Staatscourant van het Koninkrijk der Nederlanden

Datum publicatieOrganisatieJaargang en nummerRubriek
Autoriteit Consument en MarktStaatscourant 2018, 72671Overig

Besluit van de Autoriteit Consument en Markt van 10 december 2018, kenmerk ACM/UIT/503577 tot wijziging van de tariefstructuren en voorwaarden als bedoeld in artikelen 12a en 12b van de Gaswet betreffende de uitvoering van de Verordening (EU) 2017/460 van de Commissie van 16 maart 2017 tot vaststelling van een netcode betreffende geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas (NC-TAR)

Zaaknummer: ACM/14/023224

De Autoriteit Consument en Markt,

Gelet op artikel 12f, eerste lid van de Gaswet;

Gelet op artikel 27, vierde lid, van NC-TAR;

Gelet op artikel 28, eerste lid, van NC-TAR;

Besluit:

ARTIKEL I

De Tarievencode gas wordt gewijzigd als volgt:

A

Artikel 1.2.1 komt als volgt te luiden:

Begrippen, die in de verordening 715/2009, NC-BAL, NC-CAM, NC-TAR, Gaswet of de Begrippencode gas zijn gedefinieerd, hebben de in de verordening 715/2009, NC-BAL, NC-CAM, NC-TAR, Gaswet of Begrippencode gas gedefinieerde betekenis.

B

Hoofdstuk 3 komt als volgt te luiden:

3. Landelijk netbeheerder

3.1. Algemeen
3.1.1

De toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet als bedoeld in artikel 3, onder 11, van NC-TAR zijn de inkomsten zoals jaarlijks vastgesteld ten behoeve van het besluit bedoeld in artikel 82, vijfde lid, van de Gaswet. De inkomsten verkregen met de uitvoering van de taak als bedoeld in artikel 10a, eerste lid, onderdeel p, van de Gaswet en het deel van de inkomsten verkregen met de uitvoering van de taak bedoeld in artikel 10a, eerste lid, onderdeel a, van de Gaswet, dat dient ter dekking van de kosten van gaslevering zijn hiervan uitgezonderd.

3.1.2

De capaciteitsgebaseerde entry- en exittarieven worden vastgesteld op een hoogte, zodanig dat het somproduct van de capaciteitsgebaseerde entry- en exittarieven en de voorspelde gecontracteerde capaciteit per entry- en exitpunt overeenkomt met de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet, als bedoeld in 3.1.1.

3.1.3

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet genereert geen inkomsten middels op commodity gebaseerde tarieven of niet-transmissietarieven als bedoeld in artikel 4, derde lid, respectievelijk artikel 4, vierde lid, van NC-TAR.

3.1.4

De kosten voor het bewerken of behandelen van gas als bedoeld in artikel 10a, eerste lid, onderdeel p, van de Gaswet worden geïnd via de tarieven zoals beschreven in 3.3.

3.2 Entry- en exittarieven
3.2.1 Algemeen
3.2.1.1

De entry- en exittarieven worden uitgedrukt in euro per gecontracteerde entry- of exitcapaciteit per looptijd van het contract, waarbij de gecontracteerde capaciteit is uitgedrukt in kWh/uur.

3.2.1.2

De entry- en exittarieven worden afgeleid van de referentieprijs als bedoeld in artikel 3, sub 1, van NC-TAR, die van toepassing is op het betreffende entry- of exitpunt.

3.2.2 Referentieprijsmethodologie
3.2.2.1

De niet-aangepaste referentieprijs is de referentieprijs vóór aanpassingen als bedoeld in artikel 6, vierde lid, van NC-TAR.

3.2.2.2

De niet-aangepaste referentieprijs wordt als volgt berekend:

Waarbij:

de niet-aangepaste referentieprijs van toepassing op een entrypunt uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

de niet-aangepaste referentieprijs van toepassing op een exitpunt uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

het procentuele aandeel van de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet dat moet worden geïnd via de entrytarieven is, zoals vastgesteld in 3.2.2.3;

de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet uitgedrukt in euro is;

3.2.2.3

De verdeling van de toegestane inkomsten over entry- en exitcapaciteit is als volgt: 40% van de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet wordt geïnd via de entrytarieven, 60% van de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet wordt geïnd via de exittarieven.

3.2.2.4

De niet-aangepaste referentieprijzen worden op grondslag van artikel 6, vierde lid, van NC-TAR aangepast door een korting toe te passen op de niet-aangepaste referentieprijzen die van toepassing zijn op een entrypunt van of een exitpunt naar een opslaginstallatie en door de niet-aangepaste referentieprijzen die van toepassing zijn op alle entry- en exitpunten te herschalen. Voor deze aanpassingen gelden de volgende formules:

Waarbij:

het inkomstenverlies als gevolg van de korting op de niet-aangepaste referentieprijzen van toepassing op entrypunten van en exitpunten naar een opslaginstallatie uitgedrukt in euro is;

de procentuele korting op de niet-aangepaste referentieprijzen van toepassing op entrypunten van en exitpunten naar een opslaginstallatie is, zoals vastgesteld in 3.2.2.5;

de niet-aangepaste referentieprijs van toepassing op een entrypunt uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

de verzameling van entrypunten van opslaginstallaties is;

de voorspelde gecontracteerde capaciteit op entry- of exitpunt uitgedrukt in kWh/uur/jaar is;

de niet-aangepaste referentieprijs van toepassing op een exitpunt uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

de verzameling van exitpunten naar opslaginstallaties is;

de constante voor herschaling van de niet-aangepaste referentieprijzen is;

de toegestane inkomsten van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet uitgedrukt in euro is;

de referentieprijs van toepassing op een entrypunt niet zijnde een entrypunt van een opslaginstallatie uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

de referentieprijs van toepassing op een entrypunt van een opslaginstallatie uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is;

de referentieprijs van toepassing op een exitpunt niet zijnde een exitpunt naar een opslaginstallatie uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is; en

de referentieprijs van toepassing op een exitpunt naar een opslaginstallatie uitgedrukt in euro/kWh/uur/jaar is.

3.2.2.5

De procentuele korting op de niet-aangepaste referentieprijzen van toepassing op entrypunten van en exitpunten naar een opslaginstallatie als bedoeld in 3.2.2.4 is 60%.

3.2.3 Berekening reserveringsprijzen van toepassing op interconnectiepunten en te betalen prijzen van toepassing op binnenlandse entry- en exitpunten
3.2.3.1.

De reserveringsprijzen voor standaard jaar-, kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten worden berekend als bepaald in 3.2.3.3 tot en met 3.2.3.7.

3.2.3.2

Voor binnenlandse entry- en exitpunten wordt de te betalen prijs voor jaar-, kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten op dezelfde wijze berekend als de berekeningswijze als bedoeld in 3.2.3.1. In aanvulling daarop geldt voor binnenlandse exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet dat de te betalen prijs die van toepassing is voor op grond van artikel 2.1.2d of 2.1.2e van de Transportcode gas LNB door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB in een bepaald netgebied en een bepaalde maand gecontracteerde exitcapaciteit wordt afgeleid van de te betalen prijs voor jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten, als bepaald in 3.2.3.8 en 3.2.3.9.

3.2.3.3

De reserveringsprijs voor vaste jaarcapaciteitsproducten is gelijk aan de referentieprijs. De reserveringsprijs voor een jaarcapaciteitsproduct, dat meerdere kalenderjaren beslaat, is gelijk aan het gewogen gemiddelde van de referentieprijzen van de twee betreffende kalenderjaren, waarbij het gewicht bepaald wordt door het aantal maanden per kalenderjaar.

3.2.3.4

De reserveringsprijzen voor kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten komen tot stand door multiplicatoren en seizoensfactoren toe te passen op de referentieprijzen overeenkomstig artikel 14 en 15 van NC-TAR.

3.2.3.5

De multiplicator als bedoeld in 3.2.3.4 is:

  • a. 1,25 voor kwartaalcapaciteitsproducten;

  • b. 1,5 voor maandcapaciteitsproducten;

  • c. 1,75 voor dagcapaciteitsproducten; en

  • d. 1,75 voor within-day-capaciteitsproducten.

3.2.3.6

De seizoensfactoren als bedoeld in 3.2.3.4 voor kwartaalcapaciteitsproducten zijn:

Kwartaal

Seizoensfactoren kwartaalcapaciteitsproducten

Januari – maart

1,553

April – juni

0,712

Juli – september

0,552

Oktober – december

1,183

3.2.3.7

De seizoensfactoren als bedoeld in 3.2.3.4 voor maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten zijn:

Maand

Seizoensfactoren dag- en within-day-capaciteitsproducten

Seizoensfactoren maandcapaciteitsproducten

Januari

1,877

1,785

Februari

1,753

1,667

Maart

1,269

1,207

April

0,903

0,859

Mei

0,711

0,676

Juni

0,631

0,600

Juli

0,583

0,555

Augustus

0,555

0,528

September

0,604

0,574

Oktober

0,784

0,745

November

1,269

1,207

December

1,677

1,595

3.2.3.8

De te betalen prijs voor op grond van artikel 2.1.2d van de Transportcode gas LNB door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB in een bepaald netgebied in een bepaalde maand gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van profielafnemers wordt bepaald door:

  • a. Allereerst te bepalen met welke combinatie van jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten de standaardcapaciteit profielafnemers zo goedkoop mogelijk kan worden gecontracteerd. Dit resulteert voor elke maand van de standaardcapaciteit profielafnemers in een verhouding tussen respectievelijk jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten.

  • b. Vervolgens wordt de te betalen prijs voor door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van profielafnemers in een bepaald netgebied in een bepaalde maand afgeleid van de verhouding tussen jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten bepaald overeenkomstig onderdeel a en de te betalen prijs voor jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten op grond van de volgende formule:

Waarbij:

De te betalen prijs voor door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van profielafnemers in netgebied i in maand m is;

Het aandeel van de standaardcapaciteit profielafnemers in de maand m dat als maandcapaciteitsproduct is gecontracteerd is;

De te betalen prijs voor een maandcapaciteitsproduct in netgebied i in maand m is;

Het aandeel van de standaardcapaciteit profielafnemers in maand m dat als kwartaalcapaciteitsproduct is gecontracteerd is;

De te betalen prijs voor het kwartaalcapaciteitsproduct dat de maand m omvat is;

Het aandeel van de standaardcapaciteit profielafnemers in maand m dat als jaarcapaciteitsproduct is gecontracteerd is; en

De te betalen prijs voor het jaarcapaciteitsproduct in netgebied i in maand m is.

3.2.3.9

De te betalen prijs voor op grond van artikel 2.1.2e van de Transportcode gas LNB door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB in een bepaald netgebied in een bepaalde maand gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van telemetriegrootverbruikers wordt bepaald door:

  • a. Allereerst te bepalen met welke combinatie van jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers zo goedkoop mogelijk kan worden gecontracteerd. Dit resulteert voor elke maand van de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers in een verhouding tussen respectievelijk jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten.

  • b. Vervolgens wordt de te betalen prijs voor door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van telemetriegrootverbruikers in een bepaald netgebied in een bepaalde maand afgeleid van de verhouding tussen jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten bepaald overeenkomstig onderdeel a en de te betalen prijs voor jaar-, kwartaal- en maandcapaciteitsproducten op grond van de volgende formule:

Waarbij:

De te betalen prijs voor door een erkende programmaverantwoordelijke met erkenning LB gecontracteerde exitcapaciteit ten behoeve van telemetriegrootverbruikers in netgebied i in maand m is;

Het aandeel van de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers in maand m dat als maandcapaciteitsproduct is gecontracteerd is;

De te betalen prijs voor een maandcapaciteitsproduct in netgebied i in maand m is;

Het aandeel van de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers in maand m dat als kwartaalcapaciteitsproduct is gecontracteerd is;

De te betalen prijs voor het kwartaalcapaciteitsproduct dat de maand m omvat is;

Het aandeel van de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers in maand m dat als jaarcapaciteitsproduct is gecontracteerd is; en

De te betalen prijs voor het jaarcapaciteitsproduct in netgebied i in maand m is.

3.2.3.10 Korting afschakelbare capaciteit

De te betalen prijs voor entry- en exitcapaciteit in de vorm van afschakelbare capaciteit, wordt berekend door:

  • a. Het entry- en exittarief te bepalen dat een netgebruiker verschuldigd is voor het contracteren van vaste entry-of exitcapaciteit; en

  • b. Op de waarde berekend op grond van onderdeel a een korting van 0,01% toe te passen.

3.2.3.11 Korting wheelingcapaciteit

De te betalen prijs voor entry- en exitcapaciteit in de vorm van wheelingcapaciteit als bedoeld in artikel 2.1.2h van de Transportcode gas LNB, wordt berekend door:

  • a. Het entry- en exittarief te bepalen dat een netgebruiker verschuldigd is voor het contracteren van zowel vaste entry- als exitcapaciteit op het betreffende entry- en exitpunt voor dezelfde capaciteitsproducten; en

  • b. Op de waarde berekend op grond van onderdeel a een korting van 94% toe te passen.

3.2.3.12 Tarief voor overschrijding gecontracteerde entry- of exitcapaciteit

Indien de gecontracteerde entry- of exitcapaciteit wordt overschreden brengt de netbeheerder van het landelijk gastransportnet de netgebruiker een tarief in rekening voor de overschrijding van de gecontracteerde entry- of exitcapaciteit. De overschrijding wordt per gasdag bepaald en vastgesteld op de grootste in een uur geconstateerde overschrijding. Het tarief voor de overschrijding is gelijk aan het tarief voor een maandcapaciteitsproduct voor de maand van overschrijding. Voor een overschrijding van volgens 2.1.2b van de Transportcode gas LNB gecontracteerde exitcapaciteit wordt geen tarief voor overschrijding berekend. In het geval overschrijding van de gecontracteerde entry- of exitcapaciteit het gevolg is van een aanwijzing van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet als bedoeld in artikel 4.4.6 van de Transportcode gas LNB wordt geen tarief voor deze overschrijding berekend.

3.3 Tariefstructuur bewerken, behandelen en mengen van gas conform artikel 10a, eerste lid, onderdeel p Gaswet
3.3.1

De omschrijving van de dienst is opgenomen in 2.2.1 van de Transportcode gas LNB.

3.3.2. Kostencomponenten

De tarieven voor de in 3.3.1 omschreven dienst dienen ter dekking van de kostencomponenten die samenhangen met deze dienst.

  • a. Het tarief komt tot stand met inachtneming van, voor zover van toepassing, de volgende elementen:

    • 1°. kapitaalkosten, waaronder in ieder geval wordt begrepen kosten die samenhangen met de financiering van een ten behoeve van de dienst gerealiseerde investering, zoals het redelijk rendement, het investeringsbedrag en de gehanteerde afschrijvingstermijn;

    • 2°. operationele kosten, waaronder in ieder geval wordt begrepen de rechtstreekse kosten en (via een kostenverdeelsleutel toegerekende) indirecte kosten, ten behoeve van beheer en onderhoud van de gerealiseerde investering en gebruikskosten, waaronder de kosten die samenhangen met het gebruik van de dienst, zoals het gebruik van energie en stikstof en eventueel in te zetten hulpmiddelen; en

    • 3°. overige kosten, waaronder de rechtstreekse kosten en (via een kostenverdeelsleutel toegerekende) indirecte kosten worden begrepen die niet onder de voornoemde categorieën vallen.

  • b. De keuze van de in het tarief toegepaste kostenverdeelsleutel(s) zal kwalitatief worden toegelicht.

  • c. Het tarief kan bestaan uit vaste en variabele elementen.

  • d. Het tarief kan zowel eenmalig als verdeeld over verschillende periodes in rekening worden gebracht bij de afnemer. Over de looptijd van de dienst en verdeling van de kosten worden nadere afspraken gemaakt.

ARTIKEL II

De Transportcode gas LNB wordt als volgt gewijzigd:

A

Artikel 1 komt als volgt te luiden:

1. Werkingssfeer en definities

Deze code bevat voorwaarden met betrekking tot de dienst transport en de dienst bewerken, behandelen en mengen van gas als bedoeld in artikel 10a, eerste lid, onder p van de Gaswet. Begrippen, die in de verordening 715/2009, NC-BAL, NC-CAM, NC-TAR, Gaswet of de Begrippencode gas zijn gedefinieerd, hebben de in de verordening 715/2009, NC-BAL, NC-CAM, NC-TAR, Gaswet of Begrippencode gas gedefinieerde betekenis.

B

Artikel 2.1.1 komt als volgt te luiden:

2.1.1

Transport vindt plaats op grond van een met de netbeheerder van het landelijk gastransportnet te sluiten overeenkomst en houdt in dat de netbeheerder van het landelijk gastransportnet gas aangeboden op een entrypunt in het landelijk gastransportnet inneemt en op een exitpunt ter beschikking stelt. Entrycapaciteit en exitcapaciteit kunnen onafhankelijk van elkaar bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet worden gecontracteerd.

C

In artikel 2.1.2 wordt de eerste alinea vanaf “Omschrijving van de dienst” vervangen door:

Omschrijving

Gecontracteerde entrycapaciteit geeft het recht om op een entrypunt een hoeveelheid gas per uur in het landelijk gastransportnet in te voeden. Gecontracteerde exitcapaciteit geeft het recht om op een exitpunt een hoeveelheid gas per uur aan het landelijk gastransportnet te onttrekken.

D

In artikel 2.1.2 wordt de tweede alinea, vanaf “Contractering en toewijzing” vervangen door:

Contractering en toewijzing

Entry- en exitcapaciteit wordt onderscheiden in verschillende capaciteitsproducten. De capaciteitsproducten verschillen wat betreft de aanvangsdatum en aanvangstijd, de duur waarvoor entry- of exitcapaciteit wordt gecontracteerd en de prijs die op het capaciteitsproduct van toepassing is.

Op interconnectiepunten biedt de netbeheerder van het landelijk gastransportnet overeenkomstig artikel 9 van NC-CAM standaard jaarcapaciteitsproducten, standaard kwartaalcapaciteitsproducten, standaard maandcapaciteitsproducten, standaard dagcapaciteitsproducten en standaard within-day-capaciteitsproducten aan. Deze standaard capaciteitsproducten worden gecontracteerd en aan erkende programmaverantwoordelijken toegewezen door middel van een veiling als bepaald in NC-CAM.

Op binnenlandse entry- en exitpunten worden jaarcapaciteitsproducten, kwartaalcapaciteitsproducten, maandcapaciteitsproducten, dagcapaciteitsproducten en within-day-capaciteitsproducten onderscheiden. Jaar-, kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten hebben op binnenlandse entry- en exitpunten dezelfde aanvangsdatum, aanvangstijd en duur als de standaard capaciteitsproducten zoals beschreven in artikel 9 van NC-CAM, met uitzondering van jaarcapaciteitsproducten die elke gasmaand kunnen aanvangen. Op binnenlandse entry- en exitpunten, niet zijnde exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet, worden deze capaciteitsproducten gecontracteerd en aan erkende programmaverantwoordelijken of aangeslotenen met exitcapaciteit toegewezen volgens het first come first served principe. Op binnenlandse exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet wordt de exitcapaciteit gecontracteerd overeenkomstig het bepaalde in 2.1.2b tot en met 2.1.2e.

Indien een erkende programmaverantwoordelijken of aangeslotenen met exitcapaciteit op binnenlandse entry- en exitpunten op dezelfde dag op een entry- of exitpunt entry- of exitcapaciteit contracteert in een willekeurige combinatie van kwartaal-, maand- en dagcapaciteitsproducten, zal de netbeheerder van het landelijk gastransportnet op verzoek van de erkende programmaverantwoordelijken of aangeslotenen met exitcapaciteit per schijf van gelijke hoeveelheid gecontracteerde entry- of exitcapaciteit het volgende doen:

  • a. Indien de te betalen prijs voor de combinatie van gecontracteerde kwartaal-, maand- en dagcapaciteitsproducten hoger is dan de prijs van een jaarcapaciteitsproduct, dan wordt voor die schijf het jaarcapaciteitsproduct gecontracteerd, mits de daartoe benodigde capaciteit op het betreffende entry- of exitpunt beschikbaar is;

  • b. Indien de te betalen prijs voor de combinatie van gecontracteerde maand- en dagcapaciteitsproducten binnen één gaskwartaal hoger is dan de prijs voor het betreffende kwartaalcapaciteitsproduct, dan wordt het betreffende kwartaalcapaciteitsproduct gecontracteerd, mits de daartoe benodigde capaciteit op het betreffende entry- of exitpunt beschikbaar is; of

  • c. Indien de te betalen prijs voor de combinatie van gecontracteerde dagcapaciteitsproducten binnen één maand hoger is dan de te betalen prijs voor het maandcapaciteitsproduct, dan wordt het betreffende maandcapaciteitsproduct gecontracteerd, mits de daartoe benodigde capaciteit op het betreffende entry- of exitpunt beschikbaar is.

E

In artikel 2.1.2 wordt de derde alinea, vanaf “Afschakelbare dienst” vervangen door:

Afschakelbare entry- en exitcapaciteit

Entry- en exitcapaciteit kunnen door de landelijke netbeheerder van het gastransport in de vorm van afschakelbare transportcapaciteit worden aangeboden. Gecontracteerde afschakelbare entrycapaciteit geeft het voorwaardelijke recht om op een entrypunt een hoeveelheid gas per uur in het landelijk gastransportnet in te voeden. Gecontracteerde afschakelbare exitcapaciteit geeft het voorwaardelijke recht om op een exitpunt een hoeveelheid gas per uur aan het landelijk gastransportnet te onttrekken. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet biedt afschakelbare entrycapaciteit of exitcapaciteit slechts aan indien vaste entrycapaciteit of vaste exitcapaciteit niet meer beschikbaar is. Van afschakelbare entry- of exitcapaciteit kan uitsluitend gebruik worden gemaakt indien de netgebruikers van het landelijk gastransportnet die op het betreffende entrypunt of exitpunt beschikken over vaste entry- of exitcapaciteit dan wel eerder gecontracteerde afschakelbare entry- of exitcapaciteit, niet (volledig) van hun entrycapaciteit respectievelijk exitcapaciteit gebruik maken. Indien niet aan deze voorwaarde wordt voldaan, kan de netgebruiker op het desbetreffende entry- of exitpunt (deels) worden afgeschakeld. Het afschakelen zal worden uitgevoerd in de volgorde van de volgens 5.1.6 vastgelegde tijdstempels, en bij gelijke tijdstempels naar rato van de nominaties.

F

In artikel 2.1.2 wordt in de vierde alinea “niet afschakelbare” vervangen door: vaste en “entry- en exitpunten niet zijnde een interconnectiepunt” door: binnenlandse entry- en exitpunten.

G

Artikel 2.1.2b komt als volgt te luiden:

2.1.2b

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet bepaalt voor alle exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet gezamenlijk de planparameters en publiceert deze voorafgaand aan elk kalenderjaar op zijn website. De planparameters omvatten de plancapaciteit, de plancapaciteit profielafnemers, de standaardcapaciteit profielafnemers, de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers en de exitcapaciteit benodigd voor pieklevering, als bedoeld en onder omstandigheden zoals omschreven in artikel 2, eerste lid, van het Besluit leveringszekerheid Gaswet. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet publiceert de wijze waarop de planparameters worden bepaald in het document als bedoeld in artikel 8, tweede lid, van de Gaswet. Bij de bepaling als bedoeld in de vorige twee volzinnen geldt dat de som van de plancapaciteit profielafnemers en de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers gelijk is aan de plancapaciteit. De standaardcapaciteit profielafnemers plus de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers wordt geheel gecontracteerd door de gezamenlijke erkende programmaverantwoordelijken met erkenning LB. De standaardcapaciteit profielafnemers en plancapaciteit telemetriegrootverbruikers worden in de vorm van vaste exitcapaciteit gecontracteerd. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet verdeelt de standaardcapaciteit profielafnemers, plus de plancapaciteit telemetriegrootverbruikers over de erkende programmaverantwoordelijken met erkenning LB op basis van gegevens uit de aansluitingenregisters van de regionale netbeheerders volgens de methodiek van 2.1.2d respectievelijk 2.1.2e.

H

Artikel 2.1.2h komt als volgt te luiden:

2.1.2h Wheelingcapaciteit

Omschrijving wheeling

Op entry- en exitpunten die op dezelfde locatie liggen, biedt de netbeheerder van het landelijk gastransportnet, naast de entry- en exitcapaciteit beschreven in 2.1.2, ook wheelingcapaciteit aan. Gecontracteerde wheelingcapaciteit geeft het recht om op een entrypunt een hoeveelheid gas per uur in het landelijk gastransportnet in te voeden en op een op dezelfde locatie gelegen exitpunt weer aan het landelijk gastransportnet te onttrekken tegen een gereduceerd entry- en exittarief. De hoeveelheid in een uur in te voeden gas dient gelijk te zijn aan de hoeveelheid te onttrekken gas in hetzelfde uur. De gecontracteerde wheelingcapaciteit wordt door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet geregistreerd in een separaat portfolio.

Contractering en toewijzing

Wheelingcapaciteit wordt gecontracteerd en aan erkende programmaverantwoordelijken toegewezen volgens het first come first served principe. Wheelingcapaciteit kan vanaf 1 januari 2014 niet worden gecontracteerd tussen een binnenlands entry- of exitpunt en een interconnectiepunt. Wheelingcapaciteit die is gecontracteerd voor 1 januari 2014 zal worden gerespecteerd. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet biedt wheelingcapaciteit slechts aan indien de aangeboden wheelingcapaciteit niet van invloed is op de aangeboden entry- en exitcapaciteit als bedoeld in artikel 2.1.2. Wheelingcapaciteit wordt onderscheiden in dezelfde capaciteitsproducten als entry- en exitcapaciteit als bedoeld in 2.1.2. De combinatie van entry- en exitpunten waarvoor wheelingcapaciteit wordt aangeboden wordt door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet op zijn website gepubliceerd.

Afschakelbare wheelingcapaciteit

Wheelingcapaciteit kan door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet als afschakelbare capaciteit worden aangeboden. Gecontracteerde afschakelbare wheelingcapaciteit geeft het voorwaardelijke recht om op een entrypunt een hoeveelheid gas per uur in het landelijk gastransportnet te voeden en dit gas op een op dezelfde locatie gelegen exitpunt weer aan het landelijk gastransportnet te onttrekken. De hoeveelheid in een uur in te voeden gas dient gelijk te zijn aan de hoeveelheid te onttrekken gas in hetzelfde uur. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet biedt afschakelbare wheelingcapaciteit slechts aan indien vaste wheelingcapaciteit niet meer beschikbaar is. Van afschakelbare wheelingcapaciteit kan uitsluitend gebruik worden gemaakt indien de netgebruikers van het landelijk gastransportnet die op het betreffende entrypunt en exitpunt beschikken over vaste entrycapaciteit, vaste exitcapaciteit of vaste wheelingcapaciteit, eerder gecontracteerde afschakelbare entrycapaciteit respectievelijk eerder gecontracteerde afschakelbare exitcapaciteit of eerder gecontracteerde afschakelbare wheelingcapaciteit, niet (volledig) van hun entrycapaciteit, exitcapaciteit of wheelingcapaciteit gebruik maken. Indien niet aan deze voorwaarde wordt voldaan, kan de netgebruiker (deels) worden afgeschakeld. Het afschakelen zal worden uitgevoerd in de volgorde van de volgens 5.1.6 vastgelegde tijdstempels.

Overige voorwaarden

Naar mate er bestaande vaste wheelingcapaciteit beschikbaar komt, zal de netbeheerder van het landelijk gastransportnet op binnenlandse entry- en exitpunten onverwijld, met in achtneming van 2.1.12, de gecontracteerde afschakelbare wheelingcapaciteit opwaarderen naar vaste wheelingcapaciteit. Het opwaarderen zal worden uitgevoerd in de volgorde van de volgens 5.1.6 vastgelegde tijdstempels.

I

Artikel 2.1.3 vervalt.

J

Artikel 2.1.5 vervalt.

K

Artikel 2.1.6 vervalt.

L

Artikel 2.1.7.1 komt als volgt te luiden:

2.1.7.1.

Diversion betreft het recht van een erkende programmaverantwoordelijke om gecontracteerde entrycapaciteit of exitcapaciteit te verplaatsen naar een ander op dezelfde locatie gelegen entrypunt respectievelijk exitpunt onder de voorwaarde dat er geen extra beslag op transportcapaciteit wordt gelegd.

M

Artikel 2.1.7.2 komt als volgt te luiden:

2.1.7.2

Diversion dient te worden aangevraagd via een formulier dat de netbeheerder van het landelijk gastransportnet op zijn website publiceert. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet publiceert op zijn website voor welke combinatie van entry- en exitpunten diversion wordt aangeboden.

N

In artikel 2.1.7.3 wordt “een entry- of exitpunt waarop het first come first served principe van toepassing is” vervangen door: een binnenlands entry- of exitpunt.

O

In artikel 2.1.7.3 wordt in de tweede zin “het gereguleerde entry- of exittarief dat in de veiling als starttarief dient” vervangen door: de reserveringsprijs.

P

In artikel 2.1.7.3 wordt de vierde zin vervangen door:

Als de reserveringsprijs lager is dan de te betalen prijs op het binnenlandse entry- of exitpunt, wordt de erkende programmaverantwoordelijke enkel van zijn betalingsverplichting ontslagen voor zover de te betalen prijs op het interconnectiepunt dekkend is.

Q

In artikel 2.1.7.3, laatste zin, wordt “kan gecontracteerd worden voor een maand, een kwartaal of een jaar” vervangen door: kan voor een jaar-, kwartaal- of een maandcapaciteitsproduct worden gecontracteerd.

R

In artikel 2.1.7.4 wordt “het gereguleerde tarief” vervangen door: de te betalen prijs.

S

In artikel 2.1.7.4 wordt “het tarief” vervangen door: de te betalen prijs.

T

In artikel 2.1.7.4 vervalt de vierde zin.

U

In artikel 2.1.7.4 wordt in de vierde alinea “de maandfactor die geldt” vervangen door: de multiplicatoren en seizoensfactoren die gelden.

V

Artikel 2.1.8 komt als volgt te luiden:

2.1.8 Verlegging

Omschrijving

Verlegging geeft het recht om exitcapaciteit van een binnenlands exitpunt voor een bepaalde periode te verplaatsen naar een ander binnenlands exitpunt.

Contractering en toewijzing

Een erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit kan een verzoek voor verlegging indienen bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet beoordeelt het verzoek voor verlegging. De netbeheerder van het landelijk gastransportnet honoreert het verzoek voor verlegging indien het verzoek voldoet aan de volgende cumulatieve voorwaarden:

  • a. De verlegging is gerelateerd aan onderhoud of incidenten aan de zijde van de aangeslotene die leiden tot merkbare beperking van technisch operationele en tijdelijke aard in de mogelijkheid om gas te onttrekken op het exitpunt waar de erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit exitcapaciteit heeft gecontracteerd;

  • b. De verlegging heeft betrekking op een aaneengesloten periode die niet langer is dan de vooraf bepaalde duur van de merkbare beperking bedoeld in onderdeel a;

  • c. De erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit kan de gecontracteerde exitcapaciteit op het exitpunt waar de merkbare beperking, als bedoeld in onderdeel a, zich voordoet, geheel of gedeeltelijk benutten op een ander exitpunt binnen het portfolio van de erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit;

  • d. De erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit heeft in het kalenderjaar waarop het verzoek tot verlegging betrekking heeft minder dan tweemaal gebruik gemaakt van verlegging op een specifiek exitpunt;

  • e. De te verleggen gecontracteerde exitcapaciteit is beschikbaar op het exitpunt waar de gecontracteerde exitcapaciteit naar toe moet worden verlegd; en

  • f. De erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit heeft het verzoek voor verlegging zo spoedig mogelijk nadat zij op de hoogte was van de (aanstaande) merkbare beperking ingediend.

Overige voorwaarden

De status van de door middel van verlegging verplaatste exitcapaciteit zal niet worden aangetast tenzij deze verplaatsing de status van de exitcapaciteit van een andere erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit zou aantasten.

W

De titel van artikel 2.1.9 komt als volgt te luiden:

2.1.9 Aanpassen gecontracteerde exitcapaciteit bij opstarten of uitbreiden gasinstallaties.

X

Artikel 2.1.9.1 komt als volgt te luiden:

Bij het opstarten of het uitbreiden van gasinstallaties van een eindverbruiker met een aansluiting op het landelijk gastransportnet kan een erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit de netbeheerder van het landelijk gastransportnet verzoeken om initieel een geschatte hoeveelheid exitcapaciteit te contracteren voor een periode van ten hoogste vier opeenvolgende gasmaanden en de gecontracteerde exitcapaciteit na afloop van deze periode bij te stellen naar het maximum van de gebruikte capaciteit per maand. Dit verzoek kan geen betrekking hebben op een wintermaand.

Y

In artikel 2.1.9.2 wordt de eerste zin vervangen door:

De aanpassing of uitbreiding als bedoeld in artikel 2.1.9.1 wordt vastgelegd in een aparte overeenkomst tussen enerzijds de netbeheerder van het landelijk gastransportnet en anderzijds de erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit, met daarin opgenomen de geschatte exitcapaciteit.

Z

Artikel 2.1.9.4 komt als volgt te luiden:

2.1.9.4

Het overdragen van transportcapaciteit of het gebruik van transportcapaciteit conform 2.1.10 met betrekking tot de geschatte exitcapaciteit als bedoeld in artikel 2.1.9.2, is alleen mogelijk voor de gehele geschatte exitcapaciteit en voor de gehele periode waarvoor de exitcapaciteit wordt geschat.

AA

In artikel 2.1.9.5 wordt de eerste zin vervangen door:

Na afloop van de periode van ten hoogste vier maanden waarvoor de exitcapaciteit is geschat, bepaalt de netbeheerder van het landelijk gastransportnet voor elke gasmaand van de periode een waarde voor de exitcapaciteit in de betreffende gasmaand.

BB

In artikel 2.1.9.5 wordt “artikel 3.2.1.4” vervangen door: het bepaalde in artikel 3.2.3.

CC

In artikel 2.1.9.6 wordt de eerste zin vervangen door:

Indien er sprake is van overschrijding van de geschatte exitcapaciteit waarvoor de erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit toestemming heeft gevraagd, maar niet heeft gekregen, of waarvoor voorafgaande toestemming vereist was maar welke niet is gevraagd, wordt deze overschrijding aangemerkt als een overschrijding bedoeld in artikel 3.2.3.12 van de Tarievencode gas, en als zodanig afgerekend na afloop van de periode van ten hoogste vier maanden waarvoor de exitcapaciteit wordt geschat.

DD

In artikel 2.1.10.1 wordt de eerste zin vervangen door:

Een erkende programmaverantwoordelijke of een aangeslotene met exitcapaciteit heeft het recht gecontracteerde transportcapaciteit of het gebruik van transportcapaciteit (verder: gebruiksrecht) over te dragen aan een andere erkende programmaverantwoordelijke of aangeslotene met exitcapaciteit.

EE

In artikel 2.1.10.1 wordt “geboekte” vervangen door: gecontracteerde.

FF

In artikel 2.1.10.7 wordt “De dienst diversion” vervangen door: Diversion.

GG

Artikel 2.1.12 komt als volgt te luiden:

2.1.12

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet waardeert gecontracteerde afschakelbare transportcapaciteit zoals beschreven in 2.1.2 en 2.1.2h op naar vaste gecontracteerde transportcapaciteit tenzij de erkende programmaverantwoordelijke binnen uiterlijk vijf werkdagen na het sluiten van de betreffende overeenkomst bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet aangeeft dat hij voor deze overeenkomst niet in aanmerking wenst te komen voor het opwaarderen van de gecontracteerde afschakelbare transportcapaciteit.

HH

Artikel 2.1.14 wordt als volgt gewijzigd:

1. In de titel wordt “Teruggeven van gecontracteerde capaciteit” vervangen door: Teruggeven van gecontracteerde entry- en exitcapaciteit

2. In de tekst vervalt steeds “(backhaul)”

3. In de tekst wordt “niet-afschakelbare” vervangen door: vaste.

II

In artikel 2.1.15.1 wordt “niet-afschakelbare” vervangen door: vaste.

JJ

Paragraaf 2.2 vervalt.

KK

De nummering van artikel 2.2a, 2.2a.1 en 2.2a.2 wordt gewijzigd in 2.2, 2.2.1 en 2.2.2.

LL

In artikel 2.2a.2 wordt “3.3.8.2” vervangen door: 3.3.2.

MM

Artikel 3.2.1 komt als volgt te luiden:

3.2.1

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet onderscheidt drie typen erkenning voor een erkende programmaverantwoordelijke.

Erkenning LA: rechtspersonen en natuurlijke personen met deze erkenning kunnen transportcapaciteit contracteren bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet, behoudens exitcapaciteit op een exitpunt tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet. Rechtspersonen of natuurlijke personen met deze erkenning kunnen eveneens gas verhandelen op het virtuele handelspunt. In aanvulling op de eisen vermeld onder 3.2.0a t/m 3.2.0d gelden de volgende voorwaarden:

  • a. de partij dient te beschikken over een EAN-code ingeval deze partij programmaverantwoordelijkheid draagt op een binnenlands exitpunt;

  • b. de partij dient te kunnen communiceren met de netbeheerder van het landelijk gastransportnet middels de online informatiedienst B2B.

Erkenning LB: rechtspersonen en natuurlijke personen met deze erkenning kunnen transportcapaciteit contracteren bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet met inbegrip van exitcapaciteit op een exitpunt tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet. Rechtspersonen of natuurlijke personen met deze erkenning kunnen eveneens gas verhandelen op het virtuele handelspunt. In aanvulling op de eisen vermeld onder 3.2.0a t/m 3.2.0d gelden de volgende voorwaarden:

  • a. de partij dient te beschikken over een EAN-code;

  • b. de partij dient deel te nemen aan het berichtenverkeer met betrekking tot allocatie;

  • c. de partij contracteert exitcapaciteit volgens 1.2b;

  • d. de partij dient te kunnen communiceren met de netbeheerder van het landelijk gastransportnet middels de online informatiedienst B2B.

Erkenning LC: rechtspersonen en natuurlijke personen met deze erkenning kunnen geen transportcapaciteit contracteren bij de netbeheerder van het landelijk gastransportnet. Rechtspersonen of natuurlijke personen met deze erkenning kunnen uitsluitend gas verhandelen op het virtuele handelspunt. In aanvulling op de eisen vermeld onder 3.2.0a t/m 3.2.0d gelden geen verdere voorwaarden.

NN

In artikel 3.3.1 wordt “dienst” vervangen door: transportcapaciteit.

OO

In artikel 3.3.2 wordt “diensten” vervangen door: transportcapaciteit.

PP

In artikel 3.4.2 wordt “de diensten” vervangen door: de andere diensten.

QQ

In artikel 4.4.1 wordt “de uitvoering van diensten” vervangen door: de transportcapaciteit.

RR

Artikel 4.4.1 wordt “diensten” steeds vervangen door: de transportcapaciteit.

SS

In artikel 4.4.1 wordt “entry- en exitcapaciteit” vervangen door: transportcapaciteit.

TT

In de eerste alinea van artikel 4.4.2 wordt “dienst” vervangen door: gecontracteerde transportcapaciteit.

UU

In de derde alinea van artikel 4.4.2 wordt “dienst” vervangen door: transportcapaciteit.

VV

In artikelen 4.4.4 en 4.4.6 wordt “niet afschakelbare” steeds vervangen door: vaste.

WW

De titel van Hoofdstuk 5 komt als volgt te luiden:

5. Transportovereenkomsten.

XX

De titel van paragraaf 5.1. komt als volgt te luiden:

5.1. Aangaan van transportovereenkomsten.

YY

Artikel 5.1.1 wordt gewijzigd door in de eerste zin “een dienst” te wijzigen in: transportcapaciteit.

ZZ

Artikel 5.1.1. wordt gewijzigd door in de tweede zin “van de dienst” te laten vervallen.

AAA

Artikel 5.1.1. wordt “diensten” vervangen door: transportcapaciteit.

BBB

In artikel 5.1.1 vervalt de laatste zin.

CCC

Artikel 5.1.2 komt als volgt te luiden:

Een overeenkomst betreffende een dagcapaciteitsproduct kan worden gesloten tot het moment van ingaan van de betreffende gasdag.

DDD

Artikel 5.1.3 komt als volgt te luiden:

5.1.3

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet wijst transportcapaciteit toe aan geïnteresseerden op basis van transparantie, non-discriminatie en efficiënt gebruik van het landelijk gastransportnet. In hoofdstuk 2 is aangegeven hoe de transportcapaciteit door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet aan geïnteresseerden wordt toegewezen.

EEE

Artikel 5.1.4 wordt “een dienst” vervangen door: transportcapaciteit.

FFF

Artikel 5.1.6 komt als volgt te luiden:

5.1.6

De netbeheerder van het landelijk gastransportnet voorziet elk volledig verzoek bij ontvangst van een tijdstempel. Deze netbeheerder gebruikt dit tijdstempel bij afschakelbare transportcapaciteit in voorkomende gevallen voor het bepalen van de afschakelvolgorde. Een volledig verzoek vermeldt in ieder geval het capaciteitsproduct, indien relevant het entrypunt of exitpunt, de identiteit van de geïnteresseerde, alsmede, indien relevant, de indicatie of deze ook afschakelbare transportcapaciteit accepteert.

GGG

Paragraaf 5.2 komt in zijn geheel te vervallen.

HHH

De titel van paragraaf 5.3 komt als volgt te luiden: Gevolgen van beëindiging van transportovereenkomsten.

III

Artikel 5.3.1 wordt gewijzigd door “diensten” te vervangen door: transport.

JJJ

Artikel 5.3.1 wordt gewijzigd door “overeenkomst” te vervangen door: transportovereenkomst.

KKK

In de tabel van artikel 6.3 wordt “Niet afschakelbare” vervangen door: Vaste.

LLL

In de tabel van artikel 6.3 komt de informatie met betrekking tot “Backhaul entry- of exitcapaciteit” in het geheel te vervallen.

MMM

Artikel 6.4 komt te vervallen.

NNN

In artikel B1.5 van Bijlage 1 wordt “diensten” vervangen door: entry- en exitcapaciteit.

OOO

In bijlage 2 wordt “niet afschakelbare” steeds vervangen door: vaste.

PPP

De titel van B2.3.3 komt als volgt te luiden: Gaskwartaal vooruit.

ARTIKEL III

De Begrippencode gas wordt als volgt gewijzigd:

A

In artikel 1.1 wordt de definitie afschakelbaar gewijzigd in: heeft betrekking op transportcapaciteit en geeft aan dat de transportcapaciteit door de netbeheerder van het landelijk gastransportnet afgeschakeld kan worden;

B

In artikel 1.1 worden de definities backhaul, entrypunt gasopslag en exitpunt gasopslag verwijderd.

C

In artikel 1.1 wordt toegevoegd de definitie binnenlands entrypunt: een entrypunt niet zijnde een interconnectiepunt.

D

In artikel 1.1 wordt toegevoegd de definitie binnenlands exitpunt: een exitpunt niet zijnde een interconnectiepunt.

E

In artikel 1.1 wordt toegevoegd de definitie entrytarief: het tarief dat een netgebruiker verschuldigd is aan de netbeheerder van het landelijk gastransportnet voor het contracteren van entrycapaciteit.

F

In artikel 1.1 wordt toegevoegd de definitie exittarief: het tarief dat een netgebruiker verschuldigd is aan de netbeheerder van het landelijk gastransportnet voor het contracteren van exitcapaciteit.

G

In artikel 1.1 wordt toegevoegd de definitie gaskwartaal: de periode die begint om 06.00 uur op de eerste dag van een kwartaal en die eindigt om 06.00 uur op de eerste dag van het volgende kwartaal, waarbij de eerst dag van een kwartaal 1 januari, 1 april, 1 juli of 1 oktober is.

H

In artikel 1.1 wordt toegevoegd: NC-TAR: Verordening (EU) 2017/460 van de Commissie van 16 maart 2017 tot vaststelling van een netcode betreffende geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas.

I

In artikel 1.1 wordt ‘Onze Minister: Onze Minister van Economische Zaken” vervangen door: De Minister: De Minister van Economische Zaken en Klimaat.

J

In artikel 1.1 wordt de definitie overboekcapaciteit gewijzigd in: vaste entry- of exitcapaciteit die wordt aangeboden bovenop de technische capaciteit in het kader van de overboekings- en terugkoopregeling als bedoeld in artikel 2.2.2 van Bijlage 1 bij de Verordening;

ARTIKEL IV

Overgangsbepaling

De tarieven en de dienstverlening van de netbeheerder van het landelijk gastransportnetwerk van vóór de tariefperiode 2020 worden beheerst door de codebepalingen zoals deze luidden vóór de inwerkingtreding van dit besluit.

ARTIKEL V

De ACM stelt dit besluit vast met inachtneming van de belangen, regels en eisen bedoeld in artikel 12f van de Gaswet.

Dit besluit treedt in werking met ingang van 1 januari 2019.

Dit besluit zal met de toelichting in de Staatscourant worden geplaatst.

’s-Gravenhage, 10 december 2018

De Autoriteit Consument en Markt, namens deze: F.J.H. Don bestuurslid

TOELICHTING

In deze toelichting bevat onderdeel A een toelichting op het codewijzigingsbesluit, onderdeel B toelichtende informatie als bedoeld in artikel 26 van NC-TAR, onderdeel C de reactie op de ontvangen zienswijzen op het ontwerp codewijzigingsbesluit, onderdeel D de reactie op de opinie van het Agentschap1 op het ontwerp codewijzigingsbesluit, onderdeel E de reactie op de opinie van nationale toezichthouders van de buurlanden en onderdeel F de ondertekening van deze toelichting.

A. Toelichting op het besluit

A1. Samenvatting

  • 1. Middels dit codewijzigingsbesluit implementeert de Autoriteit Consument en Markt (hierna: de ACM) NC-TAR, de Europese netcode tariefstructuren voor gas, voor GTS. De implementatie van deze netcode heeft consequenties voor de tariefstructuren en voor de transportvoorwaarden. Ook is er aanleiding om de Begrippencode gas (beperkt) aan te passen.

  • 2. In deze samenvatting zet de ACM kort uiteen wat NC-TAR in essentie bepaalt en op welke wijze van de zogenoemde toegestane inkomsten wordt gekomen naar entry- en exittarieven (tariefderivatie). In onderdeel A3 van deze toelichting wordt het besluit uitgebreider beschreven en toegelicht.

  • 3. GTS verkoopt transportcapaciteit per entry- en exitpunt. Een netgebruiker die transportcapaciteit contracteert op een entry- of exitpunt verkrijgt daarmee het recht een hoeveelheid gas per uur het net in te voeden of aan het net te onttrekken. GTS brengt daarvoor entry- en exittarieven in rekening. Het overgrote deel van haar inkomsten verkrijgt zij middels deze entry- en exittarieven. Daarnaast kan GTS nog overige tarieven in rekening brengen, namelijk voor zover het niet (een vergoeding voor) het verkopen van transportcapaciteit op entry- en exitpunten betreft.

  • 4. De entry- en exitcapaciteit die GTS verkoopt kan verschillen qua:

    • De locatie van entry- of exitpunt: een exitpunt kan bijvoorbeeld in het noorden van het land zijn of in het zuiden van het land;

    • De aangeslotene op het entry- of exitpunt: op een entry- of exitpunt kunnen verschillende soorten marktpartijen zijn aangesloten;

    • De duur van de periode waarvoor de netgebruiker capaciteit contracteert: een netgebruiker kan bijvoorbeeld capaciteit voor een maand of een dag contracteren;

    • De periode in het jaar waarvoor de netgebruiker capaciteit contracteert: een netgebruiker kan bijvoorbeeld capaciteit contracteren voor de maand december of de maand juni, of voor een dag in januari;

    • De ‘vastheid’ van de gecontracteerde capaciteit: een netgebruiker kan vaste of afschakelbare capaciteit contracteren.

  • 5. Voor elk van de hiervoor genoemde aspecten kan het entry- of exittarief verschillen. NC-TAR stelt hoofdzakelijk regels met betrekking tot deze verschillen. Daarnaast beperkt NC-TAR de mogelijkheid om overige tarieven in rekening te brengen en bevat hij enkele algemene vereisten voor deze overige tarieven.

  • 6. Eén van de doelen van NC-TAR is de harmonisatie van tariefstructuren tussen de Europese lidstaten ter bevordering van de Europese marktintegratie. Om dit doel te bereiken stelt de netcode een aantal vereisten aan de tariefstructuren die in de lidstaten worden gehanteerd. Deze vereisten gaan over de manier waarop de tarieven die een transmissiesysteembeheerder in rekening brengt worden afgeleid van de toegestane inkomsten van de transmissiesysteembeheerder (de tariefderivatie).

  • 7. De tariefderivatie op grond van NC-TAR moet een aantal stappen doorlopen. Die stappen zijn:

    • Een beslissing over het kwalificeren van diensten als transmissiediensten en non-transmissiediensten. De ACM kiest ervoor alle diensten als transmissiediensten te kwalificeren. De zogenoemde toegestane inkomsten, die het startpunt zijn van de tariefderivatie, hebben dus betrekking op de inkomsten uit transmissiediensten. NC-TAR bepaalt dat de kosten van transmissiediensten worden gedekt middels de entry- en exittarieven.

    • Een keuze met betrekking tot de referentieprijsmethodologie. De toegestane inkomsten voor transmissiediensten worden vervolgens toegerekend aan de entry- en exitpunten. Dat gebeurt middels een referentieprijsmethodologie. De toepassing van de referentieprijsmethodologie leidt tot één referentieprijs voor elk entry- en exitpunt. Alle tarieven die van toepassing zijn op één entry- of exitpunt worden afgeleid van deze referentieprijs. De referentieprijsmethodologie bepaalt dus óf, hoeveel en waarom de tarieven voor entry- en exitcapaciteit verschillen per entry- en exitpunt. De ACM kiest voor een zogenoemde postzegelmethode als referentieprijsmethodologie, met een entry-exitverdeling van 40/60.

    • Keuzes met betrekking tot aanpassing van de referentieprijzen. Na toepassing van de referentieprijsmethodologie is het nog mogelijk om in een aantal gevallen de referentieprijzen aan te passen. Zo schrijft NC-TAR bijvoorbeeld een korting voor de tarieven van gasopslagen voor en is er de mogelijkheid een korting te geven op de tarieven voor LNG-invoeding. Andere mogelijke aanpassingen zijn (i) het herschalen van de referentieprijzen voor alle punten, (ii) het gelijkstellen van de tarieven van een deelverzameling van alle punten en (iii) het aanpassen van de referentieprijzen voor specifieke punten als de referentieprijzen anders niet op het concurrerende niveau liggen (hierna: tarievenbenchmark). Deze aanpassingen resulteren in de ‘echte’ referentieprijzen, die in de rest van de tariefberekening doorwerken. De ACM kiest ervoor om een korting voor gasopslagen van 60% toe te passen en maakt daarnaast gebruik van herschaling.

    • Keuzes met betrekking tot multiplicatoren en seizoensfactoren. Voor vaste entry- of exitcapaciteit met een looptijd van één jaar is het tarief gelijk aan de referentieprijs (na aanpassingen). GTS verkoopt echter ook kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten. Netgebruikers die deze capaciteitsproducten contracteren verkrijgen het recht gas te transporteren voor een periode korter dan een jaar. De tarieven voor kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten moet de ACM berekenen door multiplicatoren en seizoensfactoren toe te passen op de referentieprijs. Daarbij is voor elk capaciteitsproduct een aparte multiplicator van toepassing. Er is dus een multiplicator voor kwartaalcapaciteitsproducten, een multiplicator voor maandcapaciteitsproducten, een multiplicator voor dagcapaciteitsproducten en een multiplicator voor within-day-capaciteitsproducten. De multiplicator bepaalt het prijsverschil tussen een jaarcapaciteitsproduct ten opzichte van een kwartaal-, maand-, dag- of within-day-capaciteitsproduct. Een multiplicator voor een maandcapaciteitsproduct van 1,5 betekent dat de prijs voor een maandcapaciteitsproduct 50% hoger is dan 1/12e deel van de prijs voor een jaarcapaciteitsproduct. De seizoensfactoren bepalen het prijsverschil tussen dezelfde capaciteitsproducten in verschillende periodes van het jaar. De toepassing van seizoensfactoren leidt ertoe dat capaciteit in de winter (piekperiode) duurder is dan capaciteit in de zomer (geen piekperiode). De ACM kiest ervoor om seizoensfactoren vast te stellen en stelt een multiplicator van 1,25 voor kwartaalcapaciteitsproducten, een multiplicator van 1,5 voor maandcapaciteitsproducten en multiplicatoren van 1,75 voor dag- en within-day-capaciteitsproducten vast.

    • Een keuze met betrekking tot de korting voor afschakelbare capaciteit. Netgebruikers hebben soms de mogelijkheid om afschakelbare entry- en exitcapaciteit te contracteren. NC-TAR bepaalt dat er een korting voor afschakelbare capaciteit moet zijn, die gebaseerd is op de kans op afschakelen en de ‘economische waarde van de capaciteit’. De ACM heeft een korting van 0,01% vastgesteld.

    • Tot slot heeft de ACM vaste capaciteit met wheeling geduid als een product met voorwaarden als bedoeld in artikel 4, tweede lid, NC-TAR. De ACM stelt een korting vast van 94% op het gezamenlijke entry- en exittarief voor het vaste capaciteitsproduct met wheeling.

A2. Aanleiding en gevolgde procedure

  • 8. De Europese Commissie heeft bij besluit van 16 maart 2017 Verordening (EU) 2017/460 een netcode betreffende geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas (hierna: NC-TAR) vastgesteld. Bedoeling van deze netcode is, overeenkomstig Verordening (EG) 715/2009, geharmoniseerde transmissietariefstructuren voor gas vast te stellen en Uniebrede regels te bepalen waarmee de doelstellingen worden nagestreefd om bij te dragen aan marktintegratie, het verhogen van voorzieningszekerheid en het bevorderen van de interconnectie van gasnetten, aldus overweging (1) van NC-TAR.

  • 9. In artikel 27, vierde lid, van NC-TAR is bepaald dat de nationale regulerende instantie (verder ook: de NRI), overeenkomstig artikel 41, zesde lid, onderdeel a, van de Richtlijn 2009/73/EG, een met redenen omkleed besluit over een aantal nader bepaalde punten moet vaststellen. Artikel 41, zesde lid, onderdeel a, van de Richtlijn is geïmplementeerd in onder meer artikel 12f van de Gaswet. De ACM is op grond van artikel 1a, tweede lid, Gaswet de nationale regulerende instantie. De ACM is dus bevoegd om NC-TAR te implementeren middels haar bevoegdheid tot het vaststellen van de tariefstructuren en voorwaarden op basis van artikel 12f Gaswet. Concreet komt dit neer op een besluit van de ACM tot wijziging van de Tarievencode gas (hierna: de Tarievencode) en de Transportcode gas LNB (hierna: de Transportcode). Ook een (beperkt) aantal definities in de Begrippencode gas (hierna: de Begrippencode) wordt aangepast. In deze toelichting wordt dit kortheidshalve “wijziging van het codebesluit” of “het codewijzigingsbesluit” genoemd.

  • 10. NC-TAR kent een uitgebreide voorbereidingsprocedure. Artikel 26 van NC-TAR bepaalt dat er een of meer raadplegingen worden verricht door de nationale regulerende instantie of door de transmissiesysteembeheerder(s), afhankelijk van het besluit van de NRI. De ACM heeft bij besluit van 17 oktober 2017 beslist dat zij de hier en ook de in artikel 27 en 28 van NC-TAR bedoelde raadplegingen verricht.2

  • 11. In de periode van 19 april 2017 tot en met 19 december 2017 zijn de marktdeelnemers geraadpleegd over de implementatie van NC-TAR en de in dat verband relevante onderwerpen en te maken keuzes. Op 19 april, 17 mei, 28 juni en 13 juli 2017 is de markt door de ACM en GTS gezamenlijk geconsulteerd. In het najaar van 2017 (15 september, 28 september en 13 oktober) heeft GTS haar ideeën met de markt gedeeld en de markt daarover geraadpleegd. In dit verband heeft zij haar ideeën op schrift gesteld en dit op 25 oktober met de ACM en de markt gedeeld.3 Vanaf dat moment is de ACM haar visie en voorgenomen besluit met de markt gaan delen. In verband hiermee is de markt plenair op 31 oktober, 27 november en 19 december 2017 geconsulteerd over de relevante onderwerpen die ter besluitvorming voorliggen en de (voorlopige) visie van de ACM op deze onderwerpen. Voor de presentaties van de ACM en GTS4 wordt verwezen naar www.acm.nl/nctarnl.

  • 12. Op 1 maart 2018 heeft de ACM het ontwerp codewijzigingsbesluit genomen. Deze heeft zij toegezonden aan de gezamenlijke netbeheerders en de representatieve organisaties, zodat zij op grond van artikel 12e, derde lid, Gaswet hun zienswijzen konden indienen. De ACM heeft besloten tot toepassing van de uniforme openbare voorbereidingsprocedure als bedoeld in afdeling 3.4 van de Algemene wet bestuursrecht (verder: Awb). De ACM heeft op basis van artikel 3:15, tweede lid, Awb een ieder in de gelegenheid gesteld hun zienswijzen op het ontwerp kenbaar te maken.

  • 13. Als onderdeel van de uniforme openbare voorbereidingsprocedure heeft de ACM op 5 maart 2018 het ontwerpbesluit en de daarop betrekking hebbende stukken ter inzage gelegd en gepubliceerd op haar internetpagina. Van de terinzagelegging is kennis gegeven in de Staatscourant van 2 maart 2018. Op 14 mei 2018 heeft ten kantore van de ACM een hoorzitting plaatsgevonden. De verslagen van de hoorzittingen heeft de ACM gepubliceerd op www.acm.nl. Ook heeft de ACM alle schriftelijke zienswijzen op deze internetpagina gepubliceerd. Daarnaast heeft de ACM een Engelse samenvatting van de ontvangen zienswijzen gepubliceerd. In hoofdstuk C van dit besluit geeft de ACM haar reactie op de zienswijzen. Indien een zienswijze heeft geleid tot een aanpassing van het ontwerpbesluit, heeft de ACM dit duidelijk aangegeven. Daarnaast heeft de ACM waar nodig ten opzichte van het ontwerp codewijzigingsbesluit niet-inhoudelijke, tekstuele wijzigingen aangebracht.

  • 14. Op 12 maart 2018 heeft de ACM het ontwerpbesluit toegezonden aan het Agentschap als bedoeld in artikel 27 van NC-TAR, de Duitse toezichthouder (BNetzA), de Engelse toezichthouder (OFGEM) en de Belgische toezichthouder (CREG).

  • 15. In het najaar van 2018 hebben gesprekken plaatsgevonden tussen de ACM en marktpartijen over het te nemen definitieve besluit. Deze gesprekken hebben geleid tot afspraken over het door de ACM te nemen NC-TAR besluit. Deze afspraken zijn schriftelijk vastgelegd in een overeenkomst d.d. 10 december 2018 en zijn verwerkt in het definitieve NC-TAR besluit.

  • 16. NC-TAR schrijft in artikel 26 voor dat behalve regels (over bijvoorbeeld de toe te passen referentieprijsmethodologie), ook toelichtende of informatieve informatie moet worden geconsulteerd en schriftelijk moet worden vastgelegd in het “raadplegingsdocument” als bedoeld in artikel 27 van NC-TAR. Voor zover het informatie betreft die geen (algemeen verbindende) regels bevat, heeft de ACM deze informatie in de toelichting of in de additionele informatie, onderdeel B, bij het ontwerp van dit besluit opgenomen.

  • 17. De ACM is van mening dat het besluit geen technische voorschriften bevat zoals bedoeld in de Notificatierichtlijn. Om die reden zijn de voorwaarden in dit besluit niet in ontwerp ter notificatie aangeboden.

A3. Besluit

  • 18. In het hiernavolgende wordt het codewijzigingsbesluit in hoofdlijnen weergegeven en toegelicht.

Inleiding

  • 19. Het voorliggende codewijzigingsbesluit dient ter implementatie van NC-TAR. NC-TAR geeft regels over en stelt eisen aan de wijze waarop entry- en exittarieven worden afgeleid van de toegestane inkomsten van een transmissiesysteembeheerder. De toegestane inkomsten zijn de inkomsten die de ACM vaststelt op grond van de methodebesluiten voor de landelijk netbeheerder gas en de daarop gebaseerde x-factorbesluiten en uiteindelijk definitief bepaalt in het jaarlijkse tarievenbesluit.

  • 20. In NC-TAR is de verplichting opgenomen om een referentieprijsmethodologie op te stellen aan de hand waarvan zogenoemde referentieprijzen kunnen worden vastgesteld. De referentieprijsmethodologie bepaalt op welke wijze de toegestane inkomsten moeten worden toegerekend aan de entry- en exitpunten. De toepassing van de referentieprijsmethodologie leidt tot één referentieprijs voor elk entry- en exitpunt. Alle tarieven die van toepassing zijn op één entry- of exitpunt worden vervolgens afgeleid van de referentieprijs. De referentieprijsmethodologie bepaalt dus óf, hoeveel en waarom de tarieven voor entry- en exitcapaciteit verschillen per entry- en exitpunt.

  • 21. Verder geeft NC-TAR een aantal mogelijkheden (of verplichtingen) om die referentieprijzen aan te passen. Bijvoorbeeld door kortingen te bepalen en de referentieprijs te herschalen.

  • 22. Daarnaast bepaalt NC-TAR voor interconnectiepunten dat de reserveringsprijzen worden bepaald door toepassing van multiplicatoren of seizoensfactoren op de referentieprijs. De multiplicator bepaalt het prijsverschil tussen een contract met contractduur van één jaar en een contract met een contractduur anders dan één jaar. De seizoensfactoren bepalen het prijsverschil tussen contracten met een gelijke contractduur in verschillende periodes van het jaar.

Toepassing NC-TAR

  • 23. NC-TAR is van toepassing op alle entrypunten en alle exitpunten van gastransmissienetten. Een uitzondering hierop geldt voor de hoofdstukken III, V, VI, artikel 28, artikel 31, leden 2 en 3, en hoofdstuk IX, die ingevolge artikel 2 van NC-TAR alleen van toepassing zijn op interconnectiepunten. De uitgezonderde onderdelen zien op de bepalingen over multiplicatoren, seizoensfactoren, afschakelbare capaciteit, (virtuele) interconnectiepunten en incrementele capaciteit. De bepalingen over (virtuele) interconnectiepunten zijn per definitie enkel van toepassing op interconnectiepunten. Dit geldt ook voor de bepalingen voor incrementele capaciteit, omdat deze capaciteit enkel op interconnectiepunten kan worden aangeboden. Voor de overige onderdelen moet voor binnenlandse entry- en exitpunten op nationaal niveau besloten worden over de verdere invulling ervan. Verder merkt de ACM nog op dat het interconnectiepunt Julianadorp op het moment van het nemen van het besluit en in ieder geval tot en met 2020 geen boekbaar exitpunt is, en daarom is NC-TAR hierop in 2020 in het geheel niet van toepassing.

  • 24. De ACM ziet aanleiding om over de onderdelen multiplicatoren, seizoensfactoren en afschakelbare capaciteit voor binnenlandse entry- en exitpunten overeenkomstig te besluiten als voor interconnectiepunten. Volgens de ACM is er op basis van kostenreflectiviteit voor de toepassing van deze onderdelen geen gerechtvaardigd onderscheid te maken tussen enerzijds binnenlandse entry- en exitpunten en anderzijds de interconnectiepunten. Het gebruik van het net verschilt per punt, maar bijvoorbeeld uit het boekingsgedrag per punt volgt niet dat de groep binnenlandse entry- en exitpunten een zodanig ander gebruik maakt van het net dan de groep interconnectiepunten dat dat het maken van een onderscheid zou rechtvaardigen. Het besluit van de ACM over multiplicatoren, seizoensfactoren en afschakelbare capaciteit maakt daarom geen onderscheid tussen binnenlandse entry- en exitpunten en interconnectiepunten.

Van toegestane inkomsten naar transmissietarieven

  • 25. Zoals hierboven aan de orde is geweest stelt NC-TAR eisen aan de wijze waarop de tarieven die een transmissiesysteembeheerder in rekening brengt, worden afgeleid van de toegestane inkomsten van de transmissiesysteembeheerder. De toegestane inkomsten worden door de ACM, op basis van methodebesluiten en x-factorbesluiten, definitief bepaald in de tarievenbesluiten als bedoeld in artikel 82 van de Gaswet. Voor GTS als landelijk netbeheerder geldt op dit moment het Methodebesluit GTS 2017-2022 en de daarop gebaseerde x-factorbesluiten5.

  • 26. Op grond van het Methodebesluit GTS 2017-2021 worden de toegestane inkomsten als bedoeld in artikel 3, onder 11, van NC-TAR bepaald door de totale inkomsten inclusief inkomsten uit tariefcorrecties voor de transporttaak, de balanceringstaak, de bestaande aansluitingtaak, de aansluittaak en de kwaliteitsconversietaak bij elkaar op te tellen. De totale inkomsten per taak inclusief inkomsten uit tariefcorrecties worden op grond van het Methodebesluit GTS 2017-2021 jaarlijks in de tarievenbesluiten berekend door de totale inkomsten voor de taak in het jaar (t-1) te vermenigvuldigen met de x-factor en cpi en daarop (indien van toepassing) enkele correcties toe te passen.6 Voor zover de ACM deze correcties heeft voorzien, heeft zij haar voornemen daartoe aangekondigd in het methodebesluit. De definitieve beslissing over de toepassing van correcties is echter onderdeel van het jaarlijkse tarievenbesluit.

  • 27. De taken Wobbe Quality Adaptation (hierna: WQA) en pieklevering zijn geen (geheel) ex ante tariefgereguleerde taken.7 De inkomsten uit de tarieven die GTS voor WQA in rekening brengt, zijn geen onderdeel van de toegestane inkomsten. De inkomsten uit de tarieven die GTS voor pieklevering in rekening brengt, zijn gedeeltelijk onderdeel van de toegestane inkomsten.

  • 28. De tarieven die GTS bij leveranciers van kleinverbruikers in rekening brengt voor pieklevering dekken zowel de kosten van gastransport als de kosten voor gaslevering. Hiermee in lijn bestaan de tarieven die GTS in rekening brengt voor pieklevering uit verschillende componenten. Eén component van de piekleveringstarieven betreft de entry- en exitcapaciteit die nodig is voor pieklevering. Hiervoor gelden de entry- en exittarieven die in het tarievenbesluit zijn vastgesteld. Dit deel van de inkomsten uit piekleveringstarieven wordt verantwoord als inkomsten voor de transporttaak. Kortom, deze inkomsten worden weliswaar via de tarieven voor pieklevering geïnd, maar zijn in feite inkomsten voor de transporttaak. Andere componenten van de piekleveringstarieven dienen ter dekking van de kosten van gaslevering. Dit deel van de inkomsten uit piekleveringstarieven is géén onderdeel van de toegestane inkomsten.

  • 29. De ACM besluit dat alle ex ante tariefgereguleerde taken (en in verband daarmee verleende diensten of verrichte activiteiten) van GTS als transmissiediensten kwalificeren of als zodanig zijn te beschouwen. NC-TAR geeft in artikel 4, eerste lid, twee criteria om diensten verplicht te kwalificeren als transmissiedienst. Het eerste criterium is dat de kosten voor een dienst ontstaan door de kostenfactoren van zowel technische of voorspelde gecontracteerde capaciteit als afstand. Het tweede criterium is dat de investering in en de exploitatie van de infrastructuur deel uitmaakt van de gereguleerde activawaarde gebruikt voor de levering van de transmissiediensten. Voor alle ex ante gereguleerde diensten van GTS geldt dat deze voldoen aan dit tweede criterium. Alleen voor de transportdienst, de balanceringsdienst en de bestaande aansluitingdienst geldt ook dat de kosten ontstaan door kostenfactoren van zowel technische of voorspelde gecontracteerde capaciteit als afstand (dus voldoen aan het eerste criterium). Laatstgenoemde diensten zijn daarmee dus zonder meer transmissiediensten in de zin van artikel 4, eerste lid, van NC-TAR. De overige diensten, te weten de aansluitpuntdienst, de connectiondienst en de kwaliteitsconversiedienst missen afstand als kostenfactor en voldoen dus niet volledig aan het criterium als bedoeld in artikel 4, eerste lid, onder a.

  • 30. De ACM besluit gebruik te maken van de mogelijkheid die NC-TAR biedt om deze diensten ook als transmissiediensten te beschouwen. In de Tarievencode is dit in artikel 3.1.1 juncto artikel 3.1.2 bepaald. Op deze manier wordt bereikt dat alle toegestane inkomsten van GTS die worden gegenereerd met de uitvoering van de hierboven genoemde wettelijke taken, middels op capaciteit gebaseerde transmissietarieven (dus entry- en exittarieven) worden geïnd. Dus met het betalen van een entry- of exittarief worden alle kosten, met uitzondering van de kosten voor WQA en Pieklevering, gedekt en zijn er geen andere, separate tarieven voor transportcapaciteit. Dit is in lijn met de bedoeling van NC-TAR. Kwaliteitsconversie rekent de ACM dan ook tot transmissie.

  • 31. Ook de diensten aansluitpunt en connection rekent de ACM dus tot transmissie. Weliswaar geldt voor elk van deze diensten apart dat slechts een bepaalde groep afnemers er gebruik van maakt, maar toch vindt de ACM de keuze voor transmissie gerechtvaardigd. Op deze manier worden deze diensten op dezelfde wijze gereguleerd als de bestaande aansluitingdienst, die verplicht een transmissiedienst is. Er is geen goede reden om deze diensten anders te reguleren. Afnemers hebben namelijk óf een bestaande aansluiting óf een aansluitpunt óf een netkoppeling. Deze diensten worden op deze wijze dus zo veel mogelijk gelijk behandeld.

  • 32. Het voorgaande betekent dat de ACM entry- en exittarieven vaststelt conform de voorgeschreven systematiek voor transmissiediensten. Verder heeft de ACM geen aanleiding gezien om een deel van de inkomsten voor transmissiediensten tot vergoeding te laten komen via commoditygebaseerde tarieven. Alle toegestane inkomsten van GTS worden dus geïnd via capaciteitsgebaseerde tarieven: de entry- en exittarieven8.

  • 33. Omdat alle toegestane inkomsten worden geïnd middels een entry- of exittarief, is daarmee de grondslag voor andere, hiervan te onderscheiden separate tarieven komen te vervallen. Dit heeft geleid tot structurele aanpassing van hoofdstuk 3 van de Tarievencode.

  • 34. Ook de Transportcode is in verband hiermee aangepast. In deze code worden in feite nog maar twee diensten onderscheiden: de dienst transport en de dienst bewerken, behandelen en mengen van gas als bedoeld in artikel 10a, eerste lid, onder p van de Gaswet. De activiteiten die GTS verricht in verband met deze twee diensten worden nog wel genoemd en omschreven in de Transportcode. Ter toelichting nog het volgende.

  • 35. In de Transportcode is in artikel 2.1.1 bepaald dat de transportdienst wordt verleend op grond van een overeenkomst. Ook is transport gedefinieerd: transport houdt in dat de netbeheerder van het landelijk gastransportnet gas inneemt op een entrypunt in het landelijk gastransportnet en op een exitpunt ter beschikking stelt. Gecontracteerde entrycapaciteit geeft het recht om op een entrypunt een hoeveelheid gas per uur in het landelijk gastransportnet in te voeden, gecontracteerde exitcapaciteit het recht om een hoeveelheid gas per uur aan het landelijk gastransportnet te onttrekken, zo bepaalt artikel 2.1.2 van de Transportcode.

  • 36. Kortom: de dienst transport is een dienst waarbij entry- en exitcapaciteit wordt gecontracteerd. En voor deze dienst mag uitsluitend en alleen een entry- en exittarief worden gerekend. Maatwerkovereenkomsten waarbij een andere tariefstelling wordt gehanteerd, zijn dus niet langer toegestaan. In verband hiermee is artikel 5.1.1 van de Transportcode gewijzigd (laatste zin is komen te vervallen).

  • 37. Voor de in de huidige Transportcode onderscheiden “diensten”, zoals de afschakelbare dienst, de dienst backhaul entry- en exitcapaciteit en de dienst entry- en exitcapaciteit gasopslag, geldt dat deze “diensten” ook gaan over het contracteren van entry- en exitcapaciteit. De Tarievencode wordt gewijzigd in die zin dat de kosten die gerelateerd zijn aan het contracteren van entry- en exitcapaciteit tot dekking komen in het enige tarief dat gerekend mag worden, namelijk het entry- of exittarief. In verband hiermee is er geen reden meer om genoemde “diensten” als separate “diensten” in de Transportcode te handhaven. Dit heeft geleid tot aanpassingen van de Transportcode: artikel 2.1.2 (formulering), artikel 2.1.2h (entry- en exitcapaciteit gasopslag is verwijderd) en artikel 2.1.3 (backhaul entry- en exitcapaciteit is komen te vervallen).

  • 38. Voor de “dienst” wheeling geldt in feite ook dat het gaat om gecontracteerde entry- en exitcapaciteit. Maar bij wheeling gaat het om een korting op het entry- en exittarief wanneer de entry- en exitpunten op dezelfde locatie liggen. In de Transportcode wordt wheelingcapaciteit beschouwd als een verbijzondering van de “normale” entry- en exittcapaciteit die door het hele netwerk, dus ongeacht de locatie, is te contracteren. Voor een omschrijving van wheelingcapaciteit, zie artikel 2.1.2h van de Transportcode. Voor de korting zie artikel 3.2.3.11 van de Tarievencode.

  • 39. De huidige Transportcode kent ook “diensten” als diversion, verlegging en overdracht van transportcapaciteit of het gebruiksrecht. Deze “diensten” zijn in feite bijzondere voorwaarden waaronder de dienst transport wordt verleend. De kosten hiervan zullen op basis van de gewijzigde Tarievencode ook tot vergoeding komen in het (enige) entry- of exittarief. Deze “diensten” worden in de Transportcode dan ook niet langer als “dienst” onderscheiden. Dit heeft geleid tot aanpassing van de formulering in artikel 2.1.7 (diversion), artikel 2.1.8 (verlegging) en de artikelen 2.1.10 tot en met artikel 2.1.14 (overdracht van transportcapaciteit of het gebruiksrecht).

  • 40. Voor verlegging is er nog een aanpassing in de omschrijving gepleegd. Omdat de kosten van verlegging niet langer middels een maatwerktarief tot dekking komen, is de omschrijving aangescherpt door verlegging als een recht te beschrijven dat uitsluitend en alleen mag worden ingeroepen indien aan bepaalde voorwaarden is voldaan. Daarmee wordt voorkomen dat er ongebreideld gebruik wordt gemaakt van dit recht. Op 10 december 2018 is door de ACM en een groot aantal marktpartijen, waaronder representatieve organisaties, overeenstemming bereikt over onder meer een aantal NC-TAR onderwerpen, waaronder de voorwaarden die mogen worden gehanteerd door GTS voor de dienst verlegging. De gemaakte afspraak houdt in dat de voorwaarden zijn aangescherpt ten opzichte van het ontwerpbesluit om ongebreideld gebruik van deze dienst te voorkomen. Dit komt tot uitdrukking in artikel V van het NC-TAR besluit. GTS dient een verzoek voor verlegging te beoordelen en te honoreren indien aan deze (cumulatieve) voorwaarden is voldaan.

  • 41. Een andere wijziging van de Transportcode is het vervallen van de dienst shorthaul. Ook shorthaul werd als een maatwerkdienst door GTS aangeboden en kan daarom (in dezelfde vorm) niet voortbestaan. Daarbij komt dat er voor deze dienst geen belangstelling is. De ACM heeft daarom besloten deze dienst te laten vervallen. Een tariefstructuur voor deze dienst is dus zinledig en de Tarievencode bevat dan ook geen tariefstructuur meer voor deze dienst.

Referentieprijsmethodologie (verder ook: RPM)

  • 42. De volgende vraag is op welke wijze uit de inkomsten uit transmissiediensten de op capaciteit gebaseerde transmissietarieven worden afgeleid. NC-TAR schrijft voor dat dit (om te beginnen) moet geschieden aan de hand van een referentieprijsmethodologie, waarvan de toepassing leidt tot een referentieprijs voor elk entry- en exitpunt. NC-TAR bepaalt dat op alle entry- en exitpunten dezelfde referentieprijsmethodologie wordt toegepast. De ACM kiest voor de zogenoemde postzegelmethode, waarin afstand geen rol speelt.

  • 43. De referentieprijs is in artikel 3 van NC-TAR gedefinieerd als de prijs voor een capaciteitsproduct voor vaste capaciteit met een looptijd van een jaar, die van toepassing is op entry- en exitpunten en die wordt gebruikt om op capaciteit gebaseerde transmissietarieven vast te stellen. De referentieprijs is dus de basis voor de berekening van de uiteindelijk vast te stellen entry- en exittarieven.

  • 44. In artikel 6 van NC-TAR is bepaald dat de RPM door de NRI moet worden vastgesteld of goedgekeurd. De ACM stelt de RPM vast op grondslag van artikel 12f van de Gaswet.

  • 45. In artikel 6 van NC-TAR is ook bepaald dat de beslissing over welke RPM wordt toegepast, mede afhangt van de resultaten van de overeenkomstig artikel 26 verrichte periodieke raadplegingen. Hierboven, in de paragraaf “Aanleiding en gevolgde procedure”, is aangegeven welke consultaties hebben plaatsgevonden. In het kader van deze consultaties is ook de keuze voor een RPM uitgebreid aan de orde geweest. Deze consultaties hebben als inzicht opgeleverd dat de landelijk netbeheerder een voorkeur heeft voor een RPM die bekend staat als de postzegelmethode. Een aantal marktpartijen heeft ook een uitgesproken voorkeur voor de postzegelmethode, een aantal andere marktpartijen heeft zich niet uitgesproken wegens verdeeldheid tussen hun leden.

  • 46. Een postzegelmethode betekent dat alle entry- en exitpunten hetzelfde tarief krijgen, ongeacht de locatie in het land. Concreet: afstand wordt bij de postzegelmethode dus niet gebruikt als kostenfactor, en is daarmee dus niet relevant. Dit betekent dat capaciteit de enige gebruikte kostenfactor is. Dit in tegenstelling tot een capaciteitsgewogenafstandmethode (hierna ook: CGA-methode), die wél afstand meeweegt als kostenfactor.

  • 47. De ACM kiest voor de postzegelmethode. De ACM heeft bij haar keuze voor het postzegelmodel het toetsingskader van artikel 7 NC-TAR betrokken. Dit toetsingskader luidt:

    “De referentieprijsmethodologie is in overeenstemming met artikel 13 van Verordening (EG) nr. 715/2009 en met de volgende vereisten. De referentieprijsmethodologie:

    • a) stelt netgebruikers in staat de berekening van de referentieprijzen en de nauwkeurige voorspelling ervan te reproduceren;

    • b) houdt rekening met de werkelijk gemaakte kosten voor de verlening van transmissiediensten met inachtneming van het niveau van complexiteit van het transmissienet;

    • c) waarborgt non-discriminatie en voorkomt ongepaste kruissubsidiëring, onder meer door rekening te houden met de kostentoewijzingsbeoordeling als bedoeld in artikel 5;

    • d) waarborgt dat een significant volumerisico dat met name verbonden is met transporten via een entry-exitsysteem niet wordt afgewenteld op de eindafnemers binnen dat entry-exitsysteem;

    • e) waarborgt dat de resulterende referentieprijzen de grensoverschrijdende handel niet verstoren.”

  • 48. Dit toetsingskader geeft aan wat de referentieprijsmethodologie moet “doen” in de toepassing ervan: namelijk ervoor zorgen dat de referentieprijs, die van toepassing is op een entry- of exitpunt, de relevante kosten van het netgebruik reflecteert (hierna: kostenreflectiviteit). De verwijzing in onderdeel b naar “de werkelijk gemaakte kosten” en in onderdeel c naar de kostentoewijzigingsbeoordeling, in verband met het voorkomen van discriminatie en ongepaste kruissubsidiëring, refereren aan dit beginsel van kostenreflectiviteit. Wanneer de tarieven discriminatoir zijn en er ongepaste kruissubsidiëring ontstaat, staat de kostenreflectiviteit onder druk. Voorkomen moet worden dat de tarieven verschillend zijn voor afnemers zonder dat daarvoor een objectieve rechtvaardiging bestaat. Ook met de eis dat de grensoverschrijdende handel niet mag worden verstoord, wordt gerefereerd aan de eis van kostenreflectiviteit; in het algemeen zullen kostenreflectieve tarieven de grensoverschrijdende handel niet verstoren.

  • 49. Een andere belangrijke eis is verwoord in onderdeel a van artikel 7 van NC-TAR waarin is opgenomen dat de referentieprijzen ook voorspelbaar en reproduceerbaar moeten zijn. De considerans van NC-TAR (in overweging (2)) licht dit toe en stelt dat netgebruikers in staat moeten worden gesteld om 1. inzicht te krijgen in de tarieven die zijn vastgesteld, 2. inzicht te krijgen in de kosten waarop de transmissietarieven zijn gebaseerd en 3. de transmissietarieven tot op redelijke hoogte te kunnen voorspellen.

  • 50. Al met al concludeert de ACM dat eisen van artikel 7 van NC-TAR, genoemd onder a tot en met e, in feite neerkomen op de eis van kostenreflectiviteit en de eis van voorspelbaarheid en reproduceerbaarheid. De ACM ziet dit ook bevestigd in overweging (3) van NC-TAR, waarin het doel van de referentieprijsmethodologie is beschreven in onder meer (het eerste deel van) de zin: “Om een redelijke mate van kostenreflectiviteit en – voorspelbaarheid in een dergelijk systeem te bereiken, moeten transmissietarieven zijn gebaseerd op een referentieprijsmethodologie die gebruik maakt van specifieke kostenfactoren”.

  • 51. De ACM merkt volledigheidshalve op dat artikel 13 van de Verordening 715/20099 (hierna: de Gasverordening) eisen stelt aan de tarieven terwijl in artikel 7, onderdeel a t/m e, van NC-TAR vereisten voor de referentieprijsmethodologie en dus de referentieprijzen zijn opgenomen. De referentieprijsmethodologie is een belangrijke stap in de berekening van de uiteindelijke entry- en exittarieven, maar is niet de enige stap in de berekening daarvan. Zie ook hierboven de beschreven stappen om uiteindelijk te komen tot een entry- en exittarief. De ACM interpreteert artikel 7 van NC-TAR daarom als volgt: bij de keuze voor een RPM zijn primair relevant de in artikel 7 onder a tot en met e genoemde vereisten. Het resultaat van de toepassing van deze vereisten moet leiden tot referentieprijzen die niet in strijd zijn met de eisen die in artikel 13 van de Gasverordening worden gesteld aan transmissietarieven of de methode tot berekening daarvan.

  • 52. Naar het oordeel van de ACM voldoet een postzegelmethode als RPM aan het toetsingskader van artikel 7 van NC-TAR. Er wordt voldaan aan de eis van kostenreflectiviteit en ook aan de eisen van voorspelbaarheid en reproduceerbaarheid. Hieronder worden de gebruikte parameters van de postzegelmethode behandeld.

  • 53. De kostenreflectiviteit van de referentieprijzen is naar het oordeel van de ACM geborgd als een referentieprijsmethodologie de volgende eigenschappen heeft:

    • Alle inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissiediensten worden toegewezen aan entry- en exitpunten;

    • Aan elk entry- en exitpunt worden inkomsten toegewezen die overeenkomen met een redelijk deel van de kosten voor het netgebruik via dat entry- of exitpunt;

    • De toewijzing van inkomsten vindt voor elk entry- of exitpunt plaats volgens dezelfde verdeelsleutelmethodiek;

    • De bij de verdeelsleutelmethodiek gehanteerde parameters weerspiegelen de mate waarin via het entry- of exitpunt gebruik wordt gemaakt van het net; en

    • De referentieprijs wordt berekend door de aan elk entry- of exitpunt toegewezen inkomsten te delen door een betrouwbare voorspelling van de gecontracteerde entry- of exitcapaciteit voor het betreffende entry- of exitpunt.

  • 54. De postzegelmethode voldoet aan al deze eisen. De parameter waarmee verdeelsleutels worden bepaald om inkomsten toe te wijzen is de voorspelde gecontracteerde capaciteit per entry- en exitpunt. De voorspelde gecontracteerde capaciteit weerspiegelt de mate waarin via een entry- of exitpunt gebruik wordt gemaakt van het net en correspondeert met de kosten.10 De postzegelmethode leidt daarom tot kostenreflectieve referentieprijzen.

  • 55. Een referentieprijsmethodologie is voorspelbaar als hij openbaar is, wanneer de inputgegevens openbaar zijn en wanneer deze inputgegevens in een redelijke mate te voorspellen zijn door hun netbeheerders. De postzegelmethode heeft drie parameters, die allen openbaar zijn. Dit betekent dat de postzegelmethode voorspelbaar en reproduceerbaar is.

  • 56. Het toetsingskader uit artikel 7 NC-TAR vraagt ook om rekening te houden met de kostentoewijzingsbeoordeling als bedoeld in artikel 5. De kostentoewijzingsbeoordeling geeft de mate van kruissubsidiëring tussen systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik aan op basis van de voorgestelde referentieprijsmethodologie. Wanneer de mate van kruissubsidiëring groter is dan 10%, moet de NRI een motivering verstrekken. De ACM doet de kostentoewijzingsbeoordeling tweemaal. Eenmaal vóórdat zij de aanpassingen uit het vierde lid van artikel 6, uitvoert en vervolgens nadat zij deze aanpassingen heeft toegepast. Het toepassen van de aanpassingen kan namelijk van invloed zijn op de uitkomst van de kostentoewijzingsbeoordeling. De uitkomst van de kostentoewijzingsbeoordeling is 1,4% vóór aanpassingen. Na het toepassen van de gasopslagkorting en herschaling is de uitkomst van de kostenallocatietest 7,3%. Beide uitkomsten zijn minder dan 10%. Dit betekent dat er geen grote mate van kruissubsidiëring is tussen systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik en toont aan dat kostenreflectiviteit gewaarborgd is binnen een postzegelmethode. In de additionele informatie in onderdeel B van deze toelichting worden de onderdelen en de details van deze onderdelen beschreven.

  • 57. Artikel 26, eerste lid, van NC-TAR vereist dat wanneer de voorgestelde referentieprijsmethodologie verschilt van de in artikel 8 uiteengezette referentieprijsmethodologie, er een vergelijking met deze methodologie als counterfactual moet worden gemaakt. De uiteengezette referentieprijsmethodologie uit artikel 8 is een capaciteitsgewogenafstandmethode). Een postzegelmethode heeft als kostenfactor capaciteit. Een CGA-methode heeft zowel capaciteit als afstand als kostenfactoren. Het verschil tussen deze twee methodologieën heeft dan ook een andere verdeling van de kosten tussen Noord- en Zuid-Nederland tot gevolg. De afstandsafhankelijkheid komt met name tot uitdrukking in de referentieprijzen voor exitpunten. De meeste entrypunten liggen in Noord-Nederland, waardoor in een afstandsafhankelijk model de exittarieven in Noord-Nederland relatief laag zijn en de exittarieven in Zuid-Nederland relatief hoog zijn.

  • 58. Gezien het feit dat de CGA-methode twee kostenfactoren in aanmerking neemt, wordt met deze methodologie in principe meer recht gedaan aan het uitgangspunt van kostenreflectiviteit, dan met de postzegelmethode. Echter, de CGA-methode heeft als belangrijk nadeel dat er veel meer inputparameters moeten worden gebruikt, waarvan sommige vertrouwelijk. Dit gebrek aan transparantie maakt de CGA-methode minder voorspelbaar en reproduceerbaar.

  • 59. In het algemeen is de kostenfactor “afstand” een relevante kostenfactor van gastransport. Gastransport is immers ‘het transporteren van een bepaalde hoeveelheid gas per uur (capaciteit) over een bepaalde afstand (afstand)’. Hoe groter de afstand die het gas aflegt, hoe groter de mate waarin de netgebruiker gebruikt maakt van het net.

  • 60. Desalniettemin heeft de ACM gekozen voor een referentieprijsmethodologie waarbij de factor afstand geen rol speelt. De reden hiervoor is dat de ACM van mening is dat er geen eenduidige relatie is (te leggen) tussen enerzijds de referentieprijs die van toepassing is op een entry- of exitpunt en anderzijds de mate waarin via dat entry- of exitpunt een bepaalde afstand wordt afgelegd. In de eerste plaats is het netwerk van GTS een complex en fijnmazig netwerk. Er zijn meer dan 600 exitpunten en meer dan 60 entrypunten, waarbij twee verschillende gaskwaliteiten in hetzelfde fijnmazige netwerk worden gecombineerd. In de tweede plaats contracteren netgebruikers niet gastransport over een bepaalde afstand, maar een portfolio van ontkoppelde entry- en exitcapaciteit op entry- en exitpunten. Kortom, het is niet goed mogelijk om te bepalen via welke routes het gas door het netwerk stroomt. Het betrekken van de kostenfactor afstand in de RPM veronderstelt wel dat de relatie tussen kosten en afstand eenduidig is vast te stellen. “Afstand” moet immers worden gerelateerd aan entry- en exitpunten. Zo gaat de CGA-methode er bijvoorbeeld van uit dat het gas op een exitpunt gemiddeld genomen komt van alle naar capaciteit gewogen entrypunten (en vice versa). Klopt zo’n aanname niet, dan kan het betrekken van de kostenfactor afstand in de RPM evengoed leiden tot een afname van de kostenreflectiviteit van de referentieprijzen.

  • 61. Kortom, betrekken van de kostenfactor afstand in de methode kan in theorie leiden tot een toename van de kostenreflectiviteit van de referentieprijzen, maar in de praktijk in Nederland is het risico op juist een afname van de kostenreflectiviteit van de referentieprijzen aanwezig. Daarbij komt dat het betrekken van de kostenfactor afstand in ieder geval leidt tot een afname van de voorspelbaarheid en reproduceerbaarheid van de referentieprijzen. De hoge mate van onzekerheid over wat het betrekken van de kostenfactor afstand doet voor de kostenreflectiviteit in combinatie met de (hoge mate van) zekerheid dat het betrekken van deze kostenfactor afbreuk doet aan voorspelbaarheid en reproduceerbaarheid, maakt dat de ACM ervoor kiest om afstand als kostenfactor buiten beschouwing te laten en kiest voor de postzegelmethodologie.

  • 62. Tot slot geeft ook het resultaat van de kostentoewijzingsbeoordeling geen aanleiding om de CGA-methode te prefereren boven de postzegelmethode. De kostentoewijzingsbeoordeling van de CGA-methode leidt tot kruissubsidiëring van 0,2% voor aanpassingen en tot een mate van kruissubsidiëring van 3,6% na de aanpassingen. De mate van kruissubsidiëring ligt bij het gebruik van een CGA-methode dus niet significant lager dan bij de postzegelmethode. In de additionele informatie in onderdeel B van deze toelichting, zijn de indicatieve referentieprijzen bij een postzegelmethode en bij een CGA-methode, de gemiddelde verschillen per segment en de spreiding bij beide methodes beschreven.

Parameters RPM

  • 63. De relevante parameters voor de postzegelmethode in een situatie met uitsluitend toegestane inkomsten die worden geïnd middels transmissiediensten zijn de volgende:

    • 1. Toegestane inkomsten

    • 2. De entry- en exitverdeling

    • 3. Voorspelde gecontracteerde capaciteit

    In artikel 3.2.2.2 van de Tarievencode komt dit tot uitdrukking in de daarin opgenomen formules.

  • 64. Ad 1. De toegestane inkomsten worden gebaseerd op het Methodebesluit van de netbeheerder van het landelijk gastransportnet en de hieraan gerelateerde x-factorbesluiten en het jaarlijkse tarievenbesluit, zoals beschreven in randnummers 25 en 26.

  • 65. Ad 2. Op 10 december 2018 is door de ACM en een groot aantal marktpartijen, waaronder representatieve organisaties, overeenstemming bereikt over onder meer een aantal NC-TAR onderwerpen, waaronder de entry- exitverdeling als bedoeld in NC-TAR. De gemaakte afspraak houdt in dat de entry- en exitverdeling 40/60 is. Deze verdeling is naar het oordeel van de ACM in lijn met NC-TAR. Dit is een wijziging ten opzichte van het ontwerpbesluit.

  • 66. Ad 3. De ACM baseert zich bij het bepalen van de voorspelde gecontracteerde capaciteit op de schatting die GTS hiervoor maakt. GTS neemt deze schattingen op in haar tarievenvoorstel en de ACM beoordeelt deze in het tarievenbesluit. De schatting van GTS komt via drie stappen tot stand. Ten eerste bepaalt GTS welke capaciteitsproducten zij per segment reeds heeft verkocht voor het betreffende tariefjaar. Vervolgens schat GTS per marktsegment welke gemiddelde transportcapaciteit zij aanvullend verwacht te verkopen. Zij betrekt daarbij marktinformatie en regelgeving, middels contacten met de relevante marktpartijen en op basis van analyses van historisch boekingsgedrag voor verschillende capaciteitsproducten. Incidentele dagboekingen worden hierbij buiten beschouwing gelaten. Tot slot vertaalt GTS de verwachte verkopen van verschillende capaciteitsproducten naar de voorspelde gecontracteerde capaciteit (één getal). Zij weegt daarbij verschillende capaciteitsproducten op basis van de inkomsten die het capaciteitsproduct genereert. Zij houdt dus rekening met de multiplicatoren en seizoensfactoren voor de verschillende capaciteitsproducten.

Aanpassingen van de referentieprijs

  • 67. NC-TAR biedt mogelijkheden om de referentieprijs aan te passen. Deze mogelijkheden zijn ingevolge artikel 6, vierde lid, van NC-TAR beperkt tot 1) kortingen in de zin van artikel 9, of 2) aanpassingen als gevolg van een of meer van in het vierde lid, onder a tot en met c genoemde zaken.

  • 68. Op 10 december 2018 is door de ACM en een groot aantal marktpartijen, waaronder representatieve organisaties, overeenstemming bereikt over onder meer een aantal NC-TAR onderwerpen, waaronder de gasopslagkorting als bedoeld in artikel 9, lid 1, NC-TAR. De gemaakte afspraak houdt in dat de gasopslagkorting op de capaciteitsgebaseerde transmissietarieven op entrypunten van en exitpunten naar opslaginstallaties 60% is. Dit kortingspercentage is naar het oordeel van de ACM in lijn met NC-TAR. Dit is een wijziging ten opzichte van het ontwerpbesluit.

  • 69. NC-TAR biedt in het eerste lid in artikel 9 ook de mogelijkheid om, in geval een gasopslagfaciliteit met meerdere transmissie- of distributienetten is verbonden en deze concurreert met een interconnectiepunt, een korting van minder dan 60% vast te stellen voor de betreffende gasopslag. De ACM heeft geen concurrentie tussen de gasopslagfaciliteiten en interconnectiepunten geconstateerd en ziet dus geen aanleiding om van de geboden mogelijkheid gebruik te maken. De ACM past de korting van 60% dus op alle entry- en exitpunten van gasopslaginstallaties toe.

  • 70. Voor entrypunten van LNG-faciliteiten heeft de ACM geen kortingspercentage vastgesteld. Deze korting kan worden toegepast ter verhoging van de voorzieningszekerheid. Voor een korting ten behoeve van een verhoging van de voorzieningszekerheid ziet de ACM op dit moment onvoldoende aanleiding.

  • 71. Van de mogelijkheid om de referentieprijzen aan te passen als gevolg van een of meer onder de in artikel 6, vierde lid, onder a en b genoemde zaken heeft de ACM geen gebruik gemaakt, omdat deze niet van toepassing zijn of hier geen aanleiding toe is. De ACM maakt wel gebruik van de mogelijkheid om te herschalen, zoals bedoeld in artikel 6, vierde lid onder c. De ACM herschaalt de tarieven na toepassing van de korting voor gasopslagen. Hiertoe worden de referentieprijzen op alle entry- en exitpunten aangepast door elk tarief te vermenigvuldigen met een constante.

Multiplicatoren en seizoensfactoren

  • 72. De (aangepaste) referentieprijs dient als rekenbasis voor de zogenoemde reserveringsprijs (dus alleen voor interconnectiepunten); in artikel 12 van NC-TAR is bepaald dat voor standaard jaarcapaciteitsproducten voor vaste capaciteit de referentieprijzen worden gebruikt als reserveringsprijzen. Artikel 12 is een bepaling uit hoofdstuk III, die ingevolge artikel 2 van NC-TAR uitsluitend op interconnectiepunten van toepassing is. De ACM heeft besloten de voorschriften uit hoofdstuk III ook toe te passen op binnenlandse entry- en exitpunten. De berekeningswijze voor de te betalen prijs voor binnenlandse entry- en exitpunten is daarmee gelijk aan de berekeningswijze voor de reserveringsprijs voor interconnectiepunten.

  • 73. GTS verkoopt naast jaarcapaciteitsproducten ook kwartaal-, maand-, dag- en within-day-capaciteitsproducten. NC-TAR bepaalt dat voor niet-jaarcapaciteitsproducten de reserveringsprijzen moeten worden berekend als vastgesteld in hoofdstuk III. Dit betekent dat zogenoemde multiplicatoren moeten worden toegepast. Hierdoor verplicht NC-TAR de ACM om de kwartaal- en maandcapaciteitsproducten ten opzichte van jaarcapaciteitsproducten goedkoper te maken dan deze op dit moment zijn. Het minimum- en maximumniveau is in artikel 13 van NC-TAR bepaald.

  • 74. NC-TAR maakt het mogelijk om naast multiplicatoren ook seizoensfactoren toe te passen op de referentieprijs. Artikel 15 van NC-TAR schrijft voor op welke wijze de seizoensfactoren voor standaard kwartaalcapaciteitsproducten, standaard maandcapaciteitsproducten, standaard dagcapaciteitsproducten en standaard within-day-capaciteitsproducten worden berekend.

  • 75. NC-TAR geeft in artikel 13 voor het niveau van mulitplicatoren per capaciteitsproduct een bandbreedte, dus een minimum en een maximum, waarbinnen het niveau van de multiplicator moet worden bepaald. Voor seizoensfactoren is in artikel 15 bepaald hoe deze moeten worden vastgesteld.

  • 76. Verder moet de NRI op grond van artikel 28, derde lid, bij het bepalen van de multiplicatoren en seizoensfactoren rekening houden met de volgende vereisten:

    • “a) voor multiplicatoren:

      • i) het evenwicht tussen het faciliteren van kortetermijngashandel en het afgeven van langetermijnsignalen voor efficiënte investeringen in het transmissiesysteem;

      • ii) de impact op de inkomsten uit transmissiediensten en de inning daarvan;

      • iii) de noodzaak om kruissubsidiëring tussen netgebruikers te vermijden en om de kostenreflectiviteit van reserveringsprijzen te verhogen;

      • iv) situaties van fysieke en contractuele congestie;

      • v) de impact op grensoverschrijdende stromen;

    • b) voor seizoensfactoren:

      • i) de impact op het faciliteren van de economische en efficiënte benutting van de infrastructuur;

      • ii) de noodzaak om de kostenreflectiviteit van reserveringsprijzen te verbeteren.”

  • 77. De vereisten voor de multiplicatoren geven naar het oordeel van de ACM niet zodanig richting dat zij leiden tot maar één juiste keuze. Sommige vereisten wijzen op een hoge(re) multiplicator, andere op een lage(re).

  • 78. Indachtig deze eisen hanteert de ACM bij de vaststelling van de multiplicatoren als uitgangspunt dat in het verschil in hoogte van de te onderscheiden multiplicatoren tot uitdrukking moet komen dat de keuze voor een (within) dag-, maand- of kwartaalcapaciteitsproduct een afweging vergt tussen de kosten van een bepaald capaciteitsproduct en het profijt daarvan voor de afnemer, ook afgezet tegen de prijs van een jaarcapaciteitsproduct.

  • 79. Verder vindt de ACM een multiplicator van 1 niet redelijk omdat hiermee een grote mate van kruissubsidiëring wordt veroorzaakt en wordt ingeboet op kostenreflectiviteit. De kosten voor transportcapaciteit worden immers voornamelijk veroorzaakt door de piekvraag naar transportcapaciteit. Om aan de piekvraag te kunnen voldoen moet GTS haar netwerk groot aanleggen. Een groot netwerk heeft als gevolg dat niet alleen aan de piekvraag voldaan kan worden, maar dat ook in de rest van het jaar meer transportcapaciteit beschikbaar is. De kosten voor het aanbieden van korte-termijn transportcapaciteit verschillen dus niet wezenlijk van de kosten voor het aanbieden van een jaar aan transportcapaciteit.

  • 80. Daarnaast vindt de ACM dat een multiplicator hoger moet zijn naarmate de termijn van het capaciteitsproduct korter wordt. Er moet namelijk een goede balans zijn tussen de capaciteitstarieven voor capaciteitsproducten met verschillende contractduur onderling, zodat elk capaciteitsproduct bestaansrecht heeft. Immers, als de multiplicator voor een kwartaalcapaciteitsproduct hoger dan of gelijk zou zijn aan de multiplicator voor een maandcapaciteitsproduct, zou een kwartaalcapaciteitsproduct geen toegevoegde waarde hebben. Een netgebruiker kan dan immers net zo goed (of beter) drie maandcapaciteitsproducten kopen. Concreet is het uitgangspunt dat de ACM hanteert: de kwartaalmultiplicator is lager dan de maandmultiplicator en die is lager dan de dagmultiplicator. De within-day multiplicator is gelijk aan de dagmultiplicator.

  • 81. Een en ander leidt tot de volgende multiplicatoren. Voor kwartaalcapaciteitsproducten stelt de ACM de multiplicator vast op 1,25. Voor maandcapaciteitsproducten komt de ACM tot vaststelling van een maximale multiplicator, dus 1,5. Voor de dag- en de within-day-capaciteitsproducten stelt de ACM een multiplicator van 1,75 vast. Naar het oordeel van de ACM is hiermee een goede verhouding bereikt tussen de multiplicatoren onderling en wordt hiermee de juiste prikkel gegeven voor een afgewogen keuze voor een capaciteitsproduct met een bepaalde termijn. De multiplicator van 1,75 voor dag- en within-day-capaciteitsproducten is een wijziging ten opzichte van het ontwerp codewijzigingsbesluit. Op 10 december 2018 is door de ACM en een groot aantal marktpartijen, waaronder representatieve organisaties, overeenstemming bereikt over onder meer een aantal NC-TAR onderwerpen, waaronder de multiplicator voor dag- en within-day-capaciteitsproducten als bedoeld in artikel 13, lid 1, onder b, NC-TAR. De gemaakte afspraak houdt in dat voor standaard dagcapaciteitsproducten en voor standaard within-day-capaciteitsproducten de multiplicator op 1,75 wordt vastgesteld. Naar het oordeel van de ACM is een multiplicator van 1,75 in lijn met NC-TAR.

  • 82. De ACM heeft besloten om naast de multiplicator ook seizoensfactoren vast te stellen. Reden daarvoor is dat het gebruik van het gastransportnet in de wintermaanden veel groter is en het gastransportnet voor deze piekbelasting is aangelegd. De toepassing van seizoensfactoren draagt dus bij aan de kostenreflectiviteit van de transmissietarieven. Bovendien kan het toepassen van seizoensfactoren als effect hebben dat de vraag naar capaciteit enigszins wordt verplaatst van het “hoogseizoen” naar het “laagseizoen” en kan dit dus een impact hebben op de efficiënte benutting van de infrastructuur.

  • 83. In artikel 15 van NC-TAR staat de berekeningswijze van de seizoensfactoren voorgeschreven. De ACM berekent de seizoensfactoren voor alle punten samen. Dit betekent dat voor alle entry- en exitpunten de seizoensfactoren gelijk zijn.

  • 84. De ACM stelt de seizoensfactoren zodanig vast dat zij leiden tot de maximale seizoensafhankelijkheid van de prijzen. Dit gebeurt door op grond van artikel 15, derde lid, onder e, de waarden als bedoeld in artikel 15, derde lid, onder d, te kwadrateren. Hierbij bepaalt de ACM de voorspelde stromen als bedoeld in het derde lid, onder a, van artikel 15 door de allocaties van de jaren 2008-2017 per maand te middelen. Dit betreft een wijziging ten opzichte van het ontwerp codewijzigingsbesluit, waarin de ACM uitging van de allocaties van de jaren 2007-2016. Aanleiding voor deze wijziging is dat inmiddels de allocaties in 2017 bekend zijn en de ACM dus gebruik kan maken van de recentere gegevens, die een representatievere voorspelling van de stromen opleveren. Dit heeft geleid tot andere waarden van de seizoensfactoren dan de waarden die waren opgenomen in het ontwerp codewijzigingsbesluit. De seizoensfactoren voor kwartaalcapaciteitsproducten worden (verplicht) afgeleid van de maandcapaciteitsproducten: hiertoe neemt de ACM het rekenkundig gemiddelde van de seizoensfactoren van de betrokken maanden in aanmerking. De seizoensfactoren worden afgerond op 3 decimalen. De ACM past de seinzoensfactoren op alle entry- en exitpunten toe.

  • 85. Zoals hiervoor en in randnummer 24 van deze toelichting aangegeven, ziet de ACM aanleiding om dezelfde multiplicatoren en seizoensfactoren toe te passen op interconnectiepunten en binnenlandse entry- en exitpunten. Op interconnectiepunten worden de multiplicatoren en seizoensfactoren toegepast om de reserveringsprijs voor de in NC-CAM onderscheiden standaard capaciteitsproducten te bepalen. Op binnenlandse entry- en exitpunten hanteert de ACM dezelfde systematiek.

  • 86. De ACM introduceert daarom in artikel 2.1.2 van de Transportcode ook op binnenlandse entry- en exitpunten het begrip ‘capaciteitsproduct’. Een capaciteitsproduct geeft de aanvangsdatum, aanvangstijdstip en duur van de gecontracteerde capaciteit aan. Op binnenlandse entry- en exitpunten worden dezelfde capaciteitsproducten onderscheiden als op interconnectiepunten, met uitzondering jaarcapaciteitsproducten, die op binnenlandse entry- en exitpunten (uitsluitend) per de eerste dag van elke gasmaand kunnen beginnen.

  • 87. De capaciteitsproducten op binnenlandse entry- en exitpunten, niet zijnde exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet, worden niet geveild maar volgens het first come first served principe toegewezen. De toepassing van de multiplicatoren en seizoensfactoren op de referentieprijs leidt voor deze punten daarom niet tot een reserveringsprijs maar tot de te betalen prijs. Artikel 3.2.3.4 van de Tarievencode bepaalt daarom dat de te betalen prijs voor capaciteitsproducten op binnenlandse entry- en exitpunten op dezelfde manier wordt berekend als de reserveringsprijs voor capaciteitsproducten op interconnectiepunten.

  • 88. Op binnenlandse exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet wordt exitcapaciteit op een afwijkende wijze toegewezen en gecontracteerd door erkende programmaverantwoordelijken. De ACM heeft dit verschil met ‘overige’ binnenlandse entry- en exitpunten verduidelijkt in artikel 2.1.2 van de Transportcode. De introductie van ‘capaciteitsproducten’ is voor exitpunten die de verbinding vormen tussen het landelijk gastransportnet en een regionaal gastransportnet niet van invloed op de manier waarop capaciteit gecontracteerd wordt. GTS bepaalt namelijk op grond van 2.1.2b tot en met 2.1.2e van de Transportcode de benodigde transportcapaciteit en deze wordt vervolgens per maand verdeeld over de programmaverantwoordelijken. Deze systematiek blijft ongewijzigd. Wel is de introductie van capaciteitsproducten, multiplicatoren en seizoensfactoren van invloed op de te betalen prijzen voor op grond van artikel 2.1.2d of 2.1.2e van de Transportcode gecontracteerde exitcapaciteit. De te betalen prijs voor op grond van artikel 2.1.2d of 2.1.2e van de Transportcode gecontracteerde exitcapaciteit wordt namelijk afgeleid van de te betalen prijzen voor de verschillende capaciteitsproducten, overeenkomstig het bepaalde in artikelen 3.2.3.8 en 3.2.3.9 van de Tarievencode.11

Aanpassingen van de reserveringsprijzen

  • 89. Op basis van artikel 16 van NC-TAR kan de reserveringsprijs voor standaard capaciteitsproducten voor afschakelbare capaciteit worden aangepast middels een ex antekorting of een ex-postkorting. Op 10 december 2018 is door de ACM en een groot aantal marktpartijen, waaronder representatieve organisaties, overeenstemming bereikt over onder meer een aantal NC-TAR onderwerpen, waaronder een ex ante korting voor afschakelbare capaciteit als bedoeld in artikel 16 NC-TAR. Dit is een wijziging ten opzichte van het ontwerpbesluit. De gemaakte afspraak houdt in dat voor afschakelbare capaciteit een ex ante korting van 0,01% wordt vastgesteld. Naar het oordeel van de ACM is de ex ante korting voor afschakelbare capaciteit hiermee in lijn met NC-TAR. De korting is tot stand gekomen op basis van de formules weergegeven in artikel 16 van de NC-TAR. De formules zijn ingevuld op basis van aannames die gelden voor de huidige Nederlandse situatie, waarin er een zeer lage daadwerkelijke afschakelkans is. Dit betekent concreet dat de ACM de A-factor gelijkstelt aan 1 en de afschakelkans (de pro) wordt berekend op basis van de aanname dat er één afschakeling per jaar met de maximale duur van 1 uur plaatsvindt. De ACM rondt de korting voor afschakelbare capaciteitsproducten af op 3 decimalen.

  • 90. Tot slot kan de ACM op basis van artikel 4, tweede lid, van NC-TAR bij het vaststellen van de tarieven rekening houden met voorwaarden voor vaste capaciteitsproducten. Er is één vast capaciteitsproduct met voorwaarden als hier bedoeld, namelijk vaste capaciteit met wheeling. De ACM heeft een korting van 94% op het gezamenlijke entry- en exittarief vastgesteld voor het vaste capaciteitsproduct met wheeling. De ACM heeft dit kortingspercentage bepaald op basis van de tarieven voor wheeling van 2018. Het verschil tussen het tarief voor wheeling en het gecombineerde entry- en exittarief op de virtuele interconnectiepunten12 is 94%.

B. Toelichtende informatie bedoeld in artikel 26 van NC-TAR (Periodieke raadpleging)

B1. Numerieke uitwerking van vergelijking van postzegelmethode met de CGA-methode

  • 92. Hieronder geeft de ACM het minimum, maximum en gewogen gemiddelde van de referentieprijzen weer op grond van zowel de postzegelmethode als de CGA-methode. Het betreft de referentieprijzen na de aanpassingen op grond van artikel 6, vierde lid, van NC-TAR, zoals deze op grond van deze methodes voor het jaar 2018 van toepassing zouden zijn geweest. De enige uitzondering daarop is dat de ACM de referentieprijzen heeft berekend alsof virtuele interconnectiepunten al geïmplementeerd zijn.

  • 93. De spreiding van de referentieprijzen bij de postzegelmethode wordt enkel veroorzaakt door de korting voor de gasopslagpunten. De spreiding van de referentieprijzen bij de CGA-methode wordt veroorzaakt doordat afstand meegenomen wordt als kostenfactor en door de korting voor de gasopslagpunten. Doordat afstand wordt meegenomen als kostenfactor, zijn de referentieprijzen afhankelijk van de locatie van het entry- of exitpunt.

Minimum, maximum en gewogen gemiddelde referentieprijs (na aanpassingen) op grond van de postzegelmethode

 

Entry

Exit

Eenheid

Minimum referentieprijs

0,593

0,797

EUR/kWh/uur/jaar

Maximum referentieprijs

1,482

1,993

EUR/kWh/uur/jaar

Gewogen gemiddeld referentieprijs

1,056

1,829

EUR/kWh/uur/jaar

Minimum, maximum en gewogen gemiddelde referentieprijs (na aanpassingen) op grond van de CGA-methode

 

Entry

Exit

Eenheid

Minimum referentieprijs

0,998

0,440

EUR/kWh/uur/jaar

Maximum referentieprijs

2,386

2,879

EUR/kWh/uur/jaar

Gewogen gemiddeld referentieprijs

1,506

1,609

EUR/kWh/uur/jaar

Procentuele verschil van minimum, maximum en gewogen gemiddelde referentieprijs (na aanpassingen) op grond van de postzegelmethode ten opzichte van de referentieprijs op grond van de CGA-methode

 

Entry

Exit

Eenheid

Minimum referentieprijs

– 40,6%

81,2%

%

Maximum referentieprijs

– 37,9%

–  30,8%

%

Gewogen gemiddeld referentieprijs

– 29,9%

13,6%

%

  • 94. In de onderstaande tabellen staan de verschillen tussen de gewogen gemiddelde referentieprijzen op grond van de postzegelmethode en de CGA-methode uitgesplitst per segment. Deze verschillen zijn berekend op basis van de indeling van segmenten zoals weergegeven in het tarievenbesluit 2018. De tariefverschillen per segment worden veroorzaakt door de eerder genoemde locatieafhankelijkheid van de referentieprijzen bij de CGA-methode.

Procentueel verschil tussen de gewogen gemiddelde referentieprijs (na aanpassingen) per segment op grond van de postzegelmethode ten opzichte van de CGA-methode

 

Segment

Verschil

Eenheid

Entry

Grenspunten1

– 25,9%

%

 

Productie

– 17,9%

%

 

Gasopslagen

– 45,9%

%

Exit

Grenspunten1

3,4%

%

 

Industrie

17,3%

%

 

Distributie

24,0%

%

 

Gasopslagen

33,3%

%

X Noot
1

De verzameling grenspunten bevat ook enkele entry- en exitpunten die niet kwalificeren als (virtueel) interconnectiepunt.

  • 95. Tot slot geeft de ACM hieronder ook per grens het verschil tussen de gewogen gemiddelde referentieprijzen op grond van beide methodes weer. Daarbij laat de ACM echter enkele grenspunten die geen interconnectiepunt zijn buiten beschouwing.

Procentueel verschil tussen de gewogen gemiddelde referentieprijs per grens op grond van de postzegelmethode ten opzichte van de CGA-methode

 

Segment

Verschil

Eenheid

Entry

Interconnectiepunten met Duitsland

– 23%

%

 

Interconnectiepunten met België

– 28%

%

 

Interconnectiepunten met Noorwegen

– 28%

%

Exit

Interconnectiepunten met Duitsland

21%

%

 

Interconnectiepunten met België

– 14%

%

B2. Waarde van de parameters van de RPM

Waarde van de parameters van de RPM

Parameter

Waarde

Eenheid

Toegestane inkomsten

886.003.683

EUR, pp 2018

Voorspelde gecontracteerde capaciteit op entrypunten

286.225.705

kWh/uur/jaar

Voorspelde gecontracteerde capaciteit op exitpunten

319.229.125

kWh/uur/jaar

Procentuele aandeel van de toegestane inkomsten dat moet worden geïnd via de entrytarieven

40

%

Procentuele aandeel van de toegestane inkomsten dat moet worden geïnd via de exittarieven

60

%

Beschrijving van de parameters van de RPM

  • 96. De beschrijving van de parameters van de RPM is opgenomen in randnummers 63 tot en met 71 (paragraaf A3).

B3. Kostentoewijzingsbeoordelingen

  • 97. De kostentoewijzingsbeoordeling beschreven in artikel 5 van NC-TAR analyseert de mate van kruissubsidiëring tussen systeemintern netgebruik en systeemoverschrijdend netgebruik. De toepassing van de kostentoewijzingsbeoordeling leidt tot een index die de mate van kruissubsidiëring uitdrukt. Als deze index hoger dan 10% is, dan moet de ACM een verantwoording geven voor dit resultaat. Zoals aangegeven in randnummer 56 resulteert de kostentoewijzingsbeoordeling in een lagere index. De ACM werkt hier uit hoe zij deze kostentoewijzingsbeoordeling heeft uitgevoerd.

  • 98. De kostentoewijzingsbeoordeling werkt als volgt. Voor zowel systeemintern als systeemoverschrijdend netgebruik moeten de inkomsten die via dat netgebruik worden geïnd worden gedeeld door de kostenfactoren die aan dat netgebruik toegewezen worden. Dit resulteert in een ratio voor systeemintern netgebruik en een ratio voor systeemoverschrijdend netgebruik. Daarna wordt de index voor de vergelijking berekend door twee keer het absolute verschil tussen de ratio’s te delen door de som van de ratio’s.

  • 99. Om deze berekeningen uit te voeren is het nodig om de waarde van de volgende parameters te bepalen:

    • De inkomsten uit systeemintern netgebruik;

    • De inkomsten uit systeemoverschrijdend netgebruik;

    • De kostenfactoren die worden toegewezen aan systeemintern netgebruik; en

    • De kostenfactoren die worden toegewezen aan systeemoverschrijdend netgebruik.

  • 100. NC-TAR geeft de volgende definities van systeemintern- en systeemoverschrijdend netgebruik:

    • Systeemintern netgebruik is “het transporteren van gas binnen een entry-exitsysteem naar afnemers die met datzelfde entry-exitsysteem zijn verbonden”; en

    • Systeemoverschrijdend netgebruik is “het transporteren van gas binnen een entry-exitsysteem naar afnemers die met een ander entry-exitsysteem zijn verbonden”.

  • 101. De ACM maakt hieruit op dat exitpunten zijn in te delen als ófwel systeemoverschrijdend netgebruik (alle grenspunten) ófwel systeemintern netgebruik (alle overige exitpunten). De inkomsten die naar verwachting via deze punten verkregen worden zijn te berekenen door de referentieprijs van toepassing op het exitpunt te vermenigvuldigen met de voorspelde gecontracteerde capaciteit van het exitpunt. De kostenfactoren die aan deze exitpunten moeten worden toegewezen zijn ook eenduidig te bepalen. De door de ACM voorgestelde referentieprijsmethodologie gebruikt de voorspelde gecontracteerde capaciteit als kostenfactor. Daarom rekent de ACM de voorspelde gecontracteerde capaciteit op exitpunten op de grens toe aan systeemoverschrijdend netgebruik en de voorspelde gecontracteerde capaciteit op overige exitpunten aan systeemintern netgebruik.

  • 102. Voor de entrypunten is zo’n verdeling niet eenduidig te maken. Gas dat op een grenspunt in het gastransportnet wordt ingevoed kan weer worden onttrokken op een grenspunt (systeemoverschrijdend netgebruik) maar kan ook worden onttrokken op een binnenlands exitpunt (systeemintern netgebruik). Artikel 5, vijfde lid, van NC-TAR bepaalt daarom hoe de ACM deze verdeling moet maken. De voorspelde gecontracteerde entrycapaciteit die aan systeemoverschrijdend netgebruik moet worden toegewezen wordt gelijk gesteld aan de voorspelde gecontracteerde exitcapaciteit die aan systeemoverschrijdend netgebruik is toegewezen. Voor systeemoverschrijdend netgebruik geldt dus de rationale “in=out”. Het overige deel van de voorspelde gecontracteerde entrycapaciteit moet worden toegewezen aan systeemintern netgebruik.

  • 103. Nadat de ACM de voorspelde gecontracteerde entrycapaciteit die aan respectievelijk systeemintern- en systeemoverschrijdend netgebruik moet worden toegewezen heeft bepaald kan zij eenvoudig de aan dat netgebruik toe te wijzen kostenfactoren bepalen. Die zijn namelijk gelijk aan de voorspelde gecontracteerde capaciteit. Tot slot worden de inkomsten van entrypunten toegewezen aan systeemintern- en systeemoverschrijdend netgebruik in dezelfde verhouding als de voorspelde gecontracteerde entrycapaciteit.

  • 104. Op grond van voorgaande heeft de ACM de waarde van de parameters bepaald en de kostentoewijzingsbeoordeling uitgevoerd. Zoals eerder genoemd heeft de ACM de kostentoewijzingsbeoordeling tweemaal uitgevoerd. Hieronder presenteert de ACM dus twee keer de details van de hierboven beschreven berekening.

Kostentoewijzigingsbeoordeling op grond van de referentieprijzen vóór aanpassingen

Verdeelsleutel voor toewijzing van de inkomsten van entrypunten aan respectievelijk systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik

Aandeel systeemintern netgebruik van inkomsten van entrypunten

54,8%

Aandeel systeemoverschrijdend netgebruik van inkomsten van entrypunten

45,2%

Toewijzing van kostenfactoren en inkomsten aan respectievelijk systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik

   

Kostenfactor: voorspelde gecontracteerde capaciteit in kWh/uur/jaar

Inkomsten in EUR, pp 2018

Entry

Systeemintern

156.737.881

194.071.095

 

Systeemoverschrijdend

129.487.486

160.329.960

Exit

Systeemintern

189.741.456

315.970.472

 

Systeemoverschrijdend

129.487.486

215.631.433

Ratio’s

Ratio systeemintern netgebruik

1,472

Ratio systeemoverschrijdend netgebruik

1,452

  • 105. Door de formule in artikel 5, derde lid, sub c, van NC-TAR toe te passen, volgt een index voor de vergelijking van 1,4%.

Kostentoewijzigingsbeoordeling op grond van de referentieprijzen na aanpassingen

Verdeelsleutel voor toewijzing van de inkomsten van entrypunten aan respectievelijk systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik

Aandeel systeemintern netgebruik van inkomsten van entrypunten

54,8%

Aandeel systeemoverschrijdend netgebruik van inkomsten van entrypunten

45,2%

Toewijzing van kostenfactoren en inkomsten aan respectievelijk systeemintern en systeemoverschrijdend netgebruik

   

Kostenfactor: voorspelde gecontracteerde capaciteit in kWh/uur/jaar

Inkomsten in EUR, pp 2018

Entry

Systeemintern

156.737.881

165.521.598

 

Systeemoverschrijdend

129.487.486

136.744.069

Exit

Systeemintern

189.741.456

325.627.091

 

Systeemoverschrijdend

129.487.486

258.110.060

Ratio’s

Ratio systeemintern netgebruik

1,418

Ratio systeemoverschrijdend netgebruik

1,525

  • 106. Door de formule uit artikel 5, derde lid, sub c, van NC-TAR toe te passen, volgt een index voor de vergelijking van 7,3%.

B4. Informatie bedoeld in artikel 30(1)(b)(i),(iv),(v) van NC-TAR

30(1)(b)(i) – Toegestane inkomsten

Toegestane inkomsten 2018

886.003.683

EUR, pp 2018

30(1)(b)(iv) – Inkomsten uit transmissiediensten

Inkomsten uit transmissiediensten 2018

886.003.683

EUR, pp 2018

30(1)(b)(v)(1) – Capaciteit-commodityverdeling

Inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissietarieven

100

%

Inkomsten uit op commodity gebaseerde transmissietarieven

0

%

30(1)(b)(v)(2) – Entry-exitverdeling vóór aanpassingen

Inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissietarieven op alle entrypunten

40,0

%

Inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissietarieven op alle exitpunten

60,0

%

30(1)(b)(v)(2) – Entry-exitverdeling na aanpassingen

Inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissietarieven op alle entrypunten

34,1

%

Inkomsten uit op capaciteit gebaseerde transmissietarieven op alle exitpunten

65,9

%

30(1)(b)(v)(3) – Systeemintern/systeemoverschrijdend-verdeling vóór aanpassingen

Inkomsten uit systeemintern netgebruik

57,6

%

Inkomsten uit systeemoverschrijdend netgebruik

42,4

%

30(1)(b)(v)(3) – Systeemintern/systeemoverschrijdend-verdeling na aanpassingen

Inkomsten uit systeemintern netgebruik

55,4

%

Inkomsten uit systeemoverschrijdend netgebruik

44,6

%

B5. Tariefmodel

  • 107. De ACM heeft op haar website (www.acm.nl) het Excelbestand “Bijlage B5. Tariefmodel” gepubliceerd, vergezeld van uitleg over de wijze waarop het moet worden gebruikt, dat netgebruikers in staat stelt de voor de geldende tariefperiode toepasselijke tarieven te berekenen en de mogelijke ontwikkelingen na die tariefperiode te ramen.

B6. Berekening seizoensfactoren

  • 108. De ACM heeft op haar website (www.acm.nl) het Excelbestand “Bijlage B6. Berekening seizoensfactoren” gepubliceerd met daarin de berekening van de seizoensfactoren.

B7. Indicatieve referentieprijzen entrypunten

Entrypunt

 

Indicatieve referentieprijs

EUR/kWh/uur/jaar

Verschil

ID

Omschrijving

Postzegel

CGA

%

VIP_EN1

VIP-L-NCG

1,482

1,215

22%

VIP_EN2

VIP-L-GPL

1,482

1,890

– 22%

VIP_EN3

VIP-H-NCG

1,482

1,890

– 22%

VIP_EN4

VIP-H-GPL

1,482

1,940

– 24%

301068

KOEDIJK (TAQA)

1,482

1,713

– 13%

301069

ANJUM (NAM)

1,482

2,085

– 29%

301070

ANNERVEEN (NAM)

1,482

1,769

– 16%

301071

BALGZAND (NAM-HC)

1,482

1,939

– 24%

301072

BALGZAND (NAM-LC)

1,482

2,058

– 28%

301073

BALGZAND (NAM-NOGAT)

1,482

1,939

– 24%

301074

BARENDRECHT (NAM)

1,482

1,516

– 2%

301075

BEDUM (NAM)

1,482

2,045

– 28%

301076

BLIJA (NAM)

1,482

2,168

– 32%

301078

BOTLEK (NAM)

1,482

1,539

– 4%

301080

EMMEN GZI (NAM)

1,482

1,863

– 20%

301082

BOTLEK (ESSO FLEXICOKER)

1,482

1,539

– 4%

301083

GAAG (NAM)

1,482

1,644

– 10%

301084

GARIJP (VERMILION ENERGY)

1,482

1,899

– 22%

301085

GROOTEGAST (NAM)

1,482

1,951

– 24%

301086

GRIJPSKERK (NAM)

1,482

1,918

– 23%

301088

HARLINGEN (VERMILION ENERGY)

1,482

2,386

– 38%

301089

KOOTSTERTILLE (NAM)

1,482

1,925

– 23%

301090

MAASVLAKTE (TAQA)

1,482

1,628

– 9%

301092

MIDDENMEER (VERMILION ENERGY)

1,482

1,820

– 19%

301093

MONSTER (NAM)

1,482

1,831

– 19%

301094

UITHUIZEN (NGT)

1,482

2,204

– 33%

301096

OUDE PEKELA (NAM)

1,482

1,895

– 22%

301097

ROTTERDAM WESTGAS (NAM)

1,482

1,539

– 4%

301098

GRONINGEN (NAM)

1,482

1,792

– 17%

301101

TEN ARLO (NAM)

1,482

1,489

0%

301106

URETERP (NAM)

1,482

2,119

– 30%

301107

VRIES (NAM)

1,482

1,653

– 10%

301108

WAALWIJK (VERMILION)

1,482

1,513

– 2%

301109

WARFFUM (NAM)

1,482

2,227

– 33%

VIP_EN5

VIP-H-ZTP

1,482

2,047

– 28%

301113

EMDEN EPT (GASSCO)

1,482

2,068

– 28%

301114

GRIJPSKERK (NAM – UGS)

0,593

1,152

– 49%

301116

NORG (NAM – UGS)

0,593

1,134

– 48%

301118

ALKMAAR (TAQA – PGI)

0,593

1,006

– 41%

301185

OUDE STATENZIJL RENATO (OGE)

0,593

1,164

– 49%

301198

ENSCHEDE (INNOGY-UGS EPE)

0,593

1,024

– 42%

301309

ENSCHEDE (NUON-UGS EPE)

0,593

1,024

– 42%

301311

MIDDELIE (NAM)

1,482

1,670

– 11%

301320

ZUIDWENDING (UGS)

0,593

1,084

– 45%

301345

ROTTERDAM (GATE)

1,482

1,640

– 10%

301348

BERGERMEER (TAQA-UGS)

0,593

0,998

– 41%

301360

OUDE STATENZIJL (ETZEL-EKB-H)

0,593

1,164

– 49%

301361

OUDE STATENZIJL (EWE-H)

0,593

1,164

– 49%

301375

BRAKEL WIJK&AALBURG (VERMILION)

1,482

1,392

6%

301391

OUDE STATENZIJL (ASTORA JEMGUM)

0,593

1,164

– 49%

301392

ZWOLLE (NATUURGAS OVERIJSSEL B.V.)

1,482

1,430

4%

301397

ENSCHEDE (ENECO-UGS EPE)

0,593

1,010

– 41%

301400

OUDE STATENZIJL (ETZEL-CRYSTAL-H)

0,593

1,164

– 49%

301401

OUDE STATENZIJL (ETZEL-FREYA-H)

0,593

1,164

– 49%

301452

IJMUIDEN (WINTERSHALL)

1,482

1,669

– 11%

301453

OUDE STATENZIJL (EWE JEMGUM)

0,593

1,164

– 49%

301454

MAASVLAKTE Q16 ORANJE NASSAU (ONE)

1,482

1,627

– 9%

301461

MAASVLAKTE (PEAKSHAVER PRODUCTIE)

1,482

1,603

– 8%

301468

HEMRIK/DONKERBROEK (TULIP OIL)

1,482

2,119

– 30%

B8. Indicatieve referentieprijzen exitpunten

Exitpunt

 

Indicatieve referentieprijs EUR/kWh/uur/jaar

Verschil

ID

Omschrijving

Postzegel

CGA

%

300003

GOIRLE (DESSO BV)

1,993

2,121

– 6%

300005

PG HOOGERHEIDE (ENEXIS B.V.)

1,993

2,469

– 19%

300009

PG GIESSEN (ENEXIS B.V.)

1,993

1,776

12%

300011

ALPHEN NB (ENEXIS B.V.)

1,993

2,054

– 3%

300012

PG OOSTERHOUT (ENEXIS B.V.)

1,993

2,152

– 7%

300016

TILBURG (AGRISTO BV)

1,993

2,042

– 2%

300027

PG GENNEP (ENEXIS)

1,993

1,736

15%

300039

HEUSDEN (ENEXIS B.V.)

1,993

1,916

4%

300042

PG STEENBERGEN (ENEXIS)

1,993

2,559

– 22%

300043

PG THONISSE (ENDURIS)

1,993

2,574

– 23%

300049

PRINSENBEEK (ENEXIS B.V.)

1,993

2,208

– 10%

300050

ROOSENDAAL (ENEXIS)

1,993

2,574

– 23%

300052

ZEVENBERGEN (ENEXIS)

1,993

2,488

– 20%

300053

PG SPRUNDEL (ENEXIS B.V.)

1,993

2,410

– 17%

300057

HELMOND (NEDSCHROEF HELMOND BV)

1,993

1,954

2%

300060

MAARHEEZE (PHILIPS LIGHTING BV)

1,993

2,181

– 9%

300070

MAASTRICHT (STF. GEBR. KLINKERS BV)

1,993

2,584

– 23%

300071

BUDEL (NYRSTAR BV)

1,993

2,194

– 9%

300072

BUDEL (NEDZINK BV)

1,993

2,194

– 9%

300073

MAASTRICHT (ENCI BV)

1,993

2,621

– 24%

300074

DONGEN (TROBAS GELATINE BV)

1,993

2,097

– 5%

300075

MEERSSEN (MARSNA PAPER BV)

1,993

2,580

– 23%

300076

MAASTRICHT (KONINKLIJKE MOSA BV)

1,993

2,552

– 22%

300078

MAASTRICHT (O-I MANUFACTURING NL BV)

1,993

2,552

– 22%

300081

BLERICK (NEDRI SPANSTAAL BV)

1,993

2,196

– 9%

300082

EIJSDEN (UMICORE NL BV)

1,993

2,634

– 24%

300083

BEESEL (ST. JORIS KERAMISCHE IND. BV)

1,993

2,209

– 10%

300085

SWALMEN (CARGILL BV MALT DIVISION)

1,993

2,228

– 11%

300088

VEGHEL (FRIESLANDCAMPINA)

1,993

1,823

9%

300089

KESSEL (KLEIWARENFABRIEK JOOSTEN BV)

1,993

2,230

– 11%

300090

EYGELSHOVEN (STF. NIEVELSTEEN BV)

1,993

2,598

– 23%

300091

TEGELEN (WIENERBERGER JANSSEN DINGS)

1,993

2,159

– 8%

300092

WEERT (ROTO SMEETS BV)

1,993

2,186

– 9%

300095

BEEK (UTILITY SUPPORT GROUP BV G-GAS)

1,993

2,433

– 18%

300096

BORN (NEDCAR BV)

1,993

2,417

– 18%

300097

MAASTRICHT (ANKERPOORT)

1,993

2,520

– 21%

300099

OSS (BALL PACKAGING EUROPE BV)

1,993

1,650

21%

300100

EINDHOVEN (DAF TRUCKS NV)

1,993

1,990

0%

300131

HILVARENBEEK (FLUXYS)

1,993

1,999

0%

VIP_EX1

VIP-L-NCG

1,993

1,419

40%

VIP_EX2

VIP-L-GPL

1,993

0,779

156%

VIP_EX3

VIP-H-NCG

1,993

2,560

– 22%

300140

DINXPERLO (BEW)

1,993

1,558

28%

300142

VLIEGHUIS (RWE)

1,993

1,119

78%

VIP_EX4

VIP-H-ZTP

1,993

2,607

– 24%

VIP_EX5

VIP-H-GPL

1,993

0,779

156%

300150

ZUTPHEN (AURUBIS NETHERLANDS BV)

1,993

1,304

53%

300153

WIJHE (MEESTER STEGEMAN CV)

1,993

1,205

65%

300161

PG GASSELTERNIJVEENSCHEMOND (ENEXIS)

1,993

0,785

154%

300162

PG HARDERWIJK (LIANDER)

1,993

1,276

56%

300163

PEIZE (ENEXIS)

1,993

0,806

147%

300164

PG RODEN (ENEXIS)

1,993

0,831

140%

300167

JOURE (JACOBS DOUWE EGBERTS NL BV)

1,993

0,931

114%

300168

PG SCHEEMDERZWAAG (ENEXIS)

1,993

0,799

150%

300171

ANGEREN (STF. HUISSENSWAARD BV)

1,993

1,464

36%

300178

VROOMSHOOP (COGAS)

1,993

1,153

73%

300179

PANNERDEN (WIENERBERGER KIJFWAARD OOST)

1,993

1,482

34%

300183

EMMEN (EMMTEC SERVICES BV)

1,993

1,026

94%

300189

LOBITH (WAALSTF. DE BYLANDT BV)

1,993

1,496

33%

300191

NIJVERDAL/HELLENDOORN (ENEXIS)

1,993

1,253

59%

300193

VRIEZENVEEN (COGAS)

1,993

1,170

70%

300196

ZWOLLE (SENSUS BV)

1,993

1,104

80%

300197

FRANEKER (HUHTAMAKI NL BV)

1,993

1,000

99%

300200

FOXHOL (AVEBE BA)

1,993

0,765

161%

300201

HOOGEVEEN ALTEVEERSTRAAT (DOC KAAS B.V.)

1,993

1,049

90%

300203

DELFZIJL (PPG INDUSTRIES CHEMICALS BV)

1,993

0,846

136%

300205

HARDERWIJK (SAPA PROFILES)

1,993

1,261

58%

300210

APELDOORN (KIWA GASTEC NV)

1,993

1,382

44%

300216

NEEDE (DAWO EPS BV)

1,993

1,411

41%

300217

PG DRACHTEN (LIANDER)

1,993

0,822

142%

300220

RENKUM (PARENCO BV)

1,993

1,505

32%

300221

EERBEEK (MAYR-MELNHOF EERBEEK BV)

1,993

1,390

43%

300222

OLDENZAAL (COGAS)

1,993

1,366

46%

300223

NUNSPEET (NESTLE NL BV)

1,993

1,195

67%

300225

HENGELO (AKZO NOBEL ENERGIE BV)

1,993

1,333

50%

300227

HOOGKERK (SOLIDUS SOLUTIONS BV)

1,993

0,806

147%

300231

COEVORDEN (SOLIDUS SOLUTIONS BV)

1,993

1,070

86%

300234

COEVORDEN (RENDO)

1,993

1,067

87%

300236

NIJVERDAL (TEN CATE PROTECT BV)

1,993

1,256

59%

300241

LOCHEM (FRIESLANDCAMPINA)

1,993

1,344

48%

300242

WINSCHOTEN (PHILIPS LIGHTING BV)

1,993

0,799

150%

300245

LOENEN (SOLIDPACK BV)

1,993

1,385

44%

300246

OPHEUSDEN (WIENERBERGER WOLFSWAARD)

1,993

1,541

29%

300249

PG HAREN (ENEXIS)

1,993

0,788

153%

300250

BERGUM (GDF SUEZ ENERGIE NL NV)

1,993

0,818

144%

300251

DELFZIJL (DOW BENELUX BV)

1,993

0,820

143%

300262

DELFZIJL (AKZO ZOUTCHEMIE)

1,993

0,824

142%

300263

PG DIEREN (LIANDER)

1,993

1,378

45%

300264

BALKBRUG (RENDO)

1,993

0,994

100%

300265

SAPPEMEER (ESKA GRAPHIC BOARD BV)

1,993

0,709

181%

300269

MILLINGEN A/D RIJN (LIANDER)

1,993

1,541

29%

300274

BEILEN (FRIESLANDCAMPINA DOMO)

1,993

0,900

121%

300276

NUNSPEET (LIANDER)

1,993

1,210

65%

300283

PG ENSCHEDE (ENEXIS)

1,993

1,403

42%

300285

NES (STEDIN)

1,993

1,179

69%

300288

SCHOONEBEEK (ALIANCYS BV)

1,993

1,113

79%

300292

OUDE PEKELA (SOLIDUS SOLUTIONS BV)

1,993

0,762

162%

300306

NIEUWE PEKELA (SMURFIT KAPPA TWINCORR)

1,993

0,781

155%

300308

ERLECOM (WIENERBERGER ERLECOM)

1,993

1,490

34%

300309

DRACHTEN (FENNER DUNLOP BV)

1,993

0,827

141%

300311

HOOGEZAND (ESKA GRAPHIC BOARD BV)

1,993

0,752

165%

300314

AZEWIJN (STF. DE NIJVERHEID BV)

1,993

1,478

35%

300319

PG BUINERVEEN (ENEXIS)

1,993

1,002

99%

300321

MALDEN (LIANDER)

1,993

1,640

22%

300322

PG HARDENBERG (COGAS)

1,993

1,055

89%

300325

PG KAMPEN (ENEXIS)

1,993

1,159

72%

300328

VIERVERLATEN (SUIKERUNIE)

1,993

0,802

148%

300330

DINXPERLO (LIANDER)

1,993

1,543

29%

300333

ENSCHEDE (APOLLO VREDESTEIN)

1,993

1,372

45%

300338

NORG (ENEXIS)

1,993

0,840

137%

300345

SLOTEN (SLOTEN BV)

1,993

1,016

96%

300348

LEEK (HUNTER DOUGLAS EUROPE BV)

1,993

0,863

131%

300350

HAAKSBERGEN (ENEXIS)

1,993

1,391

43%

300353

GROESBEEK (LIANDER)

1,993

1,672

19%

300355

ZUIDWOLDE (RENDO)

1,993

0,989

101%

300360

PG HOEVELAKEN (LIANDER)

1,993

1,323

51%

300363

HAALDEREN (WIENERBERGER BEMMEL)

1,993

1,449

38%

300366

DEEST (STF. VOGELENSANGH)

1,993

1,567

27%

300373

LOBITH (LIANDER)

1,993

1,458

37%

300375

WINSCHOTEN (PQ SILICAS BV)

1,993

0,798

150%

300378

DELFZIJL (DELESTO)

1,993

0,853

134%

300380

NIJVERDAL (TEN CATE ADVANCED TEXT. BV)

1,993

1,269

57%

300382

DELFZIJL (ALDEL BV)

1,993

0,839

138%

300394

DEVENTER (AKZO NOBEL POLYMER CHEM. BV)

1,993

1,266

58%

300400

APELDOORN (OWENS CORNING VEIL NL BV)

1,993

1,443

38%

300405

HARDERWIJK (KALKZANDSTF. HARDERWIJK BV)

1,993

1,262

58%

300406

GIESBEEK (LIANDER)

1,993

1,416

41%

300407

LOSSER (ENEXIS)

1,993

1,456

37%

300412

ENTER (COGAS)

1,993

1,266

57%

300420

ZUTPHEN PARKSTRAAT (LIANDER)

1,993

1,315

52%

300423

ENSCHEDE (VAN MERKSTEIJN PLASTICS BV)

1,993

1,368

46%

300428

BIDDINGHUIZEN (WALIBI WORLD BV)

1,993

1,240

61%

300436

DOETINCHEM (PAPIERFABRIEK DOETINCHEM BV)

1,993

1,433

39%

300437

OUDE PEKELA (STRATING STEENINDUSTRIE BV)

1,993

0,763

161%

300438

GEESBRUG (RENDO)

1,993

0,993

101%

300443

HENGELO (OPRA TURBINES BV)

1,993

1,321

51%

300444

RIJSSEN (ENEXIS)

1,993

1,248

60%

300447

TER APELKANAAL (AVEBE BA)

1,993

0,889

124%

300450

LELYSTAD (CIDC)

1,993

1,358

47%

300451

ENSCHEDE (ENNATUURLIJK WKC)

1,993

1,373

45%

300452

DELFZIJL (LAFARGE GIPS BV)

1,993

0,843

136%

300453

GENDT (STF. DE ZANDBERG BV)

1,993

1,482

34%

300464

LOENEN (SMURFIT KAPPA MNL GOLFKARTON)

1,993

1,388

44%

300465

EERBEEK (SCA DE HOOP ENERGIE BV)

1,993

1,382

44%

300467

SPIJK (LIANDER)

1,993

1,499

33%

300469

ZUTPHEN DE HOVEN (LIANDER)

1,993

1,309

52%

300486

VEENDAM (NEDMAG INDUSTRIES BV)

1,993

0,745

168%

300487

HETEREN (WIENERBERGER HETEREN)

1,993

1,518

31%

300489

BAD NIEUWESCHANS (SOLIDUS SOLUTIONS BV)

1,993

0,852

134%

300491

EERBEEK (SANDERS COLDENHOVE)

1,993

1,392

43%

300492

ALMERE (NUON POWER GENERATION B.V.-WKC)

1,993

1,561

28%

300495

ARNHEM (DE KLEEF BV)

1,993

1,429

39%

300500

PG DEVENTER (ENEXIS)

1,993

1,246

60%

300501

SCHARSTERBRUG (PHOENIX BV)

1,993

0,912

118%

300507

NIJMEGEN DE OOY (LIANDER)

1,993

1,477

35%

300516

WORKUM (FRIESLANDCAMPINA CHEESE)

1,993

0,960

108%

300524

ECHTELD (WIENERBERGER SCHIPPERSWAARD BV)

1,993

1,593

25%

300527

NIJMEGEN (MEAD JOHNSON BV)

1,993

1,588

26%

300530

FARMSUM (ZEOLYST CV)

1,993

0,849

135%

300533

DEEST (WIENERBERGER NARVIK DAKPANNEN)

1,993

1,568

27%

300534

HENGELO (SIEMENS NEDERLAND NV)

1,993

1,340

49%

300541

DELFZIJL (GDF SUEZ ENERGIE NL-EEMS 3-7)

1,993

0,883

126%

300542

GASSELTERNIJVEEN (AVEBE BA)

1,993

0,881

126%

300546

COLLENDOORNERVEEN (GZI NAM BV)

1,993

1,038

92%

300549

HENGELO (TWENCE AFVALSCHEIDING)

1,993

1,335

49%

300552

HARLINGEN (REC BV)

1,993

1,198

66%

300555

BRUMMEN (LIANDER)

1,993

1,349

48%

300556

SPIJK (BV STF. SPIJK)

1,993

1,499

33%

300558

SUAMEER (SONAC BURGUM BV)

1,993

0,879

127%

300564

PG ZOETERMEER (STEDIN)

1,993

1,689

18%

300569

PG DELFT (STEDIN)

1,993

1,730

15%

300571

PG WESTZAAN (LIANDER)

1,993

1,353

47%

300572

MAASVLAKTE (UNIPER BENELUX NV)

1,993

2,032

– 2%

300573

MAASVLAKTE (ECT DELTA TERMINAL BV)

1,993

1,817

10%

300582

MAASSLUIS (STEDIN)

1,993

1,800

11%

300585

PG ZALTBOMMEL (LIANDER)

1,993

1,729

15%

300587

ROTTERDAM (ENCI BV)

1,993

1,864

7%

300591

PG HAARLEM (LIANDER)

1,993

1,365

46%

300592

PG AMSTELVEEN (STEDIN)

1,993

1,489

34%

300596

PG BLEISWIJK (STEDIN)

1,993

1,651

21%

300599

ZOETERMEER (NUTRICIA BV)

1,993

1,700

17%

300600

PG DORDRECHT (STEDIN)

1,993

1,789

11%

300601

PG ROTTERDAM (STEDIN)

1,993

1,750

14%

300603

ROZENBURG (STEDIN)

1,993

1,880

6%

300606

AMSTERDAM (SONNEBORN BV)

1,993

1,418

41%

300611

KOOG A/D ZAAN (OLAM COCOA)

1,993

1,347

48%

300617

LEIDEN (UNIPER BENELUX NV)

1,993

1,685

18%

300620

UTRECHT (WARMTE NEWCO B.V.)

1,993

1,504

33%

300622

GORINCHEM (PURAC BIOCHEM BV)

1,993

1,718

16%

300634

BOSKOOP (LIANDER)

1,993

1,654

20%

300637

HILVERSUM DE MEENT (LIANDER)

1,993

1,426

40%

300638

EUROPOORT (ADM)

1,993

1,968

1%

300639

HOEK VAN HOLLAND (STEDIN)

1,993

1,815

10%

300640

DORDRECHT (DESCO CV)

1,993

1,754

14%

300642

PURMEREND CANTERWEG (LIANDER)

1,993

1,460

37%

300644

SASSENHEIM (AKZO NOBEL CAR REFINISHES)

1,993

1,542

29%

300645

DEN HAAG (UNIPER BENELUX NV)

1,993

1,763

13%

300648

ALBLASSERDAM (FNSTEEL BV)

1,993

1,764

13%

300649

EUROPOORT (BP RAFFINADERIJ ROTTERDAM BV)

1,993

1,971

1%

300650

MAURIK (LIANDER)

1,993

1,511

32%

300651

WASSENAAR (LIANDER)

1,993

1,585

26%

300652

OUDERKERK A/D AMSTEL (STEDIN)

1,993

1,493

33%

300655

PG IJMUIDEN (LIANDER)

1,993

1,324

51%

300662

PG BEVERWIJK (STEDIN)

1,993

1,298

54%

300663

BOTLEK (AIR LIQUIDE INDUSTRIE BV: SMR)

1,993

1,865

7%

300664

ZOETERWOUDE (HEINEKEN NL BV)

1,993

1,602

24%

300665

BOTLEK (AIR LIQUIDE INDUSTRIE BV: ATR)

1,993

1,862

7%

300669

PG NAALDWIJK (WESTLAND)

1,993

1,766

13%

300670

MAASVLAKTE DISTRIPARK (STEDIN)

1,993

1,823

9%

300674

AMSTERDAM (ALBEMARLE CATALYSTS COMPANY)

1,993

1,467

36%

300675

AMSTERDAM (ICL FERTILIZERS EUR.)

1,993

1,456

37%

300680

BOTLEK (VOPAK TERMINAL CHEMIEHAVEN BV)

1,993

1,857

7%

300681

EUROPOORT (EXXON MOBIL CHEMICAL NL BV)

1,993

1,928

3%

300683

ZWIJNDRECHT (UNIMILLS BV)

1,993

1,819

10%

300684

ROTTERDAM (CEREXAGRI BV)

1,993

1,793

11%

300685

AMSTERDAM (NUON POWER GENERATION BV)

1,993

1,438

39%

300686

BOTLEK (CARGILL BV)

1,993

1,847

8%

300687

BOTLEK (AIR LIQUIDE IND. BV: EUROGEN)

1,993

1,865

7%

300691

PG VLAARDINGEN (STEDIN)

1,993

1,767

13%

300692

OUDENHOORN (FARMFRITES BV)

1,993

1,938

3%

300693

BOTLEK (CLIMAX MOLYBDENUM BV)

1,993

1,860

7%

300694

BOTLEK (ASFALT CENTRALE ROTTERDAM BV)

1,993

1,815

10%

300696

ROTTERDAM (UNIPER BENELUX NV)

1,993

1,671

19%

300703

EEMNES (ASFALTPRODUCTIE DE EEM BV)

1,993

1,362

46%

300705

BEVERWIJK (HHN-SDI)

1,993

1,288

55%

300706

WORMERVEER (LODERS CROKLAAN B.V.)

1,993

1,369

46%

300710

BERGEN NH. (LIANDER)

1,993

1,276

56%

300711

BOTLEK (CABOT BV)

1,993

1,861

7%

300712

WOERDEN (MONIER BV WOERDEN)

1,993

1,582

26%

300713

BOTLEK (ALUMINIUM & CHEMIE ROTTERDAM BV)

1,993

1,815

10%

300716

EUROPOORT (INDORAMA HOLDINGS ROTTERDAM)

1,993

1,985

0%

300719

EGMOND AAN ZEE (LIANDER)

1,993

1,282

56%

300722

PUTTERSHOEK (KONINKLIJKE COÖPERATIE COSUN UA)

1,993

1,848

8%

300725

ZWIJNDRECHT (ASHLAND INDUSTRIES NEDERLAND BV)

1,993

1,817

10%

300727

PG ZEIST (STEDIN)

1,993

1,498

33%

300728

TEXEL (LIANDER)

1,993

1,348

48%

300729

BOTLEK (RUBIS TERMINAL BV)

1,993

1,846

8%

300734

VLAARDINGEN (UNILEVER R&D)

1,993

1,794

11%

300736

BOTLEK (EMERALD KALAMA CHEMICALS BV)

1,993

1,857

7%

300737

BOTLEK (VALT ASPHALT TERMINALS BV)

1,993

1,857

7%

300747

BOTLEK (ALMATIS BV)

1,993

1,866

7%

300748

VLAARDINGEN (ALIPHOS ROTTERDAM BV)

1,993

1,788

11%

300754

VELSEN NOORD (LIANDER)

1,993

1,298

54%

300755

VOLENDAM (LIANDER)

1,993

1,516

32%

300758

MONNICKENDAM (LIANDER)

1,993

1,536

30%

300767

WORMER (OLAM COCOA)

1,993

1,374

45%

300768

BOTLEK (TRONOX PIGMENTS HOLLAND BV)

1,993

1,872

6%

300771

EUROPOORT (MAATSCHAP EUROPOORT TERMINAL)

1,993

1,911

4%

300772

KROMMENIE (FORBO FLOORING BV)

1,993

1,315

52%

300773

DELFT (DSM FOOD SPECIALTIES BV)

1,993

1,695

18%

300779

IJMUIDEN (TATA STEEL IJMUIDEN BV)

1,993

1,324

51%

300784

SCHIPHOL (FLP NETWERKEN BV)

1,993

1,503

33%

300785

KOOG A/D ZAAN (TATE & LYLE NL BV)

1,993

1,348

48%

300786

EUROPOORT MOEZELWEG (VOPAK TERMINAL BV)

1,993

1,901

5%

300790

MIDDELHARNIS (STEDIN)

1,993

1,992

0%

300791

EUROPOORT (GREIF NL BV)

1,993

1,894

5%

300792

ROSSUM (LIANDER)

1,993

1,736

15%

300794

ASPEREN (STEDIN)

1,993

1,731

15%

300795

DEN HAAG (HAC BV)

1,993

1,681

19%

300798

AMSTERDAM (EUROTANK AMSTERDAM BV)

1,993

1,452

37%

300800

EUROPOORT (CALDIC BV)

1,993

1,927

3%

300802

DUIVENDRECHT (STEDIN)

1,993

1,466

36%

300803

BOTLEK (ODFJELL TERMINALS ROTTERDAM BV)

1,993

1,820

9%

300804

BOTLEK (LBC ROTTERDAM BV)

1,993

1,849

8%

300808

PERNIS (AVR INDUSTRIAL WASTE NV)

1,993

1,875

6%

300809

HALFWEG (STEDIN)

1,993

1,377

45%

300812

ABBENBROEK (STEDIN)

1,993

1,877

6%

300813

OUDENHOORN RUIGENDIJK (STEDIN)

1,993

1,901

5%

300814

BOTLEK (AKZO NOBEL INDUSTRIAL CHEM BV)

1,993

1,836

9%

300816

BOTLEK (KEPPEL VEROLME BV)

1,993

1,882

6%

300822

PG MOERKAPELLE (LIANDER)

1,993

1,632

22%

300823

BERGSCHENHOEK WILD. KADE (STEDIN)

1,993

1,690

18%

300825

AMSTERDAM (NUGRO VOF)

1,993

1,398

43%

300827

BOTLEK (ESSO NL BV)

1,993

1,827

9%

300829

HAAFTEN (WIENERBERGER HAAFTEN)

1,993

1,704

17%

300830

VELSEN (PF. CROWN VAN GELDER NV)

1,993

1,304

53%

300840

VUREN (SONAC VUREN BV)

1,993

1,699

17%

300843

BOTLEK (SERVICE TERMINAL ROTTERDAM VOF)

1,993

1,878

6%

300844

VUREN (XELLA CELLENBETON NL BV)

1,993

1,715

16%

300846

KROMMENIE (FORBO FLOORING CORAL NV)

1,993

1,314

52%

300847

VELSEN (NUON POWER GENERATION BV)

1,993

1,312

52%

300851

AMSTERDAM OCEANENWEG (CARGILL BV)

1,993

1,406

42%

300852

AMSTERDAM COENHAVENWEG (BUNGE NETHERLANDS BV)

1,993

1,450

38%

300854

ABBEKERK (GRASDROGERIJ HARTOG BV)

1,993

1,097

82%

300855

BOTLEK (HOYER NL BV)

1,993

1,812

10%

300856

ALKMAAR (NV HVC)

1,993

1,207

65%

300857

EUROPOORT (GUNVOR PETROLEUM)

1,993

1,930

3%

300858

PERNIS (SHELL NL RAFFINADERIJ BV)

1,993

1,810

10%

300887

PG MOERDIJK (ENEXIS B.V.)

1,993

2,589

– 23%

300888

SLUISKIL (YARA BV H-GAS)

1,993

2,461

– 19%

300889

EINDHOVEN (ENNATUURLIJK WKC)

1,993

1,967

1%

300892

MOERDIJK (ARDAGH GLASS BV)

1,993

2,480

– 20%

300893

GELEEN (RWE GENERATION NL – WKC SWENTIBOLD)

1,993

2,458

– 19%

300895

SOMEREN (KIEVITSAKKERS BV)

1,993

2,047

– 3%

300896

TEGELEN (WIENERBERGER NARVIK DAKPANNEN)

1,993

2,158

– 8%

300899

OSS (MERCK MSD OSS BV)

1,993

1,654

21%

300903

LIESHOUT (BAVARIA NV)

1,993

1,870

7%

300905

KERKRADE (E-MAX)

1,993

2,616

– 24%

300906

ROOSENDAAL (SENSUS BV)

1,993

2,569

– 22%

300907

HELMOND (J.A. RAYMAKERS & CO BV)

1,993

1,953

2%

300908

KLUNDERT (SHELL NL CHEMIE BV)

1,993

2,501

– 20%

300909

VLISSINGEN (ZEELAND REFINERY)

1,993

2,805

– 29%

300910

TILBURG (FUJIFILM MANUFACTUR. EUROPE BV)

1,993

2,043

– 2%

300911

HELMOND (ENNATUURLIJK SV)

1,993

1,975

1%

300912

BORN (FRIESLANDCAMPINA CHEESE)

1,993

2,385

– 16%

300916

PG MAASTRICHT (ENEXIS)

1,993

2,564

– 22%

300923

PG GRONSVELD (ENEXIS)

1,993

2,595

– 23%

300927

SITTARD (ENEXIS)

1,993

2,456

– 19%

300940

TEGELEN (MONIER BV TEGELEN)

1,993

2,151

– 7%

300942

VOERENDAAL (ENEXIS)

1,993

2,687

– 26%

300952

NUTH (ENEXIS)

1,993

2,464

– 19%

300958

NEDERWEERT (ENEXIS)

1,993

2,136

– 7%

300965

OUD GASTEL (ENEXIS)

1,993

2,582

– 23%

300968

VEGHEL (MARS NEDERLAND BV)

1,993

1,820

10%

300975

ROERMOND (SMURFIT KAPPA ROERMOND PAPIER)

1,993

2,261

– 12%

300983

DRUNEN (SAPA PROFILES)

1,993

1,891

5%

300991

OOSTRUM (RIXONA BV)

1,993

1,958

2%

300997

CUYK (NUTRICIA BV)

1,993

1,756

14%

301002

GEERTRUIDENBERG (RWE GENERATION NL – AMERC)

1,993

2,137

– 7%

301006

DINTELOORD (SUIKERUNIE)

1,993

2,572

– 23%

301009

HELMOND (VLISCO BV)

1,993

1,947

2%

301013

ACHT (VDL ETG EINDHOVEN BV)

1,993

1,942

3%

301014

OUDENBOSCH (HUNTER DOUGLAS EUROPE BV)

1,993

2,516

– 21%

301015

OEFFELT (STF. ENGELS BV)

1,993

1,784

12%

301016

DONGEN (COCA-COLA ENTERPRISES NL BV)

1,993

2,062

– 3%

301017

DONGEN (ARDAGH GLASS DONGEN BV)

1,993

2,062

– 3%

301021

TILBURG (IFF NL BV)

1,993

2,015

– 1%

301022

SON (RENDAC BV)

1,993

1,956

2%

301024

BERGEN OP ZOOM (ALLNEX NETHERLANDS BV)

1,993

2,486

– 20%

301027

ETTEN-LEUR (ST-GOBAIN CONSTR.PROD.NED)

1,993

2,274

– 12%

301028

DRUNEN (LDM BV)

1,993

1,893

5%

301029

HEDIKHUIZEN (STF. HEDIKHUIZEN BV)

1,993

1,944

3%

301031

BREDA (SYNTHOS BREDA BV)

1,993

2,190

– 9%

301033

OSS (UNILEVER BESTFOODS NL)

1,993

1,653

21%

301034

BERGEN OP ZOOM (ASFALTPRODUKTIE MIJ BV)

1,993

2,482

– 20%

301037

PG WABEWEST (ENDURIS)

1,993

2,850

– 30%

301038

SWALMEN (VAN HOUTUM BV)

1,993

2,234

– 11%

301039

BEEK EN DONK (HITMETAL/THIBODRAAD BV)

1,993

1,835

9%

301040

ST. OEDENRODE (AHREND PROD. BEDRIJF BV)

1,993

1,878

6%

301042

SAS VAN GENT (ROSIER NEDERLAND BV)

1,993

2,545

– 22%

301043

WEERT (TRESPA INTERNATIONAL BV)

1,993

2,166

– 8%

301045

HEERLEN (SIBELCO BENELUX)

1,993

2,542

– 22%

301046

PG SCHOONDIJKE (ENDURIS)

1,993

2,698

– 26%

301049

PG AXTER (ENDURIS)

1,993

2,494

– 20%

301050

TERNEUZEN (DOW BENELUX BV)

1,993

2,564

– 22%

301051

MIDDELBURG (EASTMAN CHEMICAL BV)

1,993

2,879

– 31%

301052

PG KRUILAND (ENDURIS)

1,993

2,507

– 20%

301054

PG HOESAS (ENDURIS)

1,993

2,529

– 21%

301056

ZONNEMAIRE (ENDURIS)

1,993

2,096

– 5%

301060

KERKRADE (JINDAL FILMS EUR. KERKRADE BV)

1,993

2,616

– 24%

301063

DEN BOSCH (RWE GENERATION NL – WKC HEINEKEN)

1,993

1,820

10%

301064

MAASTRICHT (SAPPI MAASTRICHT BV)

1,993

2,551

– 22%

301065

LANDGRAAF (XELLA CELLENBETON NL BV)

1,993

2,563

– 22%

301080

EMMEN GZI (NAM)

1,993

1,505

32%

301097

ROTTERDAM WESTGAS (NAM)

1,993

1,790

11%

301114

GRIJPSKERK (NAM – UGS)

0,797

0,440

81%

301116

NORG (NAM – UGS)

0,797

0,456

75%

301118

ALKMAAR (TAQA – PGI)

0,797

0,724

10%

301120

ALKMAAR (TAQA)

1,993

1,207

65%

301129

PG HOLESTEEN (ENDURIS)

1,993

2,477

– 20%

301144

SLUISKIL (YARA BV-G-GAS)

1,993

2,461

– 19%

301148

GELEEN (UTILITY SUPPORT GROUP BV H_GAS)

1,993

2,423

– 18%

301152

MAASVLAKTE (LYONDELL BAYER MANUF. VOF)

1,993

1,840

8%

301153

MAASVLAKTE (UNIPER BENELUX NV UMCL)

1,993

1,832

9%

301159

BOEKELO (GROLSCH BIERBROUWERIJ BV)

1,993

1,375

45%

301164

AMSTERDAM (STARBUCKS MANUF. EMEA BV)

1,993

1,403

42%

301177

HOOGEVEEN BUITENVAART (DOC KAAS B.V.)

1,993

0,983

103%

301178

BOTLEK (RIJNMOND POWER HOLDING BV)

1,993

1,817

10%

301180

BEMMEL (LINGEZEGEN ENERGY B.V.)

1,993

1,433

39%

301182

DE STEEG (FACILITY SERVICES HAVELAND BV)

1,993

1,387

44%

301185

OUDE STATENZIJL RENATO (OGE)

0,797

0,467

71%

301193

SCHIEDAM (STEDIN)

1,993

1,751

14%

301194

PG HOUTEN (STEDIN)

1,993

1,513

32%

301195

PG HOOGLAND (STEDIN)

1,993

1,368

46%

301196

PG VEENENDAAL (STEDIN)

1,993

1,478

35%

301198

ENSCHEDE (INNOGY-UGS EPE)

0,797

0,890

– 10%

301199

BORCULO (FRIESLANDCAMPINA DOMO)

1,993

1,407

42%

301203

PG HELDEN (ENEXIS)

1,993

2,040

– 2%

301206

PG HOOGEVEEN (RENDO)

1,993

1,026

94%

301207

PG ECHTEN (RENDO)

1,993

1,063

88%

301220

PG ALMELO (COGAS)

1,993

1,312

52%

301222

NG DEN HAAG (STEDIN)

1,993

1,693

18%

301230

PG BERGEN OP ZOOM (ENEXIS)

1,993

2,491

– 20%

301232

PG BREDA (ENEXIS)

1,993

2,181

– 9%

301233

PG DONGEN (ENEXIS)

1,993

2,013

– 1%

301234

PG ETTEN-LEUR (ENEXIS)

1,993

2,234

– 11%

301235

PG GILZE (ENEXIS)

1,993

2,066

– 4%

301238

PG VLIJMEN (ENEXIS)

1,993

1,901

5%

301239

PG ARCEN (ENEXIS)

1,993

2,061

– 3%

301240

PG GELEEN (ENEXIS)

1,993

2,556

– 22%

301241

PG HEERLEN (ENEXIS)

1,993

2,554

– 22%

301242

PG HERKENBOSCH (ENEXIS)

1,993

2,313

– 14%

301243

PG KERKRADE (ENEXIS)

1,993

2,582

– 23%

301244

PG ROERMOND (ENEXIS)

1,993

2,252

– 11%

301245

PG VENLO (ENEXIS)

1,993

2,204

– 10%

301246

PG ASSEN (ENEXIS)

1,993

0,877

127%

301248

PG GRONINGEN STAD (ENEXIS)

1,993

0,792

152%

301249

PG HENGELO (ENEXIS)

1,993

1,341

49%

301250

PG MIDWOLDA (ENEXIS)

1,993

0,778

156%

301251

PG OMMEN (ENEXIS)

1,993

1,082

84%

301252

PG RAALTE (ENEXIS)

1,993

1,217

64%

301253

PG WINSCHOTEN (ENEXIS)

1,993

0,790

152%

301254

PG ZWOLLE (ENEXIS)

1,993

1,123

77%

301257

PG AMSTERDAM (LIANDER)

1,993

1,457

37%

301259

PG ARNHEM (LIANDER)

1,993

1,473

35%

301263

PG DRUTEN (LIANDER)

1,993

1,580

26%

301264

PG EEFDE (LIANDER)

1,993

1,282

55%

301265

PG ELST (LIANDER)

1,993

1,495

33%

301271

PG NIJMEGEN (LIANDER)

1,993

1,579

26%

301273

PG WEZEP (LIANDER)

1,993

1,158

72%

301275

PG ZEVENAAR (LIANDER)

1,993

1,422

40%

301304

MAASVLAKTE (IOI LODERS CROKLAAN OILS BV)

1,993

1,858

7%

301305

BLEISWIJK (TUINBOUWCOMBINATIE)

1,993

1,676

19%

301306

PERNIS (AIR LIQUIDE PERGEN)

1,993

1,831

9%

301309

ENSCHEDE (NUON-UGS EPE)

0,797

0,889

– 10%

301312

ZANDVLIET (WINGAS-H)

1,993

2,218

– 10%

301313

SPIJK GLD. (WELLMAN RECYCLING)

1,993

1,471

36%

301319

DELFZIJL (EVONIK PEROXIDE NL BV)

1,993

0,851

134%

301320

ZUIDWENDING (UGS)

0,797

0,442

80%

301321

ROTTERDAM (ABENGOA BIOENERGY NL BV)

1,993

1,920

4%

301323

PG GROENLO (LIANDER)

1,993

1,454

37%

301324

PG DOETINCHEM (LIANDER)

1,993

1,417

41%

301325

PG ALPHEN A/D RIJN (LIANDER)

1,993

1,609

24%

301327

PG OOSTBETUWE (LIANDER)

1,993

1,441

38%

301328

PG HOORN (LIANDER)

1,993

1,178

69%

301331

DELFZIJL (BIOMETHANOL CHEMIE NL BV)

1,993

0,852

134%

301337

LELYSTAD (GDF SUEZ ENERGIE NL NV-MAXIMA)

1,993

1,321

51%

301338

BOTLEK DISTRIPARK (WESTLAND)

1,993

1,867

7%

301343

ROTTERDAM (EUROMAX TERMINAL)

1,993

1,866

7%

301344

ROTTERDAM (ENECOGEN VOF)

1,993

1,819

10%

301348

BERGERMEER (TAQA-UGS)

0,797

0,722

11%

301354

NIEUW HINKELOORD (DELTA-ZBL)

1,993

2,213

– 10%

301355

WIERINGERMEER (ENRGIE COMB. W'MEER-RNB)

1,993

1,057

89%

301356

RIJNMOND (MAASSTROOM ENERGIE CV)

1,993

1,817

10%

301360

OUDE STATENZIJL (ETZEL-EKB-H)

0,797

0,467

71%

301361

OUDE STATENZIJL (EWE-H)

0,797

0,467

71%

301364

DEN HAAG (HTM)

1,993

1,745

14%

301365

EUROPOORT NECKARWEG (VOPAK TERMINAL BV)

1,993

1,898

5%

301366

BOTLEK (HUNTSMAN HOLLAND BV)

1,993

1,859

7%

301369

SCHOONEBEEK (NAM)

1,993

1,493

34%

301374

BOTLEK (VOPAK TERMINAL BV)

1,993

1,855

7%

301377

ROZENBURG (AIR LIQUIDE-HERACLES)

1,993

1,847

8%

301385

NG WADDINXVEEN (STEDIN)

1,993

1,632

22%

301389

MAASBREE (WAYLAND NOVA BV)

1,993

2,007

– 1%

301390

MAASVLAKTE (NESTE OIL NETHERLANDS BV)

1,993

1,856

7%

301391

OUDE STATENZIJL (ASTORA JEMGUM)

0,797

0,467

71%

301395

BERGEN OP ZOOM (PHILLIP MORRIS HOLLAND)

1,993

2,527

– 21%

301396

EEMSHAVEN (NUON MAGNUMCENTRALE)

1,993

0,912

119%

301397

ENSCHEDE (ENECO-UGS EPE)

0,797

0,878

– 9%

301400

OUDE STATENZIJL (ETZEL-CRYSTAL-H)

0,797

0,467

71%

301401

OUDE STATENZIJL (ETZEL-FREYA-H)

0,797

0,467

71%

301420

NIEUW VENNEP (LIANDER)

1,993

1,479

35%

301427

ROTTERDAM-AIR PRODUCTS NL BV

1,993

1,817

10%

301429

DIEMEN (NUON POWER GENERATION BV)

1,993

1,619

23%

301431

STEENDEREN (AVIKO BV)

1,993

1,310

52%

301432

NG BRIELLE (STEDIN)

1,993

1,945

2%

301433

NG HEEMSTEDE (STEDIN)

1,993

1,448

38%

301434

NG GOUDA (STEDIN)

1,993

1,664

20%

301435

NG HOEKSE WAARD (STEDIN)

1,993

1,905

5%

301436

NG KRIMPEN (STEDIN)

1,993

1,719

16%

301437

NG LEERDAM (STEDIN)

1,993

1,727

15%

301438

NG NOORD-OOST FRIESLAND (STEDIN)

1,993

0,872

128%

301439

NG HILVERSUM (LIANDER)

1,993

1,435

39%

301441

PERNIS (WILMAR)

1,993

1,792

11%

301442

PERNIS (RECYCLING KOMBINATIE REKO BV)

1,993

1,792

11%

301443

PERNIS (KOOLE)

1,993

1,792

11%

301445

DINTELOORD (TUINBOUW DINTELOORD)

1,993

2,574

– 23%

301446

MARKNESSE (TUINBOUW LUTTELGEEST)

1,993

1,133

76%

301451

OOSTERBIERUM (LAMB WESTON)

1,993

1,012

97%

301453

OUDE STATENZIJL (EWE JEMGUM)

0,797

0,467

71%

301455

SLOE (ENDURIS)

1,993

2,837

– 30%

301461

MAASVLAKTE (PEAKSHAVER PRODUCTIE)

1,993

1,846

8%

301470

BOTLEK (AIR PRODUCTS NL BV)

1,993

1,857

7%

301471

NG FLEVOLAND (LIANDER)

1,993

1,384

44%

301472

NG LEIDEN-KATWIJK (LIANDER)

1,993

1,576

26%

301473

NG APELDOORN (LIANDER)

1,993

1,384

44%

301474

NG SAAKSUM (ENEXIS)

1,993

0,862

131%

301475

NG FRIESLAND ZUID-WEST (LIANDER)

1,993

0,917

117%

301476

NG VOLLENHOVE (ENEXIS)

1,993

1,119

78%

301477

NG NOORDOOSTPOLDER (LIANDER)

1,993

1,144

74%

301478

NG LEEUWARDEN (LIANDER)

1,993

0,911

119%

301479

NG HINDELOOPEN (LIANDER)

1,993

0,955

109%

301480

NG OOSTEREND (LIANDER)

1,993

1,196

67%

301481

NG FRIESLAND ZUID-OOST (LIANDER)

1,993

0,844

136%

301482

NG FRIESLAND NOORD-WEST (LIANDER)

1,993

0,974

105%

301483

NG FRIESLAND MIDDEN (LIANDER)

1,993

0,878

127%

301484

NG WESTSTELLINGWERF (LIANDER)

1,993

0,971

105%

301485

NG VLIELAND (LIANDER)

1,993

1,360

47%

301486

PERNIS (WESTLAND)

1,993

1,838

8%

301487

EUROPOORT (WESTLAND)

1,993

1,922

4%

301489

FRANKRIJKWEG (ENDURIS)

1,993

2,791

– 29%

301496

NG EINDHOVEN (ENEXIS)

1,993

1,994

0%

301497

NG DEN BOSCH (ENEXIS)

1,993

1,795

11%

301498

NG TILBURG (ENEXIS)

1,993

2,004

– 1%

301499

MAASHEES (ENEXIS)

1,993

1,989

0%

301500

OEFFELT (ENEXIS)

1,993

1,781

12%

301501

LANDHORST (ENEXIS)

1,993

1,738

15%

301502

MILL (ENEXIS)

1,993

1,802

11%

301503

CUYK (ENEXIS)

1,993

1,731

15%

301504

GRAVE (ENEXIS)

1,993

1,665

20%

301505

SCHIJNDEL (ENEXIS)

1,993

1,944

3%

301506

BEEK EN DONK WEST (ENEXIS)

1,993

1,890

5%

301507

AARLE-RIXTEL (ENEXIS)

1,993

1,895

5%

301508

NG DEURNE (ENEXIS)

1,993

1,997

0%

301509

NG BOXMEER (ENEXIS)

1,993

1,811

10%

301510

NG UDEN-ZEELAND (ENEXIS)

1,993

1,678

19%

301512

NG HELMOND-MILHEEZE-MIERLO (ENEXIS)

1,993

1,968

1%

301513

NG ALKMAAR-DEN HELDER (LIANDER)

1,993

1,259

58%

301514

NG RIJSSENHOUT-BADHOEVEDORP (LIANDER)

1,993

1,452

37%

301515

NG WAARDENBURG-GELDERMALSEN (LIANDER)

1,993

1,667

20%

301521

PG WEERT (ENEXIS)

1,993

2,128

– 6%

301522

PG WEERT TRANCHEEWEG(ENEXIS)

1,993

2,159

– 8%

301523

SCHIPHOL WEST (SCHIPHOL GROUP)

1,993

1,489

34%

B9. Representatie van het netwerk

C. Reactie op zienswijzen

C1. Inleiding en leeswijzer

  • 109. In dit deel van de toelichting reageert de ACM op de ontvangen zienswijzen.

  • 110. De ACM wijst erop dat zij op basis van artikel 3:15, tweede lid, Awb een ieder in de gelegenheid heeft gesteld hun zienswijzen op het ontwerp kenbaar te maken. Naar aanleiding van de overeenkomst d.d. 10 december 2018 heeft een aantal partijen op 10 december 2018 hun zienswijzen op het NC-TAR besluit ingetrokken.13 OMV heeft op 10 december 2018 haar zienswijze gedeeltelijk ingetrokken. Zij trekt al haar zienswijzen in, behalve de zienswijzen over WQA en kwaliteitsconversie.

  • 111. De volgende partijen mondelinge of schriftelijke zienswijzen ontvangen hebben hun zienswijze niet ingetrokken:

    Partij

    Schriftelijke zienswijze

    Mondelinge zienswijze

    Centrica Energy Ltd. (Centrica)

    x

     

    ENGIE Ltd. (ENGIE)

    x

    x

    GasTerra B.V. (GasTerra)

    x

     

    GATE terminal B.V. (GATE)

    x

     

    Gunvor international B.V (Gunvor)

    x

     

    OMV Marketing en trading GmbH (OMV)

    x

     

    Shell Energy Europe Ltd. (Shell)

    x

     

    GAZPROM LLC (Gazprom LLC)

    x

     
  • 112. De ACM zal per indiener op de zienswijzen reageren.

C2. Shell

Samenvatting:

  • 113. Shell ondersteunt het feit dat de ACM ervoor gekozen heeft om zowel voor binnenlandse punten als voor interconnectiepunten hetzelfde systeem van multiplicatoren, seizoensfactoren en afschakelbare capaciteit toe te passen. Ook steunt Shell de keuze voor een postzegelmethodologie.

  • 114. Shell is van mening dat de entry- en exitverdeling van 50/50 geen recht doet aan de kostenreflectiviteit noch voorkomt het kruissubsidiëring tussen verschillende typen gebruikers. Op basis van een analyse van GTS, die kijkt naar de kosten voor exitcapaciteit en de kosten voor entrycapaciteit, zou een verdeling van 35/65 veel geschikter zijn. Een verdeling van 50/50 leidt tot hogere kosten voor de Nederlandse transitshippers, en dit vermindert de liquiditeit op de TTF. Hiervan ondervindt uiteindelijk de Nederlandse consument alleen maar schade.

  • 115. Ten tweede vindt Shell de multiplicator voor dagcapaciteit en within-day-capaciteit te hoog. Shell vindt een multiplicator van 1 geschikter voor deze kortetermijnproducten. Een multiplicator van meer dan 1 heeft een te groot neerwaarts effect heeft op de volumes. In Duitsland vindt Shell een multiplicator van 1,4 de juiste balans geven. Een multiplicator van 2,5 staat hier ver vanaf. Als capaciteit niet schaars is, is het niet nodig om de lange termijn investeringen te stimuleren. Daarnaast noemt Shell dat het gebruik van fast-cycle gasopslagen afneemt door de Groningen reductie. Hierdoor nemen de korte termijn handelsmogelijkheden af. Een dag- en within-day-multiplicator van 2,5 versterkt dit. Bovendien voorkomt een multiplicator van 1 volgens Shell kruissubsidiëring, omdat alle netgebruikers hetzelfde betalen op een specifiek punt. Tot slot vergroten de voorgestelde multiplicatoren de complexiteit bij het berekenen van de tarieven, aldus Shell.

  • 116. Tot slot is Shell van mening dat er een ex-ante korting moet zijn voor afschakelbare capaciteit. Bij een ex post korting kunnen marktpartijen de economische waarde van het afschakelbare product niet goed bepalen.

Reactie:

  • 117. In het definitieve besluit heeft de ACM besloten tot een entry- en exitverdeling van 40/60. De ACM neemt aan dat ze hiermee grotendeels tegemoet komt aan de zienswijze van Shell. De ACM ziet in de zienswijze van Shell geen aanleiding om te besluiten tot een andere entry- en exitverdeling dan 40/60.

  • 118. De ACM heeft in het definitieve besluit besloten tot het verlagen van de multiplicatoren van dag- en within-day-capaciteitsproducten van 2,5 naar 1,75. De multiplicator voor dagcapaciteit en within-day-capaciteitsproducten is hiermee dus aanzienlijk verlaagd. Naar de ACM aanneemt komt de ACM hiermee dan ook in belangrijke mate tegemoet aan de zienswijze van Shell. Een verlaging naar 1 gaat de ACM te ver. De ACM blijft van mening een multiplicator van 1 niet redelijk is, omdat hiermee een grote mate van kruissubsidiëring wordt veroorzaakt en hiermee wordt ingeboet op kostenreflectiviteit.

  • 119. Wat betreft de zienswijze van Shell dat er een ex ante korting moet worden bepaald voor afschakelbare capaciteit, het volgende. De ACM heeft inderdaad besloten om, in afwijking van het ontwerp-besluit, een ex ante korting te bepalen. De ACM heeft deze bepaald op 0,01%. De hoogte van deze korting is tot stand gekomen op basis van de formules weergegeven in artikel 16 van de NC-TAR. De formules zijn ingevuld op basis van aannames die gelden voor de huidige Nederlandse situatie, waarin er een zeer lage daadwerkelijke afschakelkans is. Dit betekent concreet dat de ACM de A-factor gelijkstelt aan 1 en de afschakelkans (de pro) wordt berekend op basis van de aanname dat er maximaal één afschakeling per jaar met de maximale duur van 1 uur plaatsvindt. De ACM neemt aan dat zij hiermee tegemoet komt aan de zienswijze van Shell.

Conclusie:

  • 120. Het definitieve besluit is op alle punten die Shell heeft aangedragen in haar zienswijze gewijzigd.

C3. Centrica

Samenvatting:

  • 121. Centrica geeft in haar zienswijze aan dat ze de multiplicatoren onnodig hoog zijn. De voorgestelde dag- en within-day-multiplicatoren zijn aan de bovenkant van de bandbreedte opgenomen in NC-TAR. Onnodig hoge kosten voor kortetermijncapaciteit maken het voor shippers duurder om te reageren om korte termijnontwikkelingen; het vermindert de korte termijn optimalisatiemogelijkheden; en leiden tot hogere balanceringskosten.

  • 122. Centrica is van mening dat GTS de dienst shorthaul moet blijven aanbieden. Volgens Centrica was er in de afgelopen jaren minder vraag naar shorthaul vanwege de manier waarop het product werd aangeboden door GTS. Als GTS dit product op een transparantere wijze en met een eerlijke methodologie zou aanbieden zal de vraag naar shorthaul vanzelf weer toenemen.

  • 123. Centrica vindt een ex ante korting geschikter. Volgens Centrica wordt een product eerder geboekt wanneer er meer zekerheid over de prijs is. Dit betekent dat de netbeheerder meer inkomsten van dit product krijgt.

  • 124. Centrica stelt dat het ontwerpcodewijzigingsbesluit ten onrechte geen regels bevat over de verrekening van een overschot of tekort aan inkomsten als bedoeld in artikelen 18 tot en met 20 van NC-TAR. Centrica stelt dat dergelijke regels in detail beschreven moeten worden.

  • 125. Volgens Centrica is er sprake van inconsistentie tussen het ontwerp codewijzigingsbesluit ter uitvoering van NC-TAR en het recente codewijzigingsbesluit14 van de ACM waarin de berekening van de tarieven voor virtuele interconnectiepunten15 (hierna: VIP’s) is vastgelegd (hierna: besluit VIP-tarieven). Centrica wijst erop dat de ACM in laatstgenoemd besluit heeft besloten dat voor VIP’s de tarieven gebaseerd zijn op het gewogen gemiddelde van gerealiseerde volumes van het meest recente jaar voor alle fysieke grenspunten die het VIP vormen. Het ontwerp codewijzigingsbesluit ter implementatie van NC-TAR gaat echter uit van een postzegeltarief waarbij alle tarieven hetzelfde zijn voor elk entry- en exitpunt, inclusief VIP’s. Centrica veronderstelt dat de ACM het NC-TAR besluit op dit punt aanpast om zeker te stellen dat VIP-tarieven zijn gebaseerd op fysieke stromen, of een combinatie waarbij voor de bestaande IP-contracten wordt aangesloten bij het bepaalde in het besluit berekening VIP-tarieven en voor VIP-contracten bij de recente fysieke stromen.

Reactie:

  • 126. Ten aanzien van de zienswijze van Centrica over de multiplicatoren het volgende. Zoals de ACM heeft aangegeven in haar reactie op de zienswijze van Shell (zie C2) heeft de ACM besloten de dag- en de within-daymultiplicatoren te verlagen van 2,5 naar 1,75. De ACM neemt aan dat zij hiermee tegemoet komt aan de zienswijze van Centrica.

  • 127. Wat betreft het vervallen van de dienst shorthaul het volgende. De dienst shorthaul betreft een “bundel” van entry- en exitcapaciteit op een entry en exitpunt met een afstand van minder dan 50 kilometer tussen het entry- en exitpunt. Het tarief wordt gebaseerd op de kosten die een netgebruiker zou maken als hij in plaats van bij GTS capaciteit te contracteren zelf een leiding zou aanleggen tussen het entry- en exitpunt. Dat verschilt van geval tot geval en kan niet voorafgaand in een besluit worden vastgesteld. GTS bepaalt daarom op het moment van een aanvraag wat het tarief moet zijn. Dat is een maatwerktarief. Het maatwerktarief is lager dan de respectievelijke tarieven van het entry- en exitpunt bij elkaar opgeteld. In feite dus een korting, op maat, op het entry- en exittarief in kwestie. Dit tarief wordt dus niet voorafgaande aan de tariefperiode bepaald en door de ACM bekendgemaakt. Uit artikel 30 van NC-TAR volgt echter dat de ACM voorafgaand aan de tariefperiode de toepasselijke tarieven bekend dient te maken. Dit laat geen ruimte voor een maatwerktarief. De dienst shorthaul in zijn huidige vorm (dus met een ex post maatwerktarief) kan vanwege NC-TAR niet langer worden aangeboden. Dit, in combinatie met het gegeven dat er geen belangstelling voor deze dienst bleek te zijn, heeft de ACM ertoe gebracht de Transportcode te wijzigen door deze dienst daarin niet langer op te nemen. Dat nu blijkt dat er wel vraag is naar shorthaul doet niet af aan het feit dat NC-TAR eraan in de weg staat om een maatwerktarief op te nemen.

  • 128. Ten aanzien van de zienswijze over de korting voor afschakelbare capaciteit het volgende. Zoals de ACM in haar reactie op de zienswijze van Shell (zie C2) al heeft aangegeven heeft zij besloten tot een ex ante korting voor afschakelbare capaciteit van 0,01%. De ACM neemt aan dat dit tegemoet komt aan de zienswijze van Centrica

  • 129. Centrica geeft verder nog aan dat dat het ontwerpcodewijzigingsbesluit ten onrechte geen regels bevat over de verrekening van een overschot of tekort aan inkomsten als bedoeld in artikelen 18 tot en met 20 van NC-TAR. De regels over de verrekening van een tekort of een overschot aan inkomsten zijn opgenomen in hoofdstuk 10 van het methodebesluit 2017-2021 GTS16. De reden hiervan is dat deze verrekening van invloed is op de hoogte van de toegestane inkomsten van een bepaald jaar. De hoogte van de verrekening en de daarbij behorende uitleg zijn terug te vinden in het informatiedocument over de tarieven, die de ACM naar aanleiding van artikel 30 van de NC-TAR publiceert. Dit document is ook beschikbaar in het Engels.17

  • 130. Tot slot, ten aanzien van de VIP-tarieven het volgende. De VIP-tarifering wordt geregeld in artikel 22 van NC-TAR. In deze bepaling worden twee “benaderingen” voor de berekening van de reserveringsprijzen voor VIP’s voorgesteld. De eerste is een reserveringsprijs die wordt berekend aan de hand van een referentieprijs die is bepaald op grond van een RPM die rekening houdt met de vastgestelde VIP(‘s). De andere benaderingswijze is dat de reserveringsprijs gelijk is aan een gewogen gemiddelde van de reserveringsprijzen van de interconnectiepunten. Deze laatste benadering mag worden gevolgd als de toegepaste RPM het niet mogelijk maakt rekening te houden met VIP’s. Vanaf 1 november 2018 geldt de verplichting tot oprichting van VIP’s. Voor de tarieven die gelden in 2018 en 2019 geldt echter nog geen RPM die het mogelijk maakt rekening te houden met VIP’s. Voor deze situatie heeft de ACM het door Centrica aangehaalde besluit VIP-tarieven genomen. In tegenstelling tot wat Centrica lijkt te veronderstellen, zijn het besluit VIP-tarieven en het NC-TAR besluit niet gelijktijdig van toepassing. Zodra het NC-TAR besluit geldt, komt de huidige bepaling met betrekking tot VIP-tarifering te vervallen. Dit betekent dat op de tarieven die gelden vanaf 1 januari 2020 enkel nog het NC-TAR besluit van toepassing is. Het NC-TAR besluit introduceert de postzegelmethode, een RPM die rekening houdt met de VIP’s. Ingevolge de postzegelmethode zal hetzelfde tarief gelden op VIP’s als op de andere respectievelijke entry- exitpunten. Het besluit VIP-tarieven geldt dus alleen gedurende de overgangsperiode waarin er mogelijk al wel VIP’s zijn, maar nog geen RPM geldt die rekening houdt met de VIP’s.

C4. Gazprom export LLC

Samenvatting:.

  • 131. Gazprom export LLC (verder: Gazprom) geeft in haar zienswijze aan dat een entry- exitverdeling van 50/50 volgens haar niet kostenreflectief is omdat er een significant verschil is tussen enerzijds het aantal entry- en exitpunten van het HTL-netwerk en anderzijds het aantal entry- en exitpunten van het RTL-netwerk. De voorgestelde verdeling van 50/50 leidt volgens Gazprom tot een stijging van het entrytarief van 87%. Dat kan de Nederlandse markt minder aantrekkelijk maken voor Europese marktpartijen wat betreft korte termijnhandel en arbitrage, aldus Gazprom. Gazprom stelt een verdeling van 30/70 voor, omdat deze verdeling meer marktgericht is en ook acceptabel voor alle partijen. In geval de ACM de 50/50-verdeling handhaaft, zal dat tot gevolg hebben dat shippers te maken krijgen met een significante stijging van de entry-tarieven in combinatie met de onmogelijkheid om lange termijncontracten te ontbinden. Dit is volgens Gazprom niet in lijn met het beleid van non-discriminatie en eerlijke behandeling van marktpartijen.

Reactie:

  • 132. In het definitieve besluit heeft de ACM besloten tot een entry- en exitverdeling van 40/60. De ACM neemt aan dat ze hiermee in aanzienlijke mate tegemoet komt aan de zienswijze van Gazprom. De ACM ziet in de zienswijze van Gazprom geen aanleiding om te besluiten tot een andere entry- en exitverdeling dan 40/60. Deze verdeling is acceptabel voor veel marktpartijen. In dit verband wijst de ACM op de sector overeenkomst van 10 december 2018, waarbij de entry- exitverdeling van 40/60 één van de punten is waarover overeenstemming is bereikt met een groot aantal marktpartijen. In de omstandigheid dat een aantal partijen capaciteitscontracten voor de lange termijn zijn overeengekomen, ziet de ACM geen omstandigheid waarin zij aanleiding zou moeten zien om tot een andere entry- en exitverdeling te besluiten.

C5. GATE

Samenvatting:

  • 133. GATE geeft in haar zienswijze aan dat de ACM onvoldoende onderbouwt waarom zij een entry-exitverdeling van 50/50 kiest in plaats van de door GTS voorgestelde entry-exitverdeling. Een entry-exitverdeling van 0/100 zou gunstig zijn voor het aantrekken van LNG, hetgeen goed is voor de leveringszekerheid. Daarnaast trekt een 0/100 verdeling gas aan, wat leidt tot meer handel op TTF en lagere groothandelstarieven, wat leidt tot lagere transporttarieven volgens GATE. Een verdeling van 50/50 zou juist averechtse effecten hebben.

  • 134. Daarnaast pleit GATE in haar zienswijze voor een korting op de entrytarieven voor LNG-terminals. GATE voegt hieraan toe dat pas wanneer de leveringszekerheid in het geding komt, het duidelijk wordt dat er een probleem is met de leveringszekerheid.

Reactie:

  • 135. In het definitieve besluit heeft de ACM besloten tot een entry- en exitverdeling van 40/60. Deze verdeling is tot stand gekomen met overeenstemming van representatieve organisaties. De ACM ziet in de zienswijze van GATE geen aanleiding om te besluiten tot een andere entry- en exitverdeling dan 40/60.

  • 136. Ten aanzien van de LNG-korting overweegt de ACM het volgende. Artikel 9, tweede lid, van NC-TAR, schrijft voor (onderstreping door de ACM):

    Op entrypunten van LNG-faciliteiten, en entrypunten van en exitpunten naar infrastructuur die is ontwikkeld met het doel een einde te maken aan het isolement van lidstaten op het gebied van hun gastransmissiesystemen, mag een korting worden toegepast op de respectieve op capaciteit gebaseerde transmissietarieven teneinde de voorzieningszekerheid te verhogen

  • 137. Volgens de ACM biedt dit artikel ruimte om een korting toe te passen op de referentieprijzen die van toepassing zijn op entrypunten van LNG-terminals. De ACM kán een korting toepassen met als doel de voorzieningszekerheid te verhogen. In het ontwerp codewijzigingsbesluit heeft de ACM overwogen dat op dit moment, en naar verwachting ook op de korte termijn, de voorzieningszekerheid geen aanleiding geeft voor een korting op entrypunten naar LNG-terminals. De zienswijze van GATE geeft geen aanleiding om dit standpunt aan te passen.

Conclusie:

  • 138. De zienswijze van GATE heeft niet geleid tot een aanpassing van het codewijzigingsbesluit ten opzichte van het ontwerpbesluit.

C6. Gunvor

Samenvatting:

  • 139. Gunvor is tegen het afschaffen van shorthaul. Gunvor geeft aan dat er wel vraag is in de markt voor shorthaul. Het shorthaulproduct werd volgens Gunvor niet geboekt, omdat GTS geen duidelijkheid gaf over het tarief en een partij het product voor minimaal drie jaar moest afnemen. Gunvor vraagt om verbetering van het shorthaulproduct.

Reactie

  • 140. Voor een inhoudelijke reactie op de vraag om de dienst shorthaul opnieuw te introduceren verwijst de ACM naar beantwoording van de zienswijze van Centrica in onderdeel C3.

  • 141. De zienswijze van Gunvor heeft niet geleid tot een aanpassing van het codewijzigingsbesluit ten opzichte van het ontwerpbesluit.

C7. GasTerra

Samenvatting:

  • 142. GasTerra merkt in haar zienswijze in het algemeen op dat er volgens haar sprake is van zeer ingrijpende veranderingen naar aanleiding van NC TAR. Daarom is GasTerra van mening dat netgebruikers de gelegenheid zouden moeten krijgen om bestaande boekingen ten minste eenmalig aan te passen aan de nieuwe situatie. Als dat niet kan zijn de boekingen een minder goede afspiegeling van de daadwerkelijke behoefte aan capaciteit binnen het GTS-netwerk. Voorts maakt GasTerra een aantal opmerkingen op concrete punten.

  • 143. GasTerra vraagt zich verder af of een 50/50 entry- en exitverdeling de juiste keuze is voor het Nederlandse netwerk. Sinds lange tijd is in Nederland sprake van een 35/65 entry- en exitverdeling (of 40/60, afhankelijk van de manier van berekening) en deze is nooit ter discussie gesteld. Uit het feit dat de counterfactual (artikel 8 van NC TAR) een 50/50- verdeling heeft, is niet af te leiden dat dit een verplichte verdeling is. GasTerra is van mening dat de ACM onvoldoende heeft onderbouwd waarom een verandering nodig of gerechtvaardigd is.

  • 144. Wat betreft de postzegelmethode erkent GasTerra het belang van reproduceerbaarheid en transparantie van de tarieven. GasTerra kan zich vinden in de postzegelmethode.

  • 145. GasTerra steunt het voorstel om alle diensten aan te merken als transmissiediensten. GasTerra onderstreept hierbij het belang om de opbouw van de bijbehorende kosten te blijven specificeren bij het vaststellen van de tarieven.

  • 146. Voorts stelt GasTerra in haar zienswijze dat de gekozen combinatie voor multiplicatoren en seizoensfactoren betekent dat dag- en within day boekingen minder aantrekkelijk worden ten opzichte van maand, kwartaal en jaarboekingen. GasTerra kan zich vinden in de voorgestelde benadering.

  • 147. GasTerra geeft aan de korting voor gasopslagen van 50% te steunen en geen aanleiding te zien voor een korting voor LNG-faciliteiten.

  • 148. Wat betreft afschakelbare capaciteit geeft GasTerra aan een ex-antekorting voor afschakelbare capaciteit geschikter te vinden dan een ex-postkorting. Dit in het licht van streven naar transparantie, duidelijkheid en zekerheid voor betrokken marktpartijen. GasTerra mist een overtuigende onderbouwing voor een overstap van ex-ante naar ex-postkorting.

  • 149. GasTerra vindt het daarnaast tegenstrijdig aan de steeds sneller veranderende marktsituatie dat de ACM ervoor kiest het bestaande verleggingsrecht aanzienlijk te beperken. In het licht van de grote wijzigingen in het tarievenstelsel zou het logischer zijn om bestaande boekingen makkelijker te kunnen verplaatsen naar een ander netwerkpunt zodat beschikbare capaciteit veel efficiënter kan worden benut.

  • 150. GasTerra stelt tot slot dat het interconnectiepunt Julianadorp nog steeds feitelijk wordt gebruikt en er dus feitelijk sprake is van een 0-tarief op een exit interconnectiepunt. Naar de mening van GasTerra is dat onterecht. GasTerra vindt dat NC TAR op dit punt onverminderd van toepassing zou moeten zijn.

Reactie:

  • 151. Wat betreft de bestaande boekingen begrijpt de ACM de zienswijze van GasTerra als volgt. Door GasTerra is entry- en exitcapaciteit geboekt voor de (zeer) lange termijn. Partijen zijn dit indertijd met GTS overeengekomen, waarbij de investeringsbeslissing van GTS aangaande het bouwen van extra transportcapaciteit afhankelijk werd gemaakt van de commitment van partijen voor de lange termijn. Er is al eerder bij de ACM aandacht gevraagd voor het feit dat een groot deel van die – voor de lange termijn geboekte – capaciteit niet wordt benut. Hetgeen volgens die partijen betekent dat zij wel kosten hebben vanwege die capaciteit, maar geen opbrengsten en dus per saldo verlies maken. Voor zover GasTerra vraagt om in het besluit op te nemen dat partijen de bestaande boekingen ten minste eenmalig kunnen aanpassen aan de nieuwe situatie, wijst de ACM erop dat zij in het kader van dit besluit, dat is gericht op de implementatie van een (Europees) geharmoniseerde tariefstructuur volgens de (mede) in NC-TAR bepaalde procedures, geen grondslag ziet voor het opnemen van de gevraagde bepaling in dit besluit.

  • 152. In het definitieve besluit heeft de ACM besloten tot een entry- en exitverdeling van 40/60. De ACM neemt aan dat ze hiermee in aanzienlijke mate tegemoet komt aan de zienswijze van GasTerra. De ACM ziet in de zienswijze van GasTerra geen aanleiding om te besluiten tot een andere entry- en exitverdeling dan 40/60.

  • 153. Ten aanzien van de zienswijze van GasTerra over de combinatie voor multiplicatoren en seizoensproducten het volgende. Zoals de ACM heeft aangegeven in haar reactie op de zienswijze van Shell (zie C2) heeft de ACM besloten de dag- en de within-daymultiplicatoren te verlagen van 2,5 naar 1,75. Deze aanpassing betekent dat dag- en within day boekingen aantrekkelijker blijven ten opzichte van maand, kwartaal en jaarboekingen. Dit is niet geheel in lijn met de zienswijzen van GasTerra. De ACM ziet in de zienswijze van GasTerra echter geen overtuigende argumenten om deze aanpassing niet te doen.

  • 154. Evenals GasTerra ziet de ACM geen aanleiding voor een korting voor LNG-faciliteiten. Wat betreft de korting op gasopslagen heeft de ACM in het definitieve besluit besloten tot een gasopslagkorting van 60%, waar in het ontwerpbesluit is uitgegaan van 50%. De ACM ziet in de zienswijze van GasTerra geen aanleiding om tot een andere gasopslagkorting te besluiten.

  • 155. Wat betreft het toepassen van de postzegelmethode en het voorstel om alle diensten aan te merken als transmissiediensten, merkt de ACM op dat uit de zienswijze van GasTerra blijkt dat zij het eens is met het ontwerpbesluit op dit punt.

  • 156. Wat betreft de zienswijze dat een ex-antekorting geschikter is dan een ex-postkorting, het volgende. Zoals de ACM heeft aangegeven in haar reactie op de zienswijze van Shell (zie C2) heeft de ACM in het definitieve besluit besloten om, in afwijking van het ontwerpbesluit, een ex-antekorting te bepalen. Voor een inhoudelijke toelichting op dit punt verwijst de ACM naar de reactie op de zienswijze van Shell (C2).

  • 157. Ten aanzien van het verleggingsrecht merkt de ACM het volgende op. De dienst verlegging is bedoeld om in een enkel geval, als er een duidelijke en concrete aanleiding is, de capaciteit van het ene punt te verleggen naar een ander punt. Dus als een uitzondering op de regel, en niet bedoeld om als regulier instrument in te zetten voor meer flexibiliteit. Een beperkt gebruik van deze dienst moet volgens de ACM het uitgangspunt zijn. Bij een onbeperkt gebruik van verlegging wordt namelijk afbreuk gedaan aan de werking van het entry-exitsysteem. Een van de belangrijkste kenmerken van dit systeem is dat netgebruikers toegang krijgen tot het netwerk door capaciteit te contracteren op entry- en exitpunten. Netgebruikers verkrijgen daarmee het recht om op een specifiek punt in het systeem gas in te voeden of te onttrekken. Onbeperkt gebruik van de dienst verlegging maakt het voor netgebruikers niet langer noodzakelijk om zich op specifieke entry- en exitpunten vast te leggen. Zij kunnen immers te allen tijde onbeperkt capaciteit van het ene punt verleggen naar het andere punt. GTS weet in dat geval dus niet (of slechts kort van tevoren) welke capaciteitsrechten zij moet honoreren. Dat doet afbreuk aan de beoogde werking van de entry- en exitsystematiek en legt onnodige druk op GTS.

  • 158. Daar komt bij dat een onbeperkt gebruik van de dienst verlegging netgebruikers die op meerdere entry- en exitpunten capaciteit nodig hebben bevoordeelt boven netgebruikers die slechts op één of enkele entry- of exitpunten capaciteit nodig hebben. De eerste groep netgebruikers zou immers flexibel de capaciteit kunnen verleggen tussen een grote groep punten, terwijl de tweede groep dit niet kan. Dat zou betekenen dat de eerste groep een relatief groot deel van het net gebruikt maar relatief weinig capaciteit contracteert en dus een relatief klein deel van de toegestane inkomsten voor zijn of haar rekening zou nemen.

  • 159. In het definitieve besluit heeft de ACM een aanpassing in de omschrijving gepleegd. Omdat de kosten van verlegging niet langer middels een maatwerktarief tot dekking komen, is de omschrijving aangescherpt door verlegging als een recht te beschrijven dat uitsluitend en alleen mag worden ingeroepen indien aan bepaalde voorwaarden is voldaan. Daarmee wordt voorkomen dat er ongebreideld gebruik wordt gemaakt van dit recht.

  • 160. Wat betreft de zienswijze van GasTerra dat NC TAR onverminderd van toepassing zou moeten zijn op het interconnectiepunt Julianadorp het volgende. NC TAR is van toepassing op alle entry- en exitpunten waarop capaciteit kan worden gecontracteerd. Op dit moment is dat op het interconnectiepunt Julianadorp niet mogelijk. In dit verband wijst de ACM op de sectorovereenkomst van 10 december 2018, waarbij Julianadorp één van de punten is waarover overeenstemming is bereikt met een groot aantal marktpartijen. Daarin zijn afspraken gemaakt over een door BBL Company te betalen Inter-Transmission System Operator Compensation (ITC) aan GTS voor het jaar 2020 die ten goede komt aan de netgebruikers van GTS en over de terugkeer van het interconnectiepunt Julianadorp of het wegblijven daarvan in combinatie met een ITC-maatregel.

Conclusie:

  • 161. De zienswijze van GasTerra heeft deels geleid tot een aanpassing van het codewijzigingsbesluit ten opzichte van het ontwerp codewijzigingsbesluit.

C8. ENGIE

Samenvatting:

  • 162. ENGIE merkt in haar zienswijze op dat de veranderingen als gevolg van de implementatie van NC-TAR substantiële impact hebben op de markt. Daarom vraagt ENGIE de ACM om flexibiliteit om zich aan te kunnen passen aan het nieuwe systeem om een level-playing field te behouden. Engie vraagt daarom de ACM de mogelijkheid om de langetermijncontracten te mogen aanpassen.

  • 163. ENGIE geeft in haar zienswijze verder aan dat ze voorstander is van een entry-en exitverdeling van 50/50, omdat dat een gebalanceerde, eerlijke en realistische verdeling is. Engie wijst een 0/100 entry- exitverdeling af, omdat het integratie met andere Europese landen tegenwerkt.

  • 164. ENGIE steunt de hoogte van de multiplicatoren en de seizoensfactoren wat betreft de interconnectiepunten. ENGIE verzoekt de ACM om lagere multiplicatoren en seizoensfactoren vast te stellen voor binnenlandse punten, en dan met name voor de gascentrales. Gascentrales zijn heel belangrijk om de flexibiliteit op piekmomenten te kunnen bieden.

  • 165. ENGIE is het oneens met de keuze van de ACM om backhaul te schrappen. Volgens ENGIE moet afschakelbare capaciteit worden aangeboden op unidirectionele interconnectiepunten. ENGIE geeft aan dat backhaul gezien moet worden als afschakelbare capaciteit en verwijst in deze context naar artikel 32, tweede lid, van NC-CAM, waaruit deze verplichting volgens haar volgt. ENGIE vindt dat backhaul verkocht moet worden met een ex ante korting. Daarnaast moet volgens ENGIE backhaul op Hilvarenbeek met een hoge A-factor worden verkocht, gelet op de afnemende productie in Groningen. Op dit moment is er een 600% prijsstijging voor een dagboeking op Hilvarenbeek door het schrappen van backhaul.

  • 166. ENGIE is het niet eens met een ex post compensatie, omdat het voor marktpartijen onvoorspelbaar is. ENGIE wijst er op dat de ex post compensatie voor elke dag waarop een afschakeling is voorgekomen gelijk moet zijn aan drie keer de reserveringsprijs voor een dagcapaciteitsproduct, ongeacht de duur van de afschakeling. De ex post compensatie moet volgens ENGIE niet naar rato van de duur van de afschakeling worden bepaald.

  • 167. ENGIE pleit in haar zienswijze voor een gasopslagkorting van 100%. De huidige economische situatie van de gasopslagen is aantoonbaar slecht. De kosten van de Franse opslagen zijn gesocialiseerd, en de cyclusgasopslagen hebben een korting van 100%. Dit verslechtert de concurrentiepositie van de Nederlandse gasopslagen, terwijl de Nederlandse gasopslagen steeds belangrijker worden.

  • 168. ENGIE steunt het wegvallen van het tarief voor verlegging, maar vindt dat de dienst beter beschreven moet worden. Met name de zinsnede ‘uitzonderlijke en tijdelijke omstandigheden van operationele aard’ is te vaag.

  • 169. ENGIE vindt het verkorten van de afschrijftermijnen geen oplossing voor het probleem van de uitfasering van gas, omdat dit tot een nog verdere stijging van de tarieven leidt. ENGIE is van mening, dat in het algemeen het beleid van de Nederlandse overheid niet ten koste moet komen van shippers en consumenten.

Reactie:

  • 170. Ten aanzien van het punt over de langetermijncontracten het volgende. Zoals de ACM uiteen heeft gezet in de reactie op de zienswijze van GasTerra ziet zij geen aanleiding om hierover een bepaling op te nemen (zie ook C7). Kortheidshalve verwijst de ACM naar deze reactie.

  • 171. Over de entry-en exitverdeling het volgende. De ACM heeft in haar definitieve besluit besloten tot een entry-exitverdeling van 40/60. Dit is een afwijking van het ontwerpbesluit op dit punt, waarvan Engie in haar zienswijze aangeeft dat zij het ontwerpbesluit op dit punt onderschrijft. De ACM kan niet beoordelen of de wijziging naar 40/60 ook nog op de goedkeuring van ENGIE kan rekenen. Zoals hierboven al aan de orde is gekomen wordt de gewijzigde entry-exitverdeling 40/60 marktbreed ondersteund.

  • 172. ENGIE noemt in haar zienswijze dat zij van mening is dat de multiplicatoren en de seizoensfactoren niet zouden moeten gelden voor binnenlandse punten en dan met name gascentrales, omdat zij flexibiliteit bieden aan de markt op de piekmomenten. De ACM ziet bij het toepassen van de multiplicatoren en seizoensfactoren geen aanleiding om verschil te maken tussen binnenlandse punten en interconnectiepunten. Zoals de ACM in randnummer 24 van het besluit overweegt, ligt het maken van onderscheid tussen binnenlandse entry- en exitpunten niet voor de hand omdat dit leidt tot kruissubsidiëring en dus tot een vermindering van de kostenreflectiviteit. In hetzelfde randnummer heeft de ACM ook beschreven dat zij een te minimaal verschil ziet in het gebruik van het net via binnenlandse punten en interconnectiepunten om een andere toepassing te rechtvaardigen. Deze visie is niet veranderd.

  • 173. Ten aanzien van de opmerkingen van ENGIE over backhaul het volgende. ENGIE veronderstelt ten onrechte dat GTS, vanwege het schrappen van de dienst backhaul uit de codes, geen afschakelbare capaciteit in de tegengestelde richting van de fysieke stroom meer hoeft aan te bieden. Het feit dat de ACM de dienst backhaul schrapt uit de codes, betekent niet dat GTS op interconnectiepunten geen (afschakelbare) capaciteit in de tegengestelde richting van de fysieke stroom meer aan zal bieden. GTS is daartoe immers verplicht op grond van NC-CAM, zoals partijen terecht opmerken. Het betekent echter wel dat het tarief dat van toepassing is op (afschakelbare) capaciteit in de tegengestelde richting van de fysieke stroom gelijk zal zijn aan het tarief voor (afschakelbare) capaciteit in de voorwaartse richting. Daarom is er geen reden meer om backhaul als een aparte dienst in de codes op te nemen. Ten aanzien van de stelling van ENGIE dat een ex ante korting van toepassing moet zijn op backhaulcapaciteit, merkt de ACM op dat zij in het NC-TAR besluit een ex antekorting voor afschakelbare capaciteit vaststelt. Dit is een wijziging ten opzichte van het ontwerpbesluit.

  • 174. Verder merkt ENGIE nog op dat zij het oneens is met de ex postcompensatie voor afschakelbare capaciteit vanwege de onvoorspelbaarheid daarvan. De ACM heeft in haar definitieve besluit besloten tot een ex antekorting van 0,01%. De ACM neemt aan dat zij hiermee tegemoet komt aan de zienswijze van ENGIE.

  • 175. ENGIE pleit in haar zienswijze voor een gasopslagkorting van 100%. De ACM heeft in haar definitieve besluit besloten om de gasopslagkorting te verhogen van 50% naar 60%. De ACM gaat ervanuit dat zij hierbij enigszins tegemoet is gekomen aan de zienswijze van ENGIE.

  • 176. ENGIE is verder nog van mening dat de voorwaarden van verlegging te vaag zijn. In haar definitieve besluit heeft de ACM besloten om de voorwaarden verder te specificeren. De ACM gaat ervanuit dat ze hiermee tegemoet is gekomen aan de zienswijze van ENGIE.

  • 177. Tot slot ten aanzien van de zienswijze op het verkorten van de afschrijftermijnen als oplossing voor de uitfasering van gas. De ACM wijst ENGIE erop dat het bepalen van de toegestane inkomsten onderwerp is van het besluit waarbij een methode van regulering wordt bepaald als bedoeld in artikel 82 van de Gaswet, het zogenoemde methodebesluit. Deze zienswijze ziet dus niet op het ontwerpcodewijzigingsbesluit, maar zou in het kader van een methodebesluit opgebracht kunnen worden.

Conclusie:

De zienswijze van ENGIE heeft deels geleid tot aanpassing van het codewijzigingsbesluit ten opzichte van het ontwerp codewijzigingsbesluit.

C9. OMV

  • 178. OMV pleit ervoor dat kwaliteitsconversie wordt aangemerkt als een non-transmissiedienst, zodat kwaliteitsconversie enkel op L-gas exitpunten in rekening kan worden gebracht. Kwaliteitsconversie kwalificeren als transmissiedienst leidt volgens OMV tot een substantieel gebrek aan kostenreflectiviteit en sluit niet aan bij het criterium van artikel 7, onderdeel b, van NC-TAR. Kwaliteitsconversie wordt namelijk alleen gebruikt door L-gas exitpunten. Daarnaast is het onvoorspelbaar wat kwaliteitsconversie gaat kosten. Vooral de lange termijn H-gas contracten afgesloten in de open seasons worden ongerechtvaardigd getroffen door investeringen voor L-gaspunten en de daarmee gepaard gaande onvoorspelbaarheid van tarieven en tariefstijgingen. De onvoorspelbaarheid zou alleen degenen die gebruik maken van kwaliteitsconversie mogen raken

  • 179. OMV geeft aan dat de ACM de dienst WQA niet heeft opgenomen als transmissie- of non-transmissiedienst, omdat niet voldaan wordt aan het criterium van artikel 4, eerste lid, onderdeel b, van NC-TAR. OMV pleit ervoor dat de ACM consulteert of de dienst WQA onderdeel zou moeten uitmaken van de set aan transmissie- of non-transmissiediensten. Volgens OMV zou dit de ACM de mogelijkheid geven om WQA als transmissiedienst aan te merken, gebaseerd op de laatste zin uit artikel 4, eerste lid, van de NC-TAR. OMV wijst erop dat WQA vergelijkbaar is met kwaliteitsconversie, terwijl de laatste wel als transmissiedienst wordt aangemerkt. De kosten voor kwaliteitsconversie worden gedekt middels de entry- en exittarieven. Daardoor moeten LNG-shippers tweemaal betalen voor conversiekosten, wat volgens OMV onterecht is.

Reactie:

  • 180. Naar de ACM begrijpt is OMV van mening dat kwaliteitsconversie als een non-transmissiedienst moet worden aangemerkt, opdat daarmee kan worden bereikt dat de kosten van kwaliteitsconversie enkel op exitpunten waar laagcalorisch gas onttrokken wordt in rekening wordt gebracht. Door deze dienst als transmissie te beschouwen en de kosten, die volgens OMV onvoorspelbaar zijn, daarvan te verdelen over alle entry- en exitpunten worden partijen die voor een lange termijn entry- en exitcapaciteit hebben gecontracteerd op punten waar hoogcalorisch gas wordt ingevoed en onttrokken, ongerechtvaardigd getroffen, zo redeneert OMV.

  • 181. De ACM wijst op het volgende. Artikel 4, eerste lid, van NC-TAR bepaalt dat een dienst als transmissiedienst moet worden beschouwd als aan de criteria in artikel 4, eerste lid, onder a en b, is voldaan. Indien niet aan één van beide criteria is voldaan, dan kan een bepaalde dienst worden gerekend tot hetzij transmissie-, hetzij niet-transmissiediensten. Dit ter beoordeling van de nationale toezichthouder. Voor kwaliteitsconversie geldt dat niet is voldaan aan de criteria onder a en b en de ACM dus gebruik kan maken van de mogelijkheid die NC-TAR biedt om de dienst als transmissiedienst te beschouwen. De ACM heeft hiertoe besloten. De ACM sluit hiermee aan op bestendige reguleringspraktijk, waarbij de kosten van kwaliteitsconversie tot dekking komen via het gesocialiseerde transporttarief.18 Verder wijst de ACM erop dat, anders dan OMV lijkt te suggereren, alle partijen van kwaliteitsconversie profiteren en dus niet alleen partijen die laagcalorisch gas afnemen. De Nederlandse gasmarkt is namelijk een ‘kwaliteitsloze’ gasmarkt en daar profiteren alle partijen van. Daarmee bedoelt de ACM het volgende. Het transmissiesysteem van GTS bestaat uit fysiek gescheiden leidingen voor transport van hoogcalorisch en laagcalorisch gas, waarbij alleen bij mengstations hoogcalorisch gas kan worden geconverteerd naar laagcalorisch gas (kwaliteitsconversie) maar niet vice versa. Fysiek gezien is er dus een onderscheid tussen hoogcalorisch en laagcalorisch gas. Echter, vanuit het oogpunt van netgebruikers bestaat dat onderscheid niet. Er is namelijk sprake van één entry-exitsysteem en één virtuele handelsplaats waarbij partijen gas in kunnen voeden, verhandelen en onttrekken, ongeacht de gaskwaliteit. Een netgebruiker kan dus hoogcalorisch gas invoeden en laagcalorisch gas onttrekken of vice versa. Netgebruikers handelen en balanceren hun portfolio op basis van KWh, waarbij geen onderscheid wordt gemaakt tussen gaskwaliteiten. GTS is ervoor verantwoordelijk dat de druk in beide systemen op niveau blijft en gebruikt daarvoor alle middelen die haar ter beschikking staan. Het enkele feit dat een netgebruiker alleen entry- en exitcapaciteit op punten waar hoogcalorisch gas wordt ingevoed en onttrokken contracteert, betekent niet dat de netgebruiker niet profiteert van kwaliteitsconversie. Het is bijvoorbeeld goed mogelijk dat de netgebruiker hoogcalorisch gas inkoopt en verkoopt op de virtuele handelsplaats aan een partij die het als laagcalorisch gas onttrekt (een transactie die mogelijk wordt gemaakt door fysieke conversie). Ook is het mogelijk dat de netgebruiker op de virtuele handelsplaats gas koopt van de invoeder van laagcalorisch gas en vervolgens hoogcalorisch gas onttrekt (een transactie die alleen mogelijk is bij voldoende omgekeerde transacties, waarvoor fysieke conversie nodig is). De introductie van de kwaliteitsloze gasmarkt in 2009 heeft bijgedragen aan een toename van de handelsmogelijkheden voor partijen en een toename van de marktliquiditeit tot gevolg gehad. De baten daarvan komen alle netgebruikers ten goede. Alle netgebruikers profiteren dus van kwaliteitsconversie in de kwaliteitsloze gasmarkt. Gelet op het vorenstaande ziet de ACM geen aanleiding om aan de zienswijze van OMV, die in feite een inbreuk op de hiervoor beschreven marktwerkingsdoelstellingen en bestendige reguleringspraktijk voorstaat, tegemoet te komen.

  • 182. In verband met de dienst WQA heeft de ACM in het ontwerp codewijzigingsbesluit opgemerkt dat deze dienst op basis van de Gaswet geen ex ante tariefgereguleerde taak is. Het tarief voor deze taak wordt namelijk niet bepaald aan de hand van artikel 82 van de Gaswet. In artikel 10a, eerste lid, onder p, van de Gaswet is bepaald dat deze dienst moet worden verleend tegen een tarief dat de doelmatige kosten dekt. Op grond hiervan heeft de ACM besloten NC-TAR niet op deze dienst toe te passen en de hiervoor geldende tariefstructuur te handhaven. Door ACER19 is opgemerkt dat de dienst WQA naar haar idee wel onder de scope van NC-TAR valt. Het betreft een dienst die gerelateerd is aan toegang als bedoeld in Verordening 715/2009, aldus ACER. De ACM ziet zich nu voor de vraag gesteld of deze zienswijze van ACER voor haar voldoende reden is om het ontwerpbesluit op dit punt aan te passen, in weerwil van de Gaswet. In dit verband benadrukt de ACM dat voor de dienst kwaliteitsconversie in de Gaswet een ander juridisch kader geldt dan voor WQA. Alhoewel het bij beide diensten, zoals OMV ook opmerkt, feitelijk gaat om het injecteren van stikstof, heeft de Nederlandse wetgever het nodig gevonden om hier verschillende juridische kaders voor op te stellen. De ACM heeft dit verschil in het ontwerpbesluit gerespecteerd, maar stuit dus nu op bezwaren van ACER. Wat daar ook van zij, in de Gaswet is ervoor gekozen om deze taak niet als een exclusieve taak van GTS te kwalificeren. In de Gaswet is er ook voor gekozen om deze taak niet onderhevig te laten zijn aan de wijze van ex ante tariefregulering zoals in artikel 82 Gaswet is bepaald. Dit betekent dat er voor deze taak geen methode van regulering is vastgesteld in de zin van artikel 82 Gaswet en dus ook geen toegestane inkomsten. Zie in dit verband ook randnummers 23 en 24 van het ontwerp codewijzigingsbesluit. Gelet op het feit dat de ACM geen bevoegdheid heeft om toegestane inkomsten voor deze taak te bepalen, en ook geen bevoegdheid heeft om ex ante tarieven vast te stellen, is het vaststellen van een tariefstructuur voor deze taak zinledig. De vast te stellen tariefstructuur zoals bedoeld in NC-TAR beschrijft immers een vertaalslag van toegestane of beoogde inkomsten naar tarieven. Omdat de ACM, zonder wetswijziging, voor deze diensten geen toegestane of beoogde inkomsten vaststelt of bepaalt, kan een tariefstructuur niet de functie hebben van een berekeningswijze aan de hand waarvan tarieven worden afgeleid van toegestane inkomsten. Op het moment van vaststellen van dit besluit ontbreekt de hier bedoelde bevoegdheid van de ACM.20

D. Opinie van ACER

  • 183. Artikel 27, eerste lid, van NC-TAR verplicht de ACM om bij de opening van de raadpleging het raadplegingsdocument toe te sturen aan ACER. ACER analyseert de volgende aspecten van het raadplegingsdocument:

    • Of alle informatie uit artikel 26, eerste lid van NC-TAR bekend is gemaakt; en

    • Of de door de raadpleging bestreken elementen in overeenstemming zijn met de volgende vereisten: