De nucleaire inframarginale rente

22/4/2011 Nationale Bank van België

Overzicht Concepten; inframarginale rente(s) Verschillen en overeenkomsten tussen de CREG en Electrabel Analyse van de componenten de verkoopprijs van nucleaire energie de productiekosten van nucleaire energie de inframarginale rente Eventuele taks - bedenkingen Impact op de marktprijzen Conclusies Opmerking: jaar 2007 2 / 53

Overzicht Concepten; inframarginale rente(s) Verschillen en overeenkomsten CREG en Electrabel Analyse de verkoopprijs van nucleaire energie de productiekosten van nucleaire energie de inframarginale rente Eventuele taks - bedenkingen Impact op de marktprijzen Conclusies 3 / 53

Schetsen van de context (vereenvoudigd) Producenten Leveranciers Groothandelsmarkt - beurzen (o.a. Belpex) - bilaterale contracten - akkoorden (b.v. pax electrica) Grote verbruikers Rente als verschil tussen prijs en productiekosten Conform internationale literatuur Consumentenmarkt - vaste prijscontracten - variabele prijscontracten Huishoudens 4 / 53

Onstaan van de inframarginale rente (*) Elektriciteit zeer volatiele vraag (van uur tot uur, van seizoen tot seizoen) niet stockeerbaar (*) Revue de l'énergie, no 572, juillet-août 2006 "Aanbodzijde": nood aan heterogene productieparken o o veel ingezette eenheden (basislast): hoge vaste kosten, lage variabele kosten weinig ingezette eenheden: lage vaste kosten, hoge variabele kosten elke producent heeft technologiemix inherent aan die bedrijfstak 5 / 53

Het onstaan van de inframarginale renteconceptueel prijs kosten marktprijs lage vraag hoge vraag kostprijs nucleair 6 / 53 capaciteit nucleair aardgas Inframarginale Rente (op nucleair)= hoeveelheid nucleair x (marktprijs - productiekosten nucleair)

Inframarginale Rente op nucleair = hoeveelheid nucleair x (marktprijs - productiekosten nucleair) Rente onstaat door volatiele vraag nood aan heterogene productieparken "unieke" marktprijs (per markt...) en is niet noodzakelijk het gevolg van een dominante of monopolie positie Er is meer... Opmerking: Bestaat niet alleen voor nucleair, maar voor elke "niet marginale" technologie Welke kosten? - marginale kosten? - gemiddelde kosten? - een mengvorm? - gekend? Welke prijs? - Beursprijs (Belpex) - Futures/forwards - Bilaterale contracten - mengvorm? 7 / 53

Prijs, productiekosten Prijsdiscriminatie door marktsegmentatie Situatie 1 Segment 1 Segment 2 Verk ochte hoeveelheid Inframarginale rente in segment 1 Inframarginale rente in segment 2 8 / 53

Verschillen en overeenkomsten Gebruikte formule CREG M=(P-C)xQ Electrabel N.V. M=(P-C)xQ Waarbij M de inframarginale rente P de verkoopprijs van de nucleair geproduceerde elektrische energie C de productiekosten van de nucleair geproduceerde elektrische energie Q de hoeveelheid nucleair geproduceerde elektrische energie 10 / 53

Verschillen en overeenkomsten Jaar 2007 (2007, /MWh) Low CREG High Electrabel N.V. Prijs P 59,5 66,8 44,8 CREG (2007, /MWh) Electrabel N.V. Low High Productiekosten C 17,0 21,4 28,7 (2007, MWh) CREG Electrabel N.V. Nucleaire productie 45.852.946 45.852.946 (2007, ) Low CREG High Electrabel N.V. Totale schaarsterente 1.746.997.243 2.283.476.711 738.232.431 11 / 53

Verkoopprijs P van de nucleair geproduceerde elektrische energie 1. Complexiteit bij de bepaling van P 2. Schatting door de CREG 3. Schatting door Electrabel 4. Schatting door NBB 13 / 53

1. Complexiteit bij de schatting van de verkoopprijs Aan welke prijs wordt nucleaire energie verkocht? Elektrische energie verschillende types productie-eenheden (nucleair, aardgas, steenkool, hydro,...) homogene output elektrische energie = bewegende elektronen immens geconnecteerd systeem (ELIA-net, distributienet,...) onmogelijk uit te maken welke centrale zorgt voor de beweging van één bepaald elektron dat bij een klant 'verbruikt' wordt Wie koopt de "nucleaire" output? Aan welke prijs? 14 / 53

[ kenmerken elektriciteitssector ] Volatiel & weinig elastisch verbruik intradag : peak ( 08h - 20h), off-peak (20h - 08h), baseload (weighted average) Geen voorraden Productie volgt de vraag "on the fly" 15 / 53

[ kenmerken elektriciteitssector ] (VRAAG: Volatiel verbruik, GW) 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 0:15h 1:15h 2:15h Bron: Elia 3:15h 4:15h 5:15h 6:15h 7:15h 8:15h 15:15h 14:15h 13:15h 12:15h 11:15h 10:15h 9:15h Low (1 aug 2010) High (7 dec 2010 ) 16:15h 17:15h 18:15h 19:15h 20:15h 21:15h 22:15h 23:15h 16 / 53

[ kenmerken elektriciteitssector ] (AANBOD: Heterogeen park) Elektrische stroom kan niet opgeslagen worden Nood aan verschillende types productieeenheden Nucleaire centrales; weinig regelbaar, lage productiekosten Gas-centrales; regelbaar, hogere variabele kosten Turbojets; zeer flexibel, zeer hoge variabele kosten... 17 / 53

[ kenmerken elektriciteitssector ] 16,00 14,00 12,00 10,00 Regelbare centrales 8,00 6,00 4,00 2,00 Nucleaire centrales 0,00 23:15h 22:15h 21:15h 20:15h 19:15h 18:15h 17:15h 16:15h 15:15h 14:15h 13:15h 12:15h 11:15h 10:15h 9:15h 8:15h 7:15h 6:15h 5:15h 4:15h 3:15h 2:15h 1:15h 0:15h Low (1 aug 2010) High (7 dec 2010 ) 18 / 53

Nucleaire schaarstemarge Coherente definities 1. Groothandelsprijs van de nucleaire energie vergelijken met de productiekosten van de nucleaire energie Nucleaire inframarginale rente verkoopprijs nucleair? Kan niet 'gemeten worden', kan enkel geschat worden 19 / 53 2. Gemiddelde verkoopprijs van alle elektrische energie vergelijken met de gemiddelde productiekosten van alle centrales Geen nucleaire inframarginale rente Wel totale marge

2. Schatting van de verkoopprijs door de CREG 1. baseload forwardcontracten 2006 voor levering in 2007, p= 59,52 /MWh Basislast, dus CREG stelt: nucleair ~ basislast Maar: forward contracten forward versus spot; theorie, empirische studies, data Endex representativiteit» 3,26TWh op een totaal van 45,82» Contracten grote klanten "gebaseerd op" forward prijzen coherent?» lijst grote klanten (totaal 28Twh) en gemiddelde prijs 46 /MWh? Contracten gebaseerd op Niveau of evolutie? 20 / 53

2. Schatting van de verkoopprijs door de CREG: methode 2 1. baseload forwardcontracten 2006 voor levering in 2007 p= 59,52 /MWh 2. gemiddelde prijzen aan grote, middelgrote en kleine verbruikers p= 66,8 /MWh Prijs die ECS rekent aan huishoudens, marge van leverancier ECS is inbegrepen wat als Electrabel verkoopt aan bijvoorbeeld Nuon incoherent met vorige definitie (enkel basislast) 21 / 53

/MWh 120.00 Prijzen op de verschillende markten 100.00 80.00 60.00 Futures markten Bijvoorbeeld: in 2006 was de prijs voor een future voor levering één jaar later (dus in 2007) 59,52 /MWh, er werd een volume van 3,26TWh verhandeld Merk op: Benadering voor? In veel (andere dan futures) contracten is de prijs geïndexeerd op de evolutie van dergelijke Future 2006 futures voor levering prijzen, 2007 Maar dat betekent niet dat de contractprijs zich op het niveau van de futures prijs situeert 40.00 20.00 0.00 Belpex Day ahead market gemiddelde prijs in 2007: Belpex 41,85 /MWh, DAH voor 2007 verhandeld volume op Belpex (2007) 7,6TWh P.M. Totale Belgische nucleaire productie in 2007: 45,8TWh Price future delivery one year after Average day ahead price current year annual average price for delivery one year after 22 / 53

Schattingsmethode 1: comment door NBB Future = instrument voor hedging Wat is het verband tussen de day-ahead prijs, futures prijs, andere prijzen? Future op 1 jaar voor levering in 2007: 59,52 /MWh Belpex day ahead in 2007: 41,85 /MWh Redl, Haas, Huber, Böhm, "Price formation in electricity forward markets and the relevance of systematic forecast errors", Energy Economics 31 (2009) Prijs power future wordt bepaald door huidige spotprijs en door de future prijzen van de brandstoffen Omgekeerde is niet geldig; de futures prijs geeft geen indicatie omtrent de toekomstige spotprijs Die studie leert dus dat het eigenlijk niet goed is om de futuresprijs te gebruiken als proxy voor de spotprijs 23 / 53

Schattingsmethode 2: comment door NBB Gewogen gemiddelde van de eindverbruikersprijzen bevat ook leveranciersmarges CREG gebruikt ruimer concept van inframarginale rente strikt genomen enkel groothandelsmarkten beschouwen dit is conform met internationale literatuur (*) p.m. eerste methode van CREG gebruikt 'basislast' en dus impliciet ook de groothandelsprijs. (*) D. Finon in "Le compromis de la loi NOME : Les limites d un dispositif de marché aux principes économiques faibles" J. Percebois, "Note sur les conclusions de la Commission CHAMPSAUR" 24 / 53

3. Schatting van de verkoopprijs door Electrabel Nucleaire centrales: moeilijk regelbaar lage productiekosten produceren 90% van het jaar vlak outputprofiel (op 10% onderhoud/pannes na) Aan welke prijs wordt een "vlak outputprofiel" verkocht? verbruikers vragen geen output van een centrale maar een product met leveringsgarantie proxy: stabiel verbruiksprofiel Grote industriële klanten 25 / 53

Gemiddelde verkoopprijs aan de grote klanten pct. van de totale hoeveelheid (28,8TWh) 7.00% Verdeling van de prijzen aan de grote klanten (gemiddelde = 48,5 /MWh) 6.00% 5.00% 4.00% 3.00% 2.00% 1.00% 0.00% 21.18 43.55 47.78 51.01 53.79 58.68 60.61 63.57 64.75 66.54 68.79 73.72 /MWh 26 / 53

Verkoopprijs: Electrabel ( /MWh) EBel Gewogen gemiddelde verkoopprijs 48,5 Bijdrage groen en WKK -2,2 Korting voor onderbreekbare klant 1,0 Zuivere energieprijs basislast 47,3 Marge Marketing & Sales -1,0 Balancing en swing (onvoorspelbaar deel) -0,5 Verliezen ELIA (ARP) -0,5 Profiel (voorspelbare afwijking van basis) -0,5 Prijs basislast 44,8 27 / 53

4. Schatting van de verkoopprijs door NBB - vaststellingen De prijs waaraan nucleaire stroom verkocht wordt kan niet gemeten worden, die kan enkel geschat worden Bij het schatten zijn veronderstellingen noodzakelijk CREG, veronderstelling bij methode 1: de relevante prijs is die voor de baseload op de groothandelsmarkt die prijs wordt afgeleid uit de forward prijzen CREG, veronderstelling bij methode 2: de relevante prijs is de eindverbruikersprijs Electrabel, veronderstellingen: prijsdiscriminatie op basis van marktsegmentatie koppeling van nucleaire centrales aan de segmenten met de laagste prijs die segmenten zijn gekenmerkt door meest stabiele vraag die matcht met de (bijna) stabiele output van de kerncentrales lage prijs in die segmenten matcht met lage productiekosten kerncentrales 28 / 53

4. Schatting van de verkoopprijs door NBB Veronderstellingen Electrabel; stabiel verbruiksprofiel Eigenlijk ook zelfde als CREG in haar eerste benadering (basislast) prijsdiscriminatie is een feit nucleair wordt gekoppeld aan stabiele output en laagste kosten (zie ook slide 18) Evenwel: de correcties moeten aangetoond zijn als ondergrens; gemiddelde van de lijst van grote klanten (28,7TWh) als bovengrens; de lijst van de grote klanten aangevuld met de verkopen aan ECS tot aan de totale nucleaire productie van Electrabel (41TWh) met een conceptuele aanpassing; stabiel verbruiksprofiel = nucleaire stroom + leveringsgarantie 29 / 53

Overzicht prijsschatting NBB NBB Min. Gewogen gemiddelde verkoopprijs 48,5 NBB Max. Bijdrage groen en WKK Korting voor onderbreekbare klant Zuivere energieprijs basislast Marge Marketing & Sales Balancing en swing (onvoorspelbaar deel) Verliezen ELIA (ARP) Profiel (voorspelbare afwijking van basis) Prijs basislast - Gegarandeerde levering Prijs nucleaire stroom (28,7 TWh) (41 TWh) 30 / 53

/MWh NBB schatting; externe coherentie Belpex, basislast 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2007 2008 2009 2010 Belpex baseload Belpex peak load Belpex off-peak load Methode levert voor 2008 een schatting op die coherent is met het (niet uitgevoerde) SPE-Electrabel contract uit Pax Electrica II 31 / 53

Productiekosten: overzicht van de schattingen Productiekosten nucleair ( /MWh) 16,97 21,37 Waarvan - Brandstof 5,6 7 - Exploitatie 10,46 14,18 14,2 - Afschrijving 0,42 1,1 1,9 (nadien 1,1) - Provisie ontmanteling - Backup reserve CREG 0,49 Electrabel Backup reserve: -) Electrabel vergelijkt de verkoopprijs van een stabiel verbruiksprofiel met de productiekosten ervan -) NBB verkiest verkoopprijs van brute nucleaire stroom te vergelijken met de productiekosten ervan Productiekosten nucleair ( /MWh) CREG 16,97 21,37 29,1 1,5 4,5 Electrabel 24,6 33 / 53 Waarvan - Brandstof 5,6 7 - Exploitatie 10,46 14,18 14,2 - Afschrijving 0,42 1,1 1,9 (nadien 1,1) - Provisie ontmanteling 0,49 1,5

Productiekosten - brandstofkosten Na bilaterale contacten: 5,6 /MWh van de CREG is gebaseerd op cijfers van Electrabel NBB aanvaardt die waarde maar er is één correctie nodig omwille van de driejaarlijkse herziening van de provisies, in 2007 betekent dat concreet Bijkomende storting van 138 miljoen euro voor de ontmantelingsprovisies Terugname van 71 miljoen euro voor de splijtstofprovisies 34 / 53

Productiekosten - brandstofkosten 3-jaarlijkse herziening v.d. provisies +138 miljoen voor ontmanteling -71 miljoen voor splijtstoffen Dus netto + 67 miljoen. Gedeeld door de productie van 45,82TWh is dat 1,46 /MWh. CREG zegt dat dit over drie jaar te spreiden is, dus 0,49 /MWh (zie tabel CREG schatting ontmantelingsprovisies) NBB: -71 miljoen hoort bij brandstoffen Niet delen door drie indien fiscaal concept Deling door drie aanvaardbaar voor economisch concept 35 / 53 Extern coherent met Synatom jaarrekening

2.2.Exploitatiekosten Bovengrens van de CREG is zelfde als Electrabel CREG schatting is berekend uit gegevens met als bron Electrabel. Ondergrens van de CREG berekend op basis van SPE Electrabel contracten uit 2003 De CREG corrigeert die facturen NBB; niet akkoord met correcties; hoeveelheid (1,3 TWh) niet representatief, enkel de modernste centrales (D3, D4, T2, T3). 36 / 53

Productiekosten - afschrijvingen Electrabel hanteert IFRS CREG hanteert IFRS voor de bovengrens en Belgian GAAP voor de ondergrens. NBB zoals CREG 37 / 53

Productiekosten - provisies voor ontmanteling Zie eerder Groei als gevolg van uitleningen van de middelen van het ontmantelingsfonds wordt door de NBB niet aanvaard als productiekosten Wettelijk verplichte groei van het fonds: 5% per jaar Synatom fonds 2006 Synatom fonds 2007 Uitgeleend (aan o.a. EBel, SPE,... Intrest op de leningen = 'automatische groei' van het fonds dus geen productiekosten 38 / 53

Overzicht schattingen inframarginale rente 2007 Productiekosten nucleair ( /MWh) CREG 16,97 21,37 Electrabel (*) 23,8 NBB Waarvan - Brandstof 5,6 - Exploitatie 10,46 14,18 - Afschrijving 0,42 1,1 - Provisie ontmanteling 0,49 - Backup reserve 7 14,2 1,1 1,5 4,5 Verkoopprijs nucleair ( /MWh) 59,5 66,8 40 Productie (MWh) 45.852.946 45.852.946 45.852.946 Inframarginale rente ( /MWh) (**) 38,13 49,83 16,2 Voor 2007 ( ) 1.748.372.831 2.284.852.299 742.817.725 808.845.967 950.531.571 40 / 53

Inframarginale rente externe coherentie 2007 Coherentie met de jaarrekeningen (in ) PROPORTIONEEL CREG Electrabel NBB SPE 49.240.981 64.350.330 20.920.637 22.780.249 26.770.667 EDF 134.520.714 175.797.724 57.152.782 62.233.029 73.134.393 Electrabel 1.564.611.135 2.044.704.245 664.744.306 723.832.689 850.626.510 Totaal 1.748.372.831 2.284.852.299 742.817.725 808.845.967 950.531.571 N.B. Best geen proportionele verdeling Boekjaar 2007 Electrabel SPE EDF Belgium Bedrijfsopbrengsten 12.533.455.397 2.359.709.761 328.460.681 Bedrijfskosten 11.678.138.734 2.324.807.478 315.196.402 Bedrijfsresultaat 855.318.683 34.902.283 9.270.602 41 / 53 Financiële opbrengsten 729.078.755 15.066.551 3.107.265 Financiële kosten 808.704.020 6.851.325 54.311 Financieel resultaat -79.625.265 8.215.226 3.052.954 Uitzonderlijke opbrengsten 301.302.332 889.896 0 Uitzonderlijke kosten 3.533.493 792.130 2.677 Uitzonderlijk resultaat 297.768.839 97.766-2.677 Resultaat vh bkjr voor belastingen 1.073.460.237 43.215.275 12.320.879 Belastingen op het resultaat 69.453.290 4.960.145 3.579.357 Resultaat van het boekjaar 1.004.006.947 38.255.130 8.741.522 Onttrekking/toevoeging ad belastingvrije 81.172.411 0 0 reserves Te bestemmen resultaat van het bkjr 1.085.179.358 38.255.130 8.741.522

Vrije markt leidt tot p = mc, wat met de vaste kosten Handboek In micro-economie een (goed werkende) over de markt vrije wordt markt: geboden aan marginale kosten... als vrije markt voorwaarden voldaan: prijs kosten A. Korte termijn winstmaximalisatie: prijs = marginale kosten STEG - prijs = marginale kosten - op stijgende deel van verliezen de marginale / vaste kostencurve Rente - shut down conditie: stoppen als prijs niet boven gemiddelde variabele kosten B. Lange termijn winstmaximalisatie: De rente is dus kleiner en moet hiervoor - prijs = (lange termijn) marginale kosten gecorrigeerd - op minimum van (lange termijn) gemiddelde kosten nucleair aardgas capaciteit Maar: op een lange STEG termijn centrale geldt prijs heeft = ook marginale vaste kosten kosten... = gemiddelde (totale) kosten op lange termijn worden vaste kosten gerecupereerd Op die STEG maakt de producent verliezen... Die moet hij recupereren uit de winsten op het nucleaire (en andere)! zie o.a. Robert H. Frank, "Micro-economics and behaviour", of Decoster, Berlage, De Grauwe, Eyckmans, Goos, Schokkaert, Van Cayseele, Verboven, Watteyne, "Economie, een inleiding", p294 e.v. 43 / 53

Prijs, productiekosten Som van inframarginale rentes in alle segmenten: verdeling van vaste kosten Situatie 1 Segment 1 Segment 2 Verk ochte hoeveelheid Inframarginale rente in segment 1 Inframarginale rente in segment 2 - vaste kosten kunnen niet toegewezen worden aan één inframarginale rente - sommige vaste kosten zijn verrekend in leveringsgarantie e.a. 44 / 53

Incentives om centrales open te houden Prijs of kosten van de volgende eenheid Shutdown als gevolg van heterogene parken Indien men een rente volledig afroomt tot op het niveau van de gemiddelde kostprijs Dan stijgt de kost, inclusief heffing, tot boven de productiekosten van andere productietechnieken De producent kan dus beter de centrales stopzetten De heffing is dus gelimiteerd door de kosten van de volgende technologie in de merit order Element ter bepaling van een mogelijke bovengrens 45 / 53

Van rente naar taks Alle berekeningen waren voor 2007 Andere jaren = andere bedragen Per producent berekenen Taks is verschillend van rente Ondergrens, Bovengrens Accijns hoeveelheidsbelasting, geen waardebelasting juridische bezwaren verder te analyseren Bruto taks, netto taks Geen recuperatie vaste kosten uit de inframarginale rente in de voorgestelde benadering (risico op dubbeltellingen) 46 / 53

Invloed op eindverbruikersprijzen Reactie van de producenten is niet te voorspellen en moeilijk te controleren Grote klanten hebben lange termijn contracten die geïndexeerd zijn op beurindices Marktsegmentatie op basis van vraagelasticiteit, dus sommige segmenten "gevoeliger" 48 / 53

Invloed op eindverbruikersprijzen Vóór de marktkoppeling: Prijs in Frankrijk lager dan in Nederland NL: vooral aardgas FR: vooral nucleair Ná de marktkoppeling: In de meeste gevallen dezelfde prijs NL: Prijs is lager door invoer goedkopere stroom FR: Prijs is hoger door hogere vraag (extra vraag uit NL) Hogere inframarginale rente 'Winnaars' : Nederlandse consumenten en Franse nucleaire producenten sommige consumenten hebben baat bij 'goedkoopste' technologie 49 / 53

Conclusies Verkoopprijs CREG hanteert een ruimer concept (alle verbruikers) of een concept dat verkeerd is in elektriciteitsmarkten (forward prijzen), NBB wel eens met "basislast" Electrabel concept geeft wellicht een betere schatting maar NBB maakt aanpassingen NBB schatting coherent met Belpex (en met SPE-Electrabel contract) Productiekosten Goede inschatting door de CREG maar NBB maakt een aantal aanpassingen (exploitatiekosten, driejaarlijkse herziening provisies) Electrabel schat kosten iets té hoog (groei provisies niet meerekenen, Belgian GAAP afschrijvingen) 51 / 53

Conclusies 52 / 53 Inframarginale rente 2007 Opgelet CREG: 1,75-2,28 miljard euro Electrabel: 742 miljoen euro (aangepast tov hoorzitting) NBB: 809-951 miljoen euro Rente is geen taks Fluctueert in de tijd; p(t), c(t), q(t) Verschillende producenten Niet proportioneel verdelen Taks; NBB spreekt zich niet uit over de hoogte een taks, wel elementen aanreiken: Inframarginale rente is absolute bovengrens, doch in de praktijk irrelevant Realistische bovengrens wellicht af te leiden uit merit order Ondergrens kan bekomen uit afschrijvingen en CO2 kosten

Conclusies NBB spreekt zich niet uit over de modaliteiten van de taks voorkeur voor waardegebonden bedrag Accijns? NBB spreekt zich niet uit over de finaliteit van de taks staatsbudget, engagement investeringen, engagement tewerkstelling,... N.B. bruto/netto taks Impact op eindverbruikersprijzen Niet te voorspellen, doch niet uit te sluiten (segmenten met lage elasticiteit) Grote verbruikers hebben LT contracten Marktkoppeling FR-NL leert dat consumenten soms baat hebben bij een goedkopere technologie, een taks die de kosten van de goedkoopste technologie teveel verhoogt, kan dus invloed hebben op de eindverbruikersprijzen 53 / 53