ze kopen gans de elektriciteitsproductie van de deelinstallatie aan en normaal gezien wordt een deel direct verbruikt en is er een deel dat geïnjecteerd wordt op het elektriciteitsnet. Indien blijkt dat ze enkel de elektriciteit aankopen die ze zelf direct verbruiken, dan moet de bijlage nog aangepast worden. Dan bevat de formule voor de bepaling van de elektriciteitsprijs voor verkoop via directe lijn voor de bijkomende bedrijven geen term voor geïnjecteerde elektriciteit. En dan zal er voor de bijkomende bedrijven een aandeel verkoop van geïnjecteerde elektriciteit zijn en ook een elektriciteitsprijs voor verkoop van geïnjecteerde elektriciteit. In dat geval is het Kristal Solar Park NV die de geïnjecteerde elektriciteit verkoopt. De principes blijven dan hetzelfde. Er zullen nog steeds formules zijn die van toepassing zijn op enerzijds de geïnjecteerde elektriciteit en anderzijds de vermeden elektriciteit. Alleen zijn de formules nu afgestemd op Nyrstar. Het is mogelijk dat de vermeden elektriciteitsprijs voor de andere bedrijven anders opgesteld moet worden. De kans bestaat dat ze op het distributienet aangesloten zijn en dus distributienetkosten vermijden. Hetzelfde geldt voor de geïnjecteerde elektriciteit. Deze bedrijven kunnen een PPA afsluiten met een andere partij, die een formule bevat in functie van ofwel een Endex prijs ofwel de Belpex day ahead prijs. Zoals vermeld ter hoogte van de investeringskost, wordt er aan Formule 1 nog een extra term toegevoegd om de kosten van de aansluiting van de directe lijn te vergoeden. 15. De verwachte gemiddelde jaarlijkse verandering van de marktprijs van de elektriciteit Omdat de verkoopsprijs voor de komende jaren in de OT-berekening hoofdzakelijk bepaald zal worden door de Endex jaarprijs, wordt gekozen voor een jaarlijkse index van 2% per jaar. 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 7

8 16. De vaste kosten per eenheid piekvermogen in jaar 0 De operationele kost wordt in de principeaanvraag opgedeeld in volgende deelkosten: - Huurprijs van de terreinen recht van opstal: 2500 /ha. Deze kosten worden aangerekend door Kristalpark III NV aan Kristal Solar Park NV; - Onderhoud van de terreinen en reinigen van de modules: de kosten die opgenomen zijn in de principeaanvraag zijn onvoldoende onderbouwd. De haalbaarheidsstudie stelt dat de modules niet gereinigd moeten worden en dat de grond zeer weinig onderhoud nodig heeft. Toch wordt een jaarlijkse kost van bijna per jaar voorgesteld. Als hiervoor toch een apart contract afgesloten moet worden, los van het onderhoudscontract, dan moeten deze kosten onderbouwd worden door voorleggen van minstens 3 offertes; - Onderhoudscontract: het gaat om een omnium all-in onderhoudscontract, inclusief de vervanging van omvormers. Voor dit contract moeten minstens 3 offertes ingediend worden. Het is niet duidelijk of het de bedoeling is om het onderhoudscontract te linken aan het EPC-contract. Er moet in ieder geval aangetoond worden dat de goedkoopste offerte gekozen wordt voor de investeringskost, het onderhoudscontract en desgevallend het onderhoud van terreinen en reinigen modules; - Gemeentebelastingen en provinciebelastingen: op basis van het definitieve plan om de zonnepanelen op de voorziene gronden te plaatsen zullen de werkelijke belastingen berekend worden op basis van de geldende tarieven; - Managementkosten en professionele diensten: eigen personeelskosten moeten aangetoond worden aan de hand van inschattingen van het jaarlijks aantal te presteren uren. Bij de aanvraag van de definitieve bandingfactor moet verduidelijkt worden wat de professionele diensten inhouden en in hoeverre deze nog eens apart moeten toegevoegd worden aan de operationele kost, naast alle andere componenten die al in rekening gebracht worden. Indien het gaat om externe diensten, zal het hiervoor nodig zijn om opnieuw minstens 3 offertes voor te leggen aan het VEA en de goedkoopste offerte te kiezen; - Verzekeringen: het VEA vraagt zich af of het omnium all-in onderhoudscontract niet volstaat als verzekering. Indien blijkt dat een aparte verzekering nodig is, moeten ook hiervoor minstens 3 offertes opgevraagd worden, zodat de goedkoopste offerte kan gekozen worden. 17. De verwachte gemiddelde jaarlijkse verandering van de operationele kosten De jaarlijkse prijsstijging wordt normaal gezien vastgesteld op een algemene, jaarlijkse indexatie van 2,0% op basis van referentiewaarden van het Federaal Planbureau en streefcijfers van de ECB, alsook de ECB five-year-ahead-projecties. Voor de bepaling van de parameterwaarden voor enerzijds de vaste kosten per eenheid piekvermogen in jaar 0 en anderzijds de verwachte gemiddelde jaarlijkse verandering van de operationele kosten wordt gekeken naar de werkelijke indexatie van deze kosten en naar eventuele garanties die de eerste jaren gelden. Op basis van de werkelijke kosten in ieder jaar van de 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 8

9 beleidsperiode, wordt een gemiddelde vaste kost bepaald die na een jaarlijkse stijging van 2% een zelfde netto contante waarde geeft als de werkelijke kosten. 18 december Bijlage 2 principebeslissing LRM Methodiek parameters finale berekening Bf 9