29 023 Voorzienings- en leveringszekerheid energie

Nr. 178 BRIEF VAN DE MINISTER VAN ECONOMISCHE ZAKEN

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 6 november 2014

Met deze brief bied ik uw Kamer de resultaten aan van een aanvullend onderzoek naar elektriciteitsprijzen in Nederland en omliggende landen¹. Tevens geef ik invulling aan twee moties die uw Kamer in 2013 heeft aangenomen.²

Aanleiding

Op 8 november 2013 heb ik uw Kamer een onderzoek toegezonden naar verschillen in elektriciteitskosten tussen Nederlandse en Duitse elektriciteitsverbruikers.³ In dat onderzoek is in kaart gebracht wat huishoudens, het mkb, de industrie en de energie-intensieve industrie («grootverbruikers») in Nederland en Duitsland betalen voor elektriciteit, op grond van de relevante regelgeving en marktprijzen in het peiljaar 2013. In de kabinetsreactie op de mededeling van de Europese Commissie over energieprijzen van 19 februari 2014 heb ik aangegeven deze analyse te willen verbreden.⁴ Het onderzoek is nu op twee aspecten uitgebreid:

• Naast Nederland en Duitsland zijn de elektriciteitsprijzen in België, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk toegevoegd;

• Bovendien is er specifiek voor grootverbruikers een analyse gemaakt van het historische prijsverloop in deze landen tussen 2010 en 2014.

Onderzoeksresultaten elektriciteitsprijzen

In de analyse is een berekening gemaakt van de elektriciteitskosten van 6 verschillende modelgebruikers: een huishouden, een kleine mkb-er (buurtwinkel), een grote mkb-er (bouwmarkt), een industriële verbruiker (papierfabriek), een kleine grootverbruiker (producent elektronische chips) en een grote grootverbruiker (staalproducent). Het rapport laat zien hoe de totale elektriciteitsprijs is opgebouwd van elk van deze typen gebruikers in Nederland, België, het Verenigd Koninkrijk, Frankrijk en Duitsland. Deze totale prijs bestaat uit verschillende onderdelen: de groothandelsprijs (kale elektriciteitsprijs), de verkoopmarge (winstopslag voor de leverancier), de nettarieven en alle energie-gerelateerde belastingen en ontheffingen daar op.

Uit de vergelijking tussen de onderzochte landen komt naar voren dat de verschillen in de totale elektriciteitsprijs voor de diverse typen gebruikers groot zijn (zie tabel). De verschillen worden veroorzaakt doordat de opbouw van de elektriciteitsprijs in elk land anders is. De hoogte van de groothandelsprijs is met name afhankelijk van de inrichting van het productiepark (welke type productie aanwezig is), brandstof- en CO₂-prijzen en de mate van verbinding met andere landen. De netkosten verschillen onder meer als gevolg van de geografische kenmerken van een land. Daarnaast hebben de landen vaak een andere opbouw van de nettarieven voor de verschillende gebruikersgroepen. Dit laatste geldt eveneens voor de systemen voor energie-gerelateerde belastingen.

2013	NL (€/MWh)	DU (€/MWh)	BE (€/MWh)	FR (€/MWh)	VK (€/MWh)	Gem. (€/MWh)
Huishouden	199	276	192	174	164	201
Mkb (klein)	168	204	189	153	147	172
Mkb (groot)	113	178	125	132	128	135
Industrie	95	136	108	96	111	109
Grootverbruiker (klein)	67	60	76	69	82	71
Grootverbruiker (groot)	66	59	63	58	82	66

Nederlandse elektriciteitsprijzen scoren op of onder het gemiddelde

Uit het onderzoek blijkt dat de Nederlandse totale elektriciteitsprijs voor elk type gebruiker in 2013 op of iets onder de gemiddelde (niet gewogen) prijs van de onderzochte landen lag. De prijzen vergelijken zich als volgt:

• Huishoudens betalen in Nederland een gemiddelde prijs voor elektriciteit. De Duitse prijs is het hoogst van de onderzochte landen, circa 39% hoger dan in Nederland. De laagste prijs betalen huishoudens in het Verenigd Koninkrijk.

• In Nederland betaalt een kleine mkb-er een elektriciteitsprijs iets onder het Europese gemiddelde. Een grote mkb-er betaalt de laagste prijs: 17% onder het gemiddelde en 37% onder de Duitse prijs. Het mkb – zowel klein als groot – is in Duitsland het duurste uit.

• De prijs voor de niet-energie-intensieve industrie is in Nederland met € 95/MWh het laagst en ligt 13% onder het gemiddelde en 30% onder de Duitse prijs. Dit type industriële verbruiker betaalt in Duitsland de hoogste elektriciteitsprijs.

• De kleine grootverbruiker heeft in Nederland de één-na-laagste prijs: 6% onder het gemiddelde, maar 12% boven de Duitse prijs.

• De elektriciteitsprijs voor grote grootverbruikers in Nederland ligt op het gemiddelde. Deze bedrijven zijn in Frankrijk en Duitsland het beste af.

In Duitsland betalen huishoudens, het mkb en de niet-energie-intensieve industrie de hoogste elektriciteitsprijs van de onderzochte landen. Dit komt met name door hogere nettarieven en hogere energiebelastingen, zoals de subsidie voor hernieuwbare energie. Voor de Duitse grootverbruikers is het beeld omgekeerd. Zij betalen juist de laagste prijs. De grootverbruikers zijn grotendeels vrijgesteld van de nettarieven en energiebelastingen en profiteren daardoor maximaal van lage Duitse groothandelsprijzen. Alleen Franse grote grootverbruikers hebben een vergelijkbaar prijsvoordeel. Gereguleerde marktprijzen en relatief veel nucleair vermogen resulteren in een prijsdrukkend effect voor alle Franse gebruikers.

In het Verenigd Koninkrijk hebben huishoudens en het kleine mkb de laagste elektriciteitsrekening van de onderzochte landen. Voor grootverbruikers in het Verenigd Koninkrijk is die daarentegen het hoogst. In tegenstelling tot Nederland en Duitsland, betalen in het Verenigd Koninkrijk grootverbruikers relatief veel energiegerelateerde belasting, terwijl huishoudens en het mkb daar juist relatief weinig aan bijdragen. De prijzen voor de gebruikers in België schommelen rond de gemiddelde prijs van de onderzochte landen.

Nederlandse grootverbruikers lopen in, maar de afstand met Duitsland blijft

In het onderzoek is ook een nadere analyse gemaakt van het historische verloop van de elektriciteitsprijzen voor grote grootverbruikers. Ook 2014 is in deze analyse betrokken, op basis van jaarvooruitcontracten afgesloten in 2013.

«Grote» Grootverbruiker	2010 (€/MWh)	2011 (€/MWh)	2012 (€/MWh)	2013 (€/MWh)	2014[1] (€/MWh)
Nederland	66	64	71	66	58
België	75	71	68	63	57
Verenigd Koninkrijk	67	70	90	82	92
Frankrijk	58	57	59	58	57
Duitsland	63	62	66	59	51

1 De cijfers zijn berekend op grond van actuele wet- en regelgeving in 2014 en jaar-vooruitcontracten afgesloten in 2013, voor in 2014 af te nemen elektriciteit.

Uit de analyse blijkt dat de elektriciteitsprijs in alle onderzochte landen, behalve het Verenigd Koninkrijk, tussen 2010 en 2014 is gedaald. De totale elektriciteitsprijs voor een Nederlandse grote grootverbruiker is na een piek van € 71/MWh in 2012 gedaald met ca. 18% tot € 58/MWh in 2014. De prijs is in 2014 tevens 12% lager ten opzichte van 2010. De totale elektriciteitsprijs voor de grote grootverbruiker ligt daarmee in 2014 net boven de Franse en Belgische elektriciteitsprijs voor grote grootverbruikers.

Het nominale elektriciteitsprijsverschil voor grote grootverbruikers tussen Nederland en Duitsland is door marktontwikkelingen in 2014 even groot als in 2013 (€ 7/MWh), ondanks de invoering vanaf 2014 van de nettariefregeling voor grootverbruikers in Nederland. De verklaring hiervoor is dat de groothandelsprijs in Duitsland sterker gedaald is dan in Nederland. De grootste kostenpost voor grote grootverbruikers is de kale elektriciteitsprijs. Veranderingen in de totale prijs zijn dan ook vooral het gevolg van veranderingen in de groothandelsprijs. Tegelijkertijd kan worden geconstateerd dat zonder de correctie van de nettarieven het prijsverschil met Duitsland voor een grote grootverbruiker gegroeid zou zijn naar € 13/MWh.

Recente gegevens suggereren bovendien dat in 2014 de verschillen tussen Nederland en Duitsland weer afnemen. In de voorliggende landenvergelijking zijn de prijzen voor 2014 bepaald op basis van jaarvooruitcontracten (afgesloten in 2013). In het eerste halfjaar van 2014 bewogen de spotmarktprijzen in Noordwest-Europa weer meer naar elkaar toe. De mate van prijsconvergentie tussen Nederland en Duitsland lag in de eerste helft van 2014 duidelijk hoger dan in 2013, waarbij in juni 2014 40% van de tijd de prijzen tussen Nederland en Duitsland gelijk waren.⁵

Het prijsvergelijkingsonderzoek bevestigt dat de verschillen in elektriciteitsprijs voor grote grootverbruikers primair verklaard worden door het verschil in de groothandelsprijs van elektriciteit in de onderzochte landen. De conclusie is dat alleen verdere convergentie van groothandelsprijzen het onderlinge prijsverschil voor grote grootverbruikers kan doen slinken.

Verdere integratie van elektriciteitsmarkten noodzakelijk

Ik heb uw Kamer eerder geïnformeerd over mijn inzet ten aanzien van de elektriciteitsprijzen en het versterken van de concurrentiepositie van de energie-intensieve industrie.⁶ Deze inzet is gericht op verder integreren van de elektriciteitsmarkten van de Europese lidstaten.

Verschillen in groothandelsprijzen worden minder wanneer nationale netwerken en markten beter met elkaar verbonden zijn. In dit verband heeft TenneT begin 2014 de transportcapaciteit met Duitsland met 100 MW uitgebreid. Hiernaast werkt TenneT aan de aanleg van een nieuwe verbinding van 1500 MW tussen het Nederlandse Doetinchem en het Duitse Wesel. Deze interconnector komt volgens planning gereed in 2016. Ook wordt gewerkt aan het uitbreiden van de interconnector Meeden-Diele (Duitsland), waardoor naar verwachting 400–500 MW aan extra capaciteit zal vrijkomen in 2018. Bovendien loopt het vergunningverleningproces van «COBRA», een nieuwe interconnector van 700 MW met Denemarken. Deze zal naar verwachting in 2019 gereed zijn.

Nettarieven in Europa

Uw Kamer heeft op 2 december 2013 een motie aangenomen van de leden Leegte (VVD) en Van Veldhoven (D66), waarmee de regering wordt verzocht in overleg te treden met buurlanden over een gemeenschappelijk referentiekader voor het vaststellen van een nettarief, om regionaal een gelijk speelveld te bieden aan producenten en afnemers van stroom.⁷ Via de ontwikkeling van Europese netcodes wordt de (technische) regulering van energienetten binnen Europa steeds meer geharmoniseerd. Nederland is nauw betrokken bij dit proces. Daarnaast is met de verordening ten aanzien van trans-Europese infrastructuur (het «infrastructuurpakket»)⁸ een instrument opgericht om de kosten van grensoverschrijdende verbindingen eenvoudiger op een redelijke wijze te verdelen tussen landen.

De mogelijkheid om te komen tot een gemeenschappelijk kader voor nettarieven is echter beperkt. Nationale regeringen en toezichthouders maken namelijk, binnen de kaders van het derde pakket, uiteenlopende keuzes over het referentiekader voor vaststelling van de nettarieven. Daarbij speelt een rol dat nationale elektriciteitsnetwerken zich moeilijk met elkaar laten vergelijken. Zoals eerder aangegeven beïnvloedt bijvoorbeeld de geografische situatie in een land de inrichting van het elektriciteitsnet. Bovendien zou een gemeenschappelijk referentiekader voor nettarieven geen waarborg zijn voor een gelijker speelveld: daarvoor is ook bepalend hoe hoog de onderliggende kosten van een nationaal netwerk zijn en over hoeveel afnemers deze verdeeld moeten worden.

Ten aanzien van het gelijk speelveld constateer ik bovendien dat voor grote energieverbruikers het uiteenlopen van nationale groothandelsprijzen voor elektriciteit een veel groter effect heeft dan het uiteenlopen van de hoogte van nettarieven. Mijn inzet richt zich daarom op het verder integreren van de Europese elektriciteitsmarkten, zoals hierboven aangegeven.

Reservecapaciteit en leveringszekerheid

Met de motie Vos (PvdA)⁹ van 2 oktober 2013 verzoekt de Kamer de regering om in kaart te brengen welke mogelijkheden er zijn om, al dan niet in samenwerking met buurlanden, in noodzakelijke reservecapaciteit te voorzien gegeven de toename van duurzame energie in de elektriciteitsmix en daarover aan de Kamer te rapporteren. TenneT heeft in haar jaarlijkse rapport over de leveringszekerheid de verwachte ontwikkeling van het binnenlandse productieaanbod ten opzichte van de binnenlandse vraag naar elektriciteit in beeld gebracht.¹⁰ Hierbij wordt gekeken naar het «firm» beschikbaar productievermogen: productievermogen dat 100% beschikbaar is, rekening houdend met storingen en revisies. Vanwege hun weinig flexibele inzetmogelijkheden wordt het vermogen van stromingsbronnen (wind en zon PV) slechts beperkt meegeteld.

Uit de monitoringsrapportage blijkt dat het Nederlandse systeem voor de periode tot en met 2021 over een vermogensoverschot zal beschikken. In 2014 staat er in totaal voor 28,7 GW aan opgesteld productievermogen in Nederland. Dit vermogen bestaat voor 25,3 GW uit thermisch (met name gas- en kolengestookt vermogen) en voor 3,4 GW uit stromingsbronnen (wind en zon PV). Hiermee kent Nederland een overschot van «firm» productievermogen van circa 3,3 GW. In 2015 is er sprake van een overschot van circa 4,7 GW aan «firm» productievermogen en in 2021 circa 3,5 GW. Ook bij een zeer conservatief scenario van de ontwikkeling van productievermogen is er sprake van een overschot aan «firm» productievermogen van 2,1 GW in 2018 en 2,6 GW in 2021. Dit betekent dat er voldoende reservecapaciteit is en de binnenlandse leveringszekerheid gewaarborgd blijft.

De sterkere onderlinge verbondenheid van de energiemarkten in Noordwest-Europa en de sterke toename van wind en zon-PV maken het meer noodzakelijk in regionaal verband de leveringszekerheid te bezien. In Pentalateraal verband (Duitsland, Frankrijk, Nederland, België, Luxemburg, Oostenrijk en Zwitserland) wordt daarom door de nationale netbeheerders gewerkt aan een leveringszekerheidsrapport voor de gehele regio. Deze rapportage wordt naar verwachting eind dit jaar afgerond. Nederland hecht groot belang aan deze regionale analyse en zet zich in voor het creëren van regionale oplossingen voor leveringszekerheidsvraagstukken.

De Minister van Economische Zaken, H.G.J. Kamp

---

1 Raadpleegbaar via www.tweedekamer.nl

2 De motie Leegte (VVD) – van Veldhoven (D66) van 2 december 2013, Kamerstuk 33 777, nr. 15 en de motie Vos (PvdA) van 2 oktober 2013, Kamerstuk 30 196, nr. 122.

3 PricewaterhouseCoopers, «Prijsvergelijk elektriciteit Nederland-Duitsland», oktober 2013 en Kamerstuk 32 813, nr. 84.

4 Kamerstuk 33 858, nr. 3.

5 TenneT, Market Review 2014, H1 – Electricity market insights, first half 2014

6 Kamerstuk 29 023, nr. 145; Kamerstuk 32 813, nr. 84; Kamerstuk 32 813, nr. 54.

7 Kamerstuk 33 777, nr. 15.

8 Verordening (EU) nr. 347/2013 van het Europees parlement en de Raad van 17 april 2013 betreffende richtsnoeren voor de trans-Europese energie-infrastructuur.

9 Kamerstuk 30 196, nr.212.

10 TenneT, Rapport Monitoring Leveringszekerheid 2013–2029, juli 2014.