Executive Summary – Nederlands

In deze jaarlijkse updatestudie voor 2018 worden opnieuw de energieprijzen voor zes industriële verbruikers (vier in elektriciteit en twee in aardgas) vergeleken tussen België en vier andere landen: Duitsland, Nederland, Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk. Wanneer dat relevant is, worden de resultaten niet op nationale basis gepresenteerd, maar wel in zones. De resultaten voor 2018 worden vergeleken met de resultaten van de prijsvergelijking van 2017, door de CREG gepubliceerd op 29 maart 2017, en de prijsvergelijking van 2016, door de CREG gepubliceerd op 29 juni 2016.³⁴ De vergelijking behandelt de drie componenten van de eindfactuur: commodity, netwerk en alle andere kosten:

belastingen, toeslagen en certificaatsystemen.

De consumptieprofielen werden opgesteld op basis van een diepgaande analyse (gepubliceerd in 2016) van het industrieel weefsel van de Belgische gewesten, met uitgebreide input van stakeholders. Consumptieprofielen E1 en E2 vertegenwoordigen industriële elektriciteitsverbruikers met een jaarlijkse consumptie van respectievelijk 10 en 25 GWh. Consumptieprofielen E3 en E4 daarentegen vertegenwoordigen industriële grootverbruikers van elektriciteit met een jaarlijks verbruik van respectievelijk 100 en 500 GWh. In het geval van aardgas, zijn één industriële grootverbruiker (profiel G1) met een consumptie van 100 GWh per jaar en één met een jaarlijks verbruik van 2,5 TWh geselecteerd. Bovendien wordt voor het geval van profiel G2 de mogelijkheid voorzien dat deze aardgas gebruikt als grondstof (feedstock), terwijl we deze mogelijkheid niet voorzien hebben in de studie voor profiel G1.

De prijsvergelijking wordt voorafgegaan door een uitgebreide beschrijving van de opbouw van de prijscomponenten. Om een zo objectief mogelijke vergelijking te realiseren worden een aantal algemene hypothesen aangenomen en de toepassing ervan wordt zorgvuldig beschreven. De totale energiekost wordt bottom-up geanalyseerd en de verschillende componenten worden in detail beschreven om een duidelijk zicht te houden op de oorsprong van de eindresultaten.

Voor elektriciteit stelt dit rapport een grote complexiteit vast als gevolg van overheidsinterventies die erop gericht zijn de elektriciteitskost voor sommige categorieën grote industriële verbruikers te verminderen. Deze ingrepen zijn specifiek gericht op de tweede (netwerkkost) en derde prijscomponent (belastingen, toeslagen en certificaatsystemen).

Resultaten in 2018 zijn erg gelijklopend met de resultaten voor 2017 en 2016, en de meeste conclusies gelden nog steeds. We stellen vast dat Nederland nog steeds de laagste elektriciteitskost biedt voor consumptieprofielen E1 en E2, terwijl Duitsland nog steeds de laagste elektriciteitskost biedt voor E3 en E4. Het van toepassing zijn van de verschillende verminderingen op de netwerkkost en de belastingen in Nederland, Duitsland en (in mindere mate) Frankrijk, hangt immers af van een hele reeks specifieke economische criteria die in het algemeen gelinkt worden aan elektro-intensiteit, waardoor het resultaat een relatief breed spectrum beslaat.

Hierdoor biedt Duitsland voor grootverbruikers die niet voldoen aan deze criteria ook de hoogste elektriciteitskost voor alle profielen in deze studie, gevolgd door het Verenigd Koninkrijk.

Vergeleken met 2017, zien Belgische, Franse en in mindere mate Duitse (omwille van verlaagde commodity kosten) industriële grootverbruikers van elektriciteit hun competitieve positie lichtjes vooruitgaan.

3 Het rapport uit 2016 is beschikbaar op de website van de CREG:

http://www.creg.info/pdf/Divers/20160629-EnergyPrices-FinalReport.pdf

4 Het rapport uit 2017 is beschikbaar op de website van de CREG:

http://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/2017-PwC_Report_A_European_comparison_of_electricity_and_gas_for_large_industrial_con sumers_0.pdf

De conclusies aangaande de competitiviteit van België voor 2018 komen voor het grootste deel overeen met deze van 2017 en 2016 en zijn dus gemengd. Voor alle industriële elektriciteitsverbruikers is er slechts één buurland minder competitief dan België: het Verenigd Koninkrijk. Voor alle elektriciteitsverbruikers en in alle gevallen heeft België een hogere elektriciteitskost dan Nederland. De verschillen tussen Vlaanderen en Wallonië blijven het grootst voor profielen E1 en E2, waarbij de elektriciteitskost substantieel hoger is in Wallonië. Voor profielen E3 en E4 is het besluit meer genuanceerd, waarbij de prijzen in Wallonië competitiever zijn voor profiel E3 en in Vlaanderen voor profiel E4.

De kost van de commodity heeft een groter aandeel in de eindprijs voor aardgas dan voor elektriciteit, maar speelt een meer bepalende rol voor elektriciteit. Hoewel marktindicatoren voor elektriciteit in alle landen – met uitzondering van het Verenigd Koninkrijk – gedaald zijn ten opzichte van vorig jaar, heeft Duitsland nog steeds een substantieel competitief voordeel ten opzichte van de andere landen qua commoditykost voor elektriciteit, terwijl de marktprijzen voor aardgas nog steeds grotendeels overeenkomen in de verschillende landen (met uitzondering van het zuidelijk deel van Frankrijk).

Voor wat betreft aardgas zijn de verschillen tussen de landen kleiner dan voor elektriciteit en ook de waaier aan mogelijkheden binnen de landen is kleiner. In het algemeen is de prijssamenstelling minder complex en, hoewel er enkele kortingen en vrijstellingen bestaan op belastingen voor industriële grootverbruikers die aardgas gebruiken als een grondstof (feedstock), stellen we in het algemeen minder overheidsinterventie vast op gebied van transportkosten en belastingen. Het is opvallend dat verschillen in de commodity component bijna volledig verdwenen zijn, met de uitzondering van het zuiden van Frankrijk.

Voor industriële aardgasverbruikers was de conclusie in 2017 wel erg duidelijk: de kost in België is de laagste van alle onderzochte landen, behalve wanneer prijzen vergeleken worden met feedstock consumenten in Nederland voor profiel G2. Dat is in 2018 nog steeds het geval, met een kleine evolutie. Deze houdt in dat de kloof tussen Belgische en Nederlandse feedstock consumenten voor profiel G2 verminderde door de convergentie van de marktprijzen. Een andere evolutie, namelijk dat het Brussels Gewest nu duurder is geworden dan Nederland voor non-feedstock consumenten, houdt aan, zoals reeds het geval was in 2017.

In een laatste hoofdstuk worden sector- en regio-specifieke elektriciteits- en aardgasprijzen geanalyseerd op het vlak van hun impact op de competitiviteit van industriële grootverbruikers. Hierbij is het niet onbelangrijk te vermelden dat sommige concurrenten van Belgische industriële grootverbruikers kunnen profiteren van belangrijke kortingen op verschillende prijscomponenten. Deze zijn gebaseerd op nationale criteria inzake elektro-intensiteit, die verschillen in gradatie en selectiviteit in de buurlanden. Voor dit gedeelte van de studie gelden onze conclusies van 2016 en 2017 nog altijd grotendeels in 2018.

Desondanks is een onderscheid tussen elektro-intensieve en niet-elektro-intensieve verbruikers zeer belangrijk aangezien de situatie voor alle belangrijke industriële sectoren in België minder gunstig is wanneer deze vergeleken worden met elektro-intensieve verbruikers in de buurlanden, dan wanneer deze vergeleken worden met niet-elektro-intensieve verbruikers. Industriële verbruikers in België die concurreren met niet-elektro-intensieve verbruikers in de buurlanden hebben immers een duidelijk competitief voordeel met betrekking tot hun totale energiekost. Voor industriële verbruikers die concurreren met elektro-intensieve verbruikers in de buurlanden is de situatie lichtjes verbeterd. Hun totale energiekost vormt nog steeds een concurrentieprobleem met Frankrijk, Duitsland en Nederland, al is dat minder uitgesproken dan vorig jaar.

Verder is de impact van de relatief lage aardgasprijzen in België bijna volledig verdwenen. Hoewel sommige sectoren tweemaal zo veel aardgas als elektriciteit verbruiken, zorgt een lagere kost per eenheid van energie voor aardgas ervoor dat elektriciteit de meest doorslaggevende rol speelt in het bepalen van de totale

energiekost en de competitiviteit. Tenslotte is de situatie over het algemeen tussen Wallonië en Vlaanderen ietwat genormaliseerd ten opzichte van vorig jaar, toen deze minder gunstig was in Wallonië dan in Vlaanderen.

Tot slot kan men stellen dat – zowel in 2016, 2017 als in 2018 – een deel van de belastinginkomsten in België gebruikt worden voor het beschermen van verbruikers die niet in het bijzonder getroffen worden door een gebrek aan competitiviteit op het vlak van elektriciteitsprijzen, terwijl meer kwetsbare verbruikers benadeeld worden in vergelijking met hun elektro-intensieve concurrenten in de buurlanden.

In 2016 en 2017 schreven we dat het daarom nuttig kon zijn om in België stil te staan bij een eventuele aanpassing van de huidige belastingvermindering voor industriële verbruikers die ingesteld zijn door de federale en gewestelijke regeringen. In het algemeen, schreven we, zou een evolutie naar een meer concurrentiële energieprijs voor elektro-intensieve verbruikers het doel moeten zijn, terwijl men (een deel van) het huidige concurrentievoordeel voor niet-elektro-intensieve verbruikers moet behouden (voor zover Europese wetgeving het toestaat). Op basis van de resultaten voor 2018 blijven we achter deze aanbeveling staan.

Een aantal simulaties op industriële verbruikers in België die door PwC werden uitgevoerd op vraag van de CREG (en in antwoord op een vraag van de federale Minister van Energie) in november 2016 toont aan dat regeringen door het EEAG framework van de Europese Commissie een brede waaier aan mogelijkheden hebben om in te grijpen, maar dat keuzes gemaakt moeten worden op drie niveaus:

1) Het competitiviteitsniveau van elektro-intensieve bedrijven 2) Het competitiviteitsniveau van niet-elektro-intensieve bedrijven

3) De kost van de verminderingen voor de overheidsbegroting, in de wetenschap dat de kost van hernieuwbare energie nog zal stijgen