2020-10-VL-Voka Paper Energie

Een maandelijkse uitgave van Voka vzw | Verschijnt niet in augustus | Jaargang 4- november 2020 Koningsstraat 154-158, 1000 Brussel P912687

VOKA

PAPER NOVEMBER 2020

NAAR EEN SLANKE ENERGIEFACTUUR Competitief en transparant

EN ER I GE

EN

EEN SLANKE ENERGIEFACTUUR INHOUD

Meer info, tips en interviews over duurzame en competitieve energie op voka.be/energie

Naar een slanke energiefactuur Competitief en transparant

De essentie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Inleiding . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 De energiefactuur: de nieuwe belastingaangifte? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Betaalt (enkel) Vlaanderen veel voor zijn energie? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Wat komt er op ons af? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Beleidssugesties voor een betere en competitievere energiefactuur . . . . . . . . 21

colofon Voka-kenniscentrum Niko Demeester | Secretaris-generaal Bart Van Craeynest | Hoofdeconoom Sonja Teughels | Arbeidsmarkt Pieter Van Herck | Welzijns- en gezondheidsbeleid Jonas De Raeve | Onderwijs Goedele Sannen | Mobiliteit en logistiek Katelijne Haspeslagh | Milieu en klimaat Lorenzo Van de Pol | Klimaat en energie Steven Betz | Ruimtelijke ordening en milieu Karl Collaerts | Fiscaliteit en begroting Johan Guldix | Innovatie en ondernemen Gilles Suply | EU en internationaal ondernemen Dieter Somers | Digitale transformatie

2 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

Eindredactie Sandy Panis, Katrien Stragier Foto’s Dann en Shutterstock Vormgeving Capone Druk INNI Group, Heule

‘Naar een slanke energiefactuur’ is een brochure van Voka, Vlaams netwerk van ondernemingen. De overname of het citeren van tekst uit deze Voka Paper wordt aangemoedigd, mits bronvermelding.

Verantwoordelijke uitgever Hans Maertens i.o.v. Voka vzw Burgemeester Callewaertlaan 6 - 8810 Lichtervelde info@voka.be - www.voka.be

N

VOKA.BE

De essentie De energietransitie zorgt ervoor dat infrastructuurinvesteringen nodig zijn om de bevoorradingszekerheid te garanderen, om te investeren in klimaatneutrale energie, om meer dan ooit geconnecteerd te zijn met de buurlanden en om een oplossing te vinden voor de weersafhankelijkheid van een steeds stijgend aandeel hernieuwbare energie. Die vernieuwing heeft een impact op wat we betalen voor energie. Onze energiefactuur zal dus sterk veranderen en die staat nu al steevast in de top 3 van bedrijfskosten.

O

p grote lijnen bestaat onze energiefactuur vandaag uit drie delen: wat we betalen voor energie, de kosten om die energie tot bij ons te krijgen en kosten voor energie- en klimaatbeleid. Vroeger werd vaak geopperd dat er een relatief evenwicht bestond tussen deze drie delen: ze zouden elk instaan voor ongeveer een derde van de factuur. Maar vandaag kan het aandeel ‘beleidskosten’ op het laagste spanningsniveau oplopen tot wel 50 procent van de totale factuur. De complexe manier waarop deze kosten uiteindelijk hun weg vinden naar de energiefactuur van bedrijven en gezinnen, maakt dat de transparantie compleet zoek is. We betalen vandaag voor zaken zoals de ondersteuning van hernieuwbare energie via de energiekost zelf, via nettarieven en via andere specifieke heffingen.

Dat zorgt ervoor dat we deze kosten nog nauwelijks goed kunnen identificeren en dus opvolgen.

bruikers en tussen verschillende landen een hele klus is. De verschillende energieregulatoren van ons land hebben gelukkig recent een studie voorgesteld, waar zij proberen tot een correcte vergelijking van energieprijzen te komen. Uit die oefening blijkt dat de kosten voor beleid die volgens ons nooit in de factuur hadden mogen terechtkomen, er vandaag mee voor zorgen dat bedrijven die blootgesteld zijn aan internationale concurrentie, aan competitiviteit verliezen. Dat is zorgwekkend, aangezien onze industrie voor de enorme uitdaging staat om haar uitstoot drastisch te verminderen. Het bedrijfsleven wil zich volop inzetten om van die uitdaging een succes te maken, maar kan daarin enkel succesvol zijn als daartoe de juiste randvoorwaarden bestaan.

Competitieve elektriciteitsprijzen zijn dus, naast een stevige bevoorradingszekerheid, voor alle bedrijven een cruciaal element in dat verhaal.

Energieprijzen vergelijken en problemen remediëren cruciaal

Nieuw beleid vergt waakzaamheid

Die complexiteit maakt dat energieprijzen correct vergelijken tussen verschillende types ver-

Zowel op internationaal, federaal als Vlaams niveau merken we dat de komende jaren beleid een verdere impact zal hebben op de factuur van Vlaamse bedrijven. Zo zorgt een ambitieuzer klimaatbeleid op niveau van de EU voor een stijgende CO2-prijs en zo zorgt de nieuwe tariefstructuur voor een nieuwe berekeningswijze van de distributienettarieven. Daarnaast kan het capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM), het ondersteuningssysteem waarmee de federale overheid op lange termijn de bevoorradingszekerheid wil waarborgen, leiden tot een nieuwe toeslag op de elektriciteitsfactuur. Wanneer we bij sommige van die maatregelen niet opletten, zouden ze zelfs een dubbel negatief effect voor de bedrijven kunnen opleveren. Zo betekent

“Het aandeel beleid in de elektriciteitsfactuur kan oplopen tot 50% van de totale factuur.”

➜

WIE? Structurele partner:

LORENZO VAN DE POL Adviseur klimaat en energie lorenzo.vandepol@voka.be Lorenzo Van de Pol volgt op het Voka-kenniscentrum dossiers op rond klimaat en energie.

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 3

EEN SLANKE ENERGIEFACTUUR ESSENTIE

het compenseren van de federale bijdrage niet altijd een verlaging, wanneer geen rekening wordt gehouden met het feit dat de degressiviteit een belangrijke impact heeft op de competitiviteit van ondernemingen. We moeten dus bij al die evoluties erover waken dat ze niet zorgen voor een daling van de competitiviteit qua energieprijzen bij onze bedrijven. Dat zijn belangrijke uitdagingen voor ondernemingen, het komt er nu op aan die uitdagingen ook om te zetten in opportuniteiten.

Meer info en interviews over duurzame en competitieve energie op www.voka.be/ energie

Beleidssuggesties voor een competitieve energiefactuur 1. Operationaliseer de energienorm Op Vlaams niveau zijn de principes voor de energienorm, waaronder het jaarlijks monitoren van de energieprijzen, reeds decretaal verankerd. De federale regering moet nu snel hetzelfde doen, zodat de energienorm ook de federale delen van de energiefactuur afdekt.

Maar louter een energienorm berekenen, is onvoldoende. De topprioriteit voor zowel de Vlaamse als de federale regering moet zijn om dan ook conclusies te trekken uit de resultaten van de energienorm. Daarbij moet prioritair gekeken worden naar de competitiviteit van bedrijven, aangezien stijgende energieprijzen voor gezinnen telkens al automatisch gecompenseerd worden via de indexering van de lonen en sociale uitkeringen. Het niveau van de transmissienettarieven in lijn brengen met de buurlanden, kan daarbij een eerste focus zijn.

2. Ga doordacht te werk bij de compensatie van de CRM-kost Naast competitieve energiekosten is ook de bevoorradingszekerheid cruciaal voor onze bedrijven. Als de federale regering wil vasthouden aan de vooropgestelde nucleaire

uitstapkalender, is het noodzakelijk om snel duidelijkheid te verschaffen over het capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM) voor alternatieve energiecapaciteit. De financiering van dit mechanisme is daarbij een cruciaal element. Er bestaat namelijk een risico dat, zelfs als andere federale toeslagen zouden dalen, de eindfactuur voor de industriële elektriciteitsverbuiker zal stijgen. Dat valt in het kader van de internationale competitiviteit absoluut niet te verantwoorden. Het is dus cruciaal dat de federale regering bij de implementatie van het CRM waakt over de beleidsvoornemens die ze zichzelf heeft opgelegd in het kader van de energienorm.

3. Herbekijk de financiering van nieuw energie- en klimaatbeleid De huidige manier van doorrekenen van het energie- en klimaatbeleid in de energiefactuur botst op zijn limieten. De uitdagingen richting 2030 en 2050 zijn groot en riskeren die beleidskosten nog te verhogen, wat ontoelaatbaar is. We moeten daarom werk maken van een toekomstgericht, robuust systeem dat ervoor zorgt dat de energietransitie op een zo goedkoop en efficiënt mogelijke manier georganiseerd wordt. Het mantra moet daarbij zijn om te allen tijde de kosten zoveel mogelijk te beperken en opportuniteiten zoveel mogelijk te benutten. Als er dan toch ondersteuning moet zijn om de energie- en klimaatuitdagingen te doen lukken, betaal die dan bij voorkeur uit de algemene middelen.

Lukt dat niet, hervorm dan de manier waarop ze doorgerekend worden in de factuur. Dat kan een pak efficiënter, en vooral, een pak transparanter.

Commodity

Netkosten

Beleidskosten

Wat komt er aan? ✓ Effecten van nucleaire uitstap ✓ Stijgende CO2-prijs ✓ Groter aandeel hernieuwbare energie

Wat komt er aan? ✓ Nieuwe tariefstructuur distributienettarieven

Wat komt er aan? ✓ Toeslag voor de financiering van het CRM ✓ Compensatie van andere federale kostenposten

Welke principes moeten gevolgd worden? ✓ De energieprijs moet zo zuiver mogelijk blijven

Welke principes moeten gevolgd worden? ✓ Transmissienettarieven competitiever maken voor elektro-intensieve industrie ✓ Impact distributienettarieven op middelgrote ondernemingen matigen

Welke principes moeten gevolgd worden? ✓ Kosten beperken ✓ Meer financieren uit de algemene middelen ✓ Hervormen van de doorrekening in de energiefactuur

4 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

VOKA.BE

Inleiding Energie- en klimaatthema’s zijn actueler dan ooit. Hoewel de Europese 20-20-20-doelstellingen nog niet geëvalueerd zijn, richt Europa haar blik al op 2030 en 2050. De laatste doelen voor 2030 stonden nog maar net op papier, of ze bleken volgens de Europese Commissie al niet meer voldoende. In 2050 moet de Europese Unie klimaatneutraal zijn, in 2030 wil de Europese Commissie dat we al 55% minder broeikasgassen uitstoten ten opzichte van 1990.

A

mbitieuze klimaatdoelen zetten ook de energiesector aan tot vernieuwing: de uitstoot moet tegen 2050 naar nul. Dat is een hele opdracht, want in 2018 was de energiesector nog verantwoordelijk voor 16 megaton CO2-uitstoot, een kleine 18% van het Belgische totaal. Europees is dat aandeel nog groter, daar zorgt 1.049 megaton namelijk voor een derde van alle uitstoot.1 Een sector in vernieuwing heeft nood aan nieuwe infrastructuurinvesteringen om de bevoorradingszekerheid te garanderen. Zo moeten we oplossingen vinden voor het feit dat hernieuwbare energie niet altijd beschikbaar is. Dat intermittente karakter van hernieuwbare energie maakt dat we ook moeten zorgen dat we meer dan ooit verbonden zijn met de buurlanden. Die verandering, maar ook ander klimaat- en milieubeleid, heeft een impact op wat we betalen voor energie. Een belangrijke evolutie die we nauwgezet in het oog moeten houden want, naast personeel en grondstoffen, staat energie steevast in de top 3 van bedrijfskosten.

Dat de energietransitie geld zal kosten, is ondertussen meer dan duidelijk. Overheden hebben ons lang voorgehouden dat de energietransitie ons niet al te veel ging kosten, maar dit is fout gebleken: de elektriciteitsfactuur, zowel voor gezinnen als voor bedrijven, is stilaan geëvolueerd tot een tweede belastingbrief. Niet enkel de fe-

“De elektriciteitsfactuur, zowel voor gezinnen als voor bedrijven, is stilaan geëvolueerd tot een tweede belastingbrief.” derale overheid, maar ook de Vlaamse overheid heeft zich hieraan bezondigd: we rekenen steeds meer beleid door via de elektriciteitsfactuur aan de eindconsument. Zo blijft het probleem onzichtbaar, terwijl de kosten aandikken. We kunnen gerust stellen dat we vandaag te veel betalen voor onze elektriciteit, al ligt dat dus niet aan de marktprijs van elektriciteit zelf. Het probleem wordt erkend, en hoewel Vlaanderen al een stuk meer via algemene middelen financiert, blijft echte actie voorlopig uit. Dat is problematisch: het verzwakt het concurrentievermogen van onze bedrijven en zet druk op de haalbaarheid van ambitieuze doelstellingen. Dat is dus niet langer een optie. Omwille van de internationale concurrentie voor onze bedrijven moet meer dan ooit nagedacht worden op welke manier deze kosten verdeeld worden in de samenleving.

1.

International Energy Agency (IEA)

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 5

DE ENERGIEFACTUUR DE NIEUWE BELASTINGAANGIFTE?

1. De energiefactuur: de nieuwe belastingaangifte?

De energiefactuur is complex. Uit onderzoek2 blijkt dat zes op de tien Belgen aangeven dat ze verschillende onderdelen op de energiefactuur niet begrijpen. Acht op de tien Belgen wil dan weer dat de energiefactuur vereenvoudigd wordt. Alvorens we uitspraken kunnen doen over de impact van energieprijzen op de competitiviteit van bedrijven, is het belangrijk te weten waaruit die factuur juist bestaat.

O

1. Commodity

p grote lijnen kunnen we vandaag drie grote categorieën van kosten identificeren op de Vlaamse energiefactuur. Zowel voor elektriciteit als gas betalen we uiteraard voor commodity, de eigenlijke kost voor energie.

Die energie moet dan tot bij de afnemer gekregen worden via kabels en leidingen, daarvoor krijgen de transmissie- en distributienetbeheerders een vergoeding via de nettarieven. Tot slot is er ook nog een gedeelte ‘beleidskosten’, waarmee allerhande beleid wordt gefinancierd. In het verleden werd vaak geopperd dat deze categorieën van kosten relatief in evenwicht zijn: ze zouden elk voor ongeveer een derde van de energiefactuur instaan. Dat klopt op grote lijnen voor bedrijven, maar voor residentiële afnemers, die ook btw betalen, is de afgelopen jaren het gedeelte ‘beleidskosten’ gestegen tot ongeveer de helft van de elektriciteitsrekening.

Commodity is de eigenlijke waarde van energie: wat kost het om energie te winnen, te produceren en te vermarkten. De prijs van energie volgt de markt. Dat lijkt enigszins vanzelfsprekend, maar dat was het lange tijd niet. Pas in het vorige decennium zorgde de liberalisering van de energiemarkten ervoor dat de productie en levering van energie onderhevig werden aan concurrentie.

Vandaag is er uiteraard de residentiële markt waar gezinnen en zelfstandigen terecht kunnen.

Er zijn verschillende soorten contracten waaruit de klant kan kiezen: vaste en variabele contracten. Wanneer de klant kiest voor een vast contract, zal zijn energieprijs voor de duurtijd van het contract niet wijzigen. Op die manier is hij beschermd tegen prijsstijgingen, maar tegelijk kan hij dan wel niet van lagere prijzen genieten in een dalende markt. Een klant die gekozen heeft voor variabele tarieven kan dat wel, aangezien zijn prijs maandelijks of driemaandelijks wordt geïndexeerd aan de gemiddelde marktprijs. Het nadeel van een variabel contract is dan ook logisch: ook bij stijgende prijzen zal de prijs geïndexeerd worden.

Figuur 1: Tot 50% van de factuur vloeit

terug naar de overheid Residentieel

Bedrijven Residentieel Residentieel

17% Residentieel Residentieel

Bedrijven 27%

Bedrijven 17%

17%

33%

27%

17% 33%

33% 23%

27% 23% 39% 23%

BTW

BTW

37%

17% 39% 27% 27%

33% 33% 37% 37% 39% 23% 23%

25%

39% 39% 37% 37%

25%

25% 25%

25%

BTW BTW

BTW

Bedrijven Bedrijven

Commodity Commodity

Commodity

Nettarieven Nettarieven Commodity Commodity

Andere Andere kostenkosten (beleid) (beleid)

Nettarieven Andere Nettarieven Nettarieven Andere kostenAndere (beleid)kosten (beleid)kosten Bron: PwC-studie in opdracht van FORBEG

6 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

(beleid)

Voor professionele afnemers die jaarlijks 50 MWh elektriciteit en 100 MWh gas of meer afnemen is de keuze in contracten groter. Dat komt omdat bedrijven kunnen inspelen op zowel korte als langetermijnmarkten. Hoewel het aanbod meer op maat van de klant wordt afgestemd, blijven de principes van de residentiële markt op grote lijnen wel behouden: er is de keuze tussen een vaste en variabele energieprijs. Wel kan de sterkte van de prijsaanpassingen verschillen: door in te spelen op de spotmarkten kan de te betalen energieprijs zelfs van uur tot uur wijzigen. Dat kan extreme voordelen hebben: op dagen met veel zon en wind drukt de grote hoeveelheid hernieuwbare energie de prijs soms tot een negatief niveau. Omgekeerd kan op een windstille win-

VOKA.BE

terdag schaarste op de markten zorgen voor erg hoge prijzen. Hoewel dergelijke extreme periodes vandaag slechts sporadisch voorkomen en vaak ook nog eens van korte duur zijn, zullen ze in de toekomst wel meer en meer voorvallen omdat het aandeel hernieuwbare energie stijgt. Indien een bedrijf de productie (deels) kan verschuiven of afstemmen in functie van de energiemarkten, kan een variabel contract zeker tot een interessante kostenoptimalisatie leiden. Voor andere bedrijven is dat economisch minder haalbaar, bijvoorbeeld wanneer ze al op volle capaciteit werken.

Anders dan op de residentiële markt is er voor professionele afnemers ook een derde categorie contracten: de zogenaamde ‘click contracten’. Die dienen om het risico op hoge energieprijzen meer te spreiden, aangezien dergelijke contracten het beste van beide soorten contracten combineren.

Bij een click contract wordt het volume van het jaarcontract in verschillende delen verdeeld, waarvoor dan op verschillende momenten energie ingekocht wordt aan een vaste prijs. Dit staat de klant toe om in te spelen op gebeurtenissen die een impact hebben op de prijssetting, zoals seizoensgebonden of geopolitieke effecten.

Los van de traditionele markten is het vandaag ook mogelijk om hernieuwbare energie rechtstreeks bij een (lokale) producent aan te kopen.

Via Corporate Power Purchase Agreements (CPPA’s) gaan afnemers daarbij een contract aan, vaak op de lange termijn, om tegen een afgesproken prijs rechtstreeks elektriciteit aan te kopen uit een wind- of zonnepark. Het is echter moeilijk om op deze manier naar een volledige afdekking van het verbruik te gaan, gezien zon en wind niet constant voorradig zijn.

“Op een windstille winterdag kan schaarste op de markten zorgen voor erg hoge prijzen.”

2. Nettarieven Op het vlak van de nettarieven, de prijs die we betalen om energie tot bij de eindverbruiker te krijgen, zijn in principe twee categorieën te onderscheiden. De tarieven voor transmissie en de tarieven voor distributie. Het is de federale regulator CREG die de transmissienettarieven vastlegt, terwijl de Vlaamse regulator VREG verantwoordelijk is voor de distributienettarieven.

Wat betreft het gasnet kan eenzelfde opdeling waargenomen worden. De samenstelling van de

verschillende nettarieven is enorm complex. Zo betalen we via deze tarieven niet enkel voor kosten die verbonden zijn aan het net, maar ook voor openbare dienstverplichtingen. Daar gaan we zo dadelijk verder op in. Waar de transmissienettarieven wel gelijk zijn voor het hele grondgebied, verschillen de distributienettarieven van regio tot regio, aangezien voor elke netbeheerder een apart tarief wordt berekend.

Hoewel de transmissienettarieven vandaag al een prikkel geven om het net zo efficiënt mogelijk te gebruiken, worden de distributienettarieven vandaag voornamelijk nog aangerekend op het verbruik. Bij bedrijven op middenspanning, 2.

https://www.febeg.be/nieuwsbericht/de-factuur-vereenvoudigen-om-het-aantal-klachten-te-verminderen

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 7

DE ENERGIEFACTUUR DE NIEUWE BELASTINGAANGIFTE?

voornamelijk kmo’s op industrieterreinen, is er al een gedeeltelijke aanrekening op de piekcapaciteit die ze ontlenen van het net. We gaan hier verder op in wanneer we de nieuwe distributienettarieven voor elektriciteit bespreken.

3. Beleidskosten Het gedeelte ‘beleidskosten’ van de energiefactuur kan opgedeeld worden in drie verschillende categorieën: de btw (voor particuliere klanten), de federale heffingen en de gewestelijke bijdragen. Daarbij moet wel onmiddellijk de kanttekening gemaakt worden dat deze kosten, los van de btw dan, niet altijd even zichtbaar zijn op de factuur. Dat is vaak een bewuste keuze geweest van beleidsmakers, aangezien zo goed als al het energie- en klimaatbeleid vandaag een weerslag kent in de energiefactuur. In feite is dat historisch gegroeid, aangezien in de beginjaren kosten voor beleid zoals sociale tarieven en subsidies voor hernieuwbare energie een sterke impact zouden hebben op de begroting, maar verwaterden in de totaliteit van alle energieverbruiken.

Men dacht dat dergelijk beperkte kost geen significante impact zou hebben op de factuur van gezinnen en bedrijven. Bovendien dacht men dat deze meerkosten gecompenseerd zouden worden door de daling van de prijzen als gevolg van de liberalisering van de energiemarkten. In het begin

8 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

“Door bijna het hele energiebeleid door te rekenen in de elektriciteitsfactuur is die doorheen de jaren sterk verhoogd.” klopte dat, maar intussen al lang niet meer. Door bijna het hele energiebeleid door te rekenen in de elektriciteitsfactuur is die doorheen de jaren sterk verhoogd en ook veel complexer geworden. Een kluwen van zaken die eigenlijk niet in de energiefactuur thuishoren, hebben daardoor wel een grote impact op de competitiviteit van bedrijven.

Federale beleidskosten Federaal kunnen we twee heffingen als relevant beschouwen: de federale bijdrage en de offshore bijdrage.

De federale bijdrage is een belasting op het verbruik van elektriciteit en aardgas die dient voor de financiering van enkele openbare dienstver-

VOKA.BE

Offshorebijdrage in laatste decennium Figuur 2: Offshorebijdrage in laatste meer dan vertienvoudigd decennium meer dan vertienvoudigd 10,00

9,0141

7,2875

EUR/MWh

7,50 5,1601

5,00 3,9132

2,50

4,3759 3,8261

2,2133 0,782

0,00

4,0475

1,0808

0,1286 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Bron: Diverse MinisteriĂŤle Besluiten

plichtingen en van de werking van de federale energieregulator CREG. Openbare dienstverplichtingen zijn actieverplichtingen die in het kader van het algemeen belang kunnen worden opgelegd aan energiebedrijven. Vaak hebben deze maatregelen te maken met het sociale energiebeleid, energie-efficiĂŤntie of hernieuwbare energie. In de regel krijgen partijen aan wie dergelijke verplichtingen worden opgelegd een vergoeding voor de gemaakte kosten, een vergoeding die nagenoeg steeds wordt doorgerekend aan de eindconsument. Via de federale bijdrage betaalt de eindverbruiker zo voor vier specifieke actieverplichtingen die zijn opgelegd door de federale wetgever. Namelijk de werking van de CREG, het denuclearisatiefonds, het sociaal energiefonds en fonds beschermde klanten. Vandaag bedraagt de federale bijdrage op elektriciteit 3,18 euro per MWh en 0,75 euro per MWh op aardgas.3 Belangrijk is dat men bij de doorrekening van deze kosten de keuze heeft gemaakt om de competitiviteit van ondernemingen te beschermen.

Daartoe zijn twee beschermingsmechanismes voor verbruikers vanaf 20 MWh ingevoerd: de degressiviteit van de bijdragen en een absoluut plafond van de betalingen. Per verbruikslocatie kan de federale bijdrage, afhankelijk van het totale professionele verbruik, voor bepaalde verbruiksschijven met 15% tot 45% verminderd worden. Niettegenstaande de degressiviteit van de federale bijdrage al zorgt voor een verlichting van de factuur bij industriĂŤle grootverbruikers,

kan de totale factuur toch nog aanzienlijk blijven.

Daarom heeft men ervoor gekozen om ook een absoluut plafond in te voeren. Zo zal een bedrijf per site nooit meer dan 250.000 euro federale bijdrage voor elektriciteit betalen, voor aardgas bedraagt dat plafond 750.000 euro. Zonder deze maatregelen zou de industrie niet internationaal competitief kunnen zijn.

De offshore bijdrage dient voor de financiering van de subsidies voor de windmolens in de Noordzee. Deze bijdrage is minder zichtbaar op de energiefactuur dan de federale bijdrage, aangezien ze doorgerekend wordt in de Elia-tarieven zonder dat er specifiek melding van wordt gemaakt op de elektriciteitsfactuur. Anders dan de federale bijdrage is ze enkel op het elektriciteitsverbruik verschuldigd en dus niet op het aardgasverbruik. Het tarief voor deze openbare dienstverplichting bedraagt in 2020 ongeveer 9 euro per MWh4, maar kent net zoals de federale bijdrage degressiviteit voor grote verbruikers.

Het absoluut bijdrageplafond bedraagt ook hier 250.000 euro per verbruikssite. Door verschillende hervormingen in de vorige legislatuur (zoals tendering van de steun en het voorzien van de 3.

4.

https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Tarifs/ CotFed/CotFedE2020NL.pdf https://www.elia.be/-/media/project/elia/elia-site/customers/tarrifs-and-invoicing/tariffs-and-invoicing/nl/ grille-tarifaire-2020-2023-toeslagen-nl-v3.pdf

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 9

DE ENERGIEFACTUUR DE NIEUWE BELASTINGAANGIFTE?

aansluiting), zijn er stappen in de goede richting gezet om de sterke stijging van deze kosten te temperen.

Vlaamse beleidskosten Het gros van het Vlaamse gedeelte van de ‘beleidskosten’ in de energiefactuur valt te koppelen aan het ondersteuningsmechanisme voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling.

Vlaanderen, anders dan het federale niveau, heeft ervoor gekozen om zijn steunsysteem te organiseren via een certificatenmarkt. Voor elke geproduceerde eenheid aan hernieuwbare energie kunnen producenten een groenestroomcertificaat krijgen. Dat systeem is doorheen de jaren een aantal keer grondig hervormd, voornamelijk om de subsidies in lijn te brengen met de technologische -en marktevoluties. Los daarvan is de doorrekening naar de eindconsument op grote lijnen hetzelfde gebleven. Leveranciers worden namelijk verplicht om te bewijzen dat een deel van de energie die ze leveren duurzaam en lokaal geproduceerd is. Ze doen dat door een verplicht aantal groenestroomcertificaten voor te leggen aan de regulator (de zogenaamde ‘quotumverplichting’). Wanneer een energieleverancier zelf geen producent is, moet hij dus op de markt groenestroomcertificaten aankopen om aan deze verplichting te voldoen. De kosten die hij daarbij maakt, mag hij doorrekenen aan de eindconsument. Op de elektriciteitsfactuur is deze kost weergegeven als ‘bijdrage groene stroom (Vlaanderen)’. De exacte hoogte is afhankelijk van de inkoopstrategie die elke leverancier hanteert. Vandaag zien we dat deze kost ongeveer tussen de 20 à 22 euro excl. btw per MWh ligt voor groene stroom en tussen de 2,5 à 3,5 euro excl. btw per MWh voor warmtekrachtkoppeling.

Om de competitiviteit van energie-intensieve bedrijven te vrijwaren, heeft de Vlaamse overheid twee beschermingsmechanismes uitgewerkt: vrijgestelde verbruiken en de supercap.

Verbruiken van grootverbruikers die meer dan 1 GWh elektriciteit per jaar verbruiken en tot een limitatieve lijst van sectoren behoren, kunnen per afnameschijf tussen 47% en 98% vrijgesteld worden van de quotumverplichting. Aangezien voor de meest elektro-intensieve bedrijven deze vrijstellingen niet volstaan om competitief te zijn ten opzichte van de buurlanden, heeft men ook hier geopteerd voor een plafond van de bijdragen (de zogenaamde supercap) in navolging van de buurlanden. Afhankelijk van de sector kunnen deze bedrijven hun totale bijdrage beperken tot maximaal 0,5% of 4% van hun bruto toegevoegde waarde. Op dit moment genieten achttien Vlaamse bedrijven van dit systeem.

10 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

IE

In een ideale wereld zorgt de overheid ervoor dat vraag en aanbod op de certificatenmarkt in evenwicht zijn. Ze kan dit doen door, naarmate de hoeveel hernieuwbare energie in de markt stijgt, de quotumverplichting te verstrengen. Op die manier moeten leveranciers meer certificaten aankopen en stijgt dus logischerwijs ook de kost voor de eindverbruiker. Maar wanneer het aanbod aan certificaten groter is dan de vraag, dreigt ondersubsidiëring voor hernieuwbare energie.

Daarom legde de Vlaamse decreetgever een opkoopverplichting aan minimumprijs op aan de Vlaamse distributienetbeheerders. De netbeheerders kunnen de opgekochte certificaten dan opnieuw verkopen op de markt, weliswaar aan een lagere marktprijs. Het verschil tussen de lagere marktprijs en de minimumsteun wordt dan als openbare dienstverplichting doorgerekend aan de eindverbruiker via de distributienettarieven. In 2021 betaalden we hiervoor meer dan 532 miljoen euro via de distributienettarieven.

“Omwille van de onzichtbaarheid van de lasten, is er weinig incentive voor de overheden om ze aan te pakken.”

Misschien de meest zichtbare, of alleszins toch meest bekende energiebelasting is vermoedelijk de Vlaamse energieheffing. Deze heffing voedt het Vlaamse energiefonds, waarmee men energiebeleid zoals de ‘call groene warmte’ en nieuwe premies financiert. De energieheffing werd in de vorige legislatuur sterk verhoogd. Dat komt omdat een sterke stijging van hernieuwbare energie ervoor gezorgd had dat er gevoelig meer aanbod dan vraag was op de certificatenmarkt. Wat op zijn beurt zorgde voor grote voorraden aan certificaten bij de distributienetbeheerders, die deze op termijn ook niet meer kwijt geraakten op de certificatenmarkt. Om dit probleem op te lossen is de vorige Vlaamse regering overgegaan tot het opkopen en vernietigen van deze ‘overschotten’.

Om die opkoop te financieren is toen de zogenaamde ‘Turteltaks’ in het leven geroepen. Hoewel het grondwettelijk hof de eerste versie van deze heffing vernietigd heeft, was die wel bijzonder effectief. Het gros van het certificatenoverschot groene stroom is met de opgehaalde middelen op 18 maanden vernietigd kunnen worden.

Na de uitspraak van het grondwettelijk hof zijn de jaarlijkse tarieven voor de Vlaamse energieheffing als volgt: 5,16 euro voor residentiële klan-

E

Commodity

VOKA.BE

Netkosten

Beleidskosten

Wat? De eigenlijke prijs van energie: Wat? De prijs die we betalen om wat kost het om energie te winnen, energie tot bij de eindverbruiker te te produceren en te vermarkten krijgen

Wat? Energiebeleid wordt voornamelijk via de energiefactuur gefinancierd. Die gemaakte kosten worden doorgerekend naar de eindverbruiker.

Hoe opgebouwd? ✓ Prijs per hoeveelheid energie

Hoe opgebouwd? ✓ Openbare dienstverplichtingen ✓ Federale bijdrage ✓ Offshore bijdrage ✓ Bijdrage groene stroom en warmtekrachtkoppeling ✓ Energieheffing

Hoe opgebouwd? ✓ Transmissienettarieven ✓ Distributienettarieven

Figuur 3: Vier keer zoveel beleidskosten

ten aangesloten op laagspanning, 96,72 euro voor andere klanten aangesloten op laagspanning, 1.843,56 euro voor afnemers op middenspanning en 10.754,16 voor afnemers aangesloten op het hoogspanningsnet.

doorgerekend in de elektriciteitsfactuur dan in de gasfactuur Klein bedrijf Elektriciteit Klein bedrijf Elektriciteit

Klein bedrijf Gas

10%

Opvallend is dat nagenoeg al deze beleidskosten, met uitzondering van de federale bijdrage, enkel aangerekend worden aan elektriciteitsverbruikers. De verschillende overheden hebben er dus duidelijk voor gekozen om elektriciteit relatief meer te belasten dan andere energiedragers.

Problematisch is ook dat de energiefactuur vandaag geen totaalbeeld geeft van de grootteorde van de beleidsmaatregelen die allemaal doorgerekend worden aan de eindconsument. De VREG berekende wel dat, wat betreft de Vlaamse bevoegdheden, de kosten van de openbare dienstverplichtingen oplopen tot ongeveer 1,4 miljard euro excl. btw in 2018. Dat is meer dan 3% van alle uitgaven die opgenomen zijn in de begroting van de Vlaamse overheid. Al deze uitgaven zitten dus verdeeld over de drie categorieën kosten die we terugvinden op de energiefactuur: commodity, nettarieven en beleidskosten. Omwille van de onzichtbaarheid van deze lasten, is er weinig incentive voor de verschillende overheden om dit probleem aan te pakken.

Klein bedrijf Gas

10%

61%

39% 39% 61% 90%

Beleidskosten

90%

Andere kosten

Bron: VREG

Beleidskosten

Andere kosten

Figuur 4: 1,4 miljard euro aan Vlaams beleid

1,4 miljard euro aan Vlaams beleid in de energiefactuur (2018)

in de energiefactuur 1,4 miljard euro aan(2018) Vlaams beleid in de energiefactuur (2018)

Via energiekost

Via energiekost

Via nettarieven elektriciteit Via nettarieven

elektriciteit Via nettarieven aardgas Via nettarieven aardgas

Via energieheffing

5.

https://www.vreg.be/sites/default/files/document/ rapp-2019-11.pdf

Via energieheffing Bron: VREG

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 11

DE ENERGIEFACTUUR BETALEN WE VEEL?

2. Betaalt (enkel) Vlaanderen veel voor zijn energie?

Bedrijven voelden de afgelopen jaren wel aan dat ze wat betreft energieprijzen aan concurrentiekracht verloren ten opzichte van de buurlanden, maar konden dit moeilijk kwantificeren. Om fijnmazig de vinger op de wonde te kunnen leggen, is er nood aan correcte en betrouwbare data. De laatste jaren zijn daarvoor stappen vooruit gezet.

B

egin 2018 kwamen de verschillende overheden in ons land tot een akkoord over de langetermijnvisie rond energie en schreven die neer in een interfederaal ‘energiepact’.

Naast doelstellingen rond bevoorradingszekerheid, energie-efficiëntie en hernieuwbare energie nam men zich ook voor om de energiekosten bij gezinnen en bedrijven te beperken.

De competitiviteit van bedrijven stond daarbij centraal. Eind 2018 werd die laatste doelstelling dan ook vertaald in het Vlaamse energiedecreet: de energienorm voor de Vlaamse bevoegdheden was een feit. Althans, in theorie. De energienorm is in feite een beleidsinstrument dat uitgaat van een regelmatige monitoring van de energieprijzen met de buurlanden. Mocht uit die monitoring dan blijken dat er significante prijsverschillen ontstaan die de competitiviteit van bedrijven kunnen schaden, kan er ingegrepen worden. Op Vlaams niveau kreeg dat monitoringsprincipe enigszins vorm, aangezien de Vlaamse energieregulator in samenwerking met de andere energieregulatoren elk jaar in mei een benchmarkstudie met de buurlanden publiceert.

12 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

In mei 2020 werd dan ook de eerste studie gepubliceerd. Hoewel het niet de eerste studie is die de energieprijzen in ons land vergelijkt met de buurlanden6, is het wel de eerste studie die uitgaat van alle energieregulatoren in ons land.

Het is wel cruciaal dat er ook passende maatregelen zullen volgen om de competitiviteit van onze bedrijven te verbeteren.

1. We betalen veel voor onze elektriciteit Bovengenoemde benchmarkstudie7 brengt voor acht verschillende verbruiksprofielen de elektriciteitsfactuur in kaart. Men keek naar de tarieven van januari 2020, wat betekent dat mogelijke effecten door de COVID-19-crisis buiten de scope vallen. Vergeleken met onze buurlanden (Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk) betalen we in België relatief veel voor onze elektriciteit. Dat is een belangrijk feit, aangezien de energiekost een cruciaal element is voor de competitiviteit van grote industriële verbruikers.

VOKA.BE

Laagspanning Met een gemiddeld tarief van 204,53 euro per MWh zijn de elektriciteitskosten voor Vlaamse professionele afnemers aangesloten op laagspanning bij de hoogste van de buurlanden. Enkel Duitsland kent een hogere totaalprijs per MWh van 235,50 euro8, dit voornamelijk omwille van hoge belastingen om mee het hoge aandeel hernieuwbare energie te financieren. Deze vergelijking gaat in principe ook op voor residentiële afnemers, al moet men dan uiteraard wel de btw in rekening brengen. De commodity-kost voor dit type klanten is vergelijkbaar in België, Nederland en Frankrijk. In Duitsland is die doorgaans lager. Hoewel er wel wat spreiding zit op de te betalen netwerkkosten, zit Vlaanderen hier in de middenmoot. Het grootste gedeelte van de beleidskosten bestaat uit belastingen. In Duitsland zorgt bijvoorbeeld de EEG-Umlage, die dient ter financiering van de hernieuwbare energiebronnen, ervoor dat de helft van de elektriciteitsfactuur bestaat uit belastingen. In Vlaanderen zijn deze kosten ongeveer ‘gemiddeld’, maar staan ze wel in voor 40% van de totale elektriciteitskost.

Tellen we daar de btw voor residentiële afnemers bij, komt dit uit op 50%. Of met andere woorden, de helft van de factuur vloeit terug naar de overheid. Deze situatie is niet langer houdbaar.

Enkel Duitsland kent hogere prijzen op laagspanning

Figuur 6: Franse aangesloten Fransebedrijven bedrijven aangesloten op middenspanning

op middenspanning hebben competitief hebben competitief voordeel voordeel

Bron: PwC-studie in opdracht van FORBEG, aangevuld met eigen berekeningen

Figuur 5: Enkel Duitsland kent hogere prijzen op laagspanning

en distributie van elektriciteit zijn over het algemeen ook lager, maar opvallend genoeg kent Vlaanderen hiervoor de laagste tarieven van de buurlanden. In sommige gevallen bedragen ze zelfs minder dan de helft dan deze van enkele Duitse regio’s. Echt grote verschillen zien we echter pas bij de component beleidskosten, waar we zien dat Duitsland zeer hoge tarieven kent. Dit is het resultaat van het Duitse beleid ter bescherming van de haar elektro-intensieve industrie. Wanneer bedrijven uit bepaalde sectoren jaarlijks meer dan 1 GWh verbruiken en een relatief hoge energiekost ten opzichte van hun bruto toegevoegde waarde kennen, kunnen ze tot 85% korting krijgen op de EEG-Umlage. Dit heeft echter als gevolg dat de kosten bij andere Duitse afnemers stijgen. Gelijkaardige initiatieven vinden we terug in Vlaanderen, Frankrijk en Nederland, al is het effect daar minder groot.

Hoogspanning

Bron: PwC-studie in opdracht van FORBEG, aangevuld met eigen berekeningen

Middenspanning Vergeleken met de buurlanden kent Vlaanderen, op Frankrijk na, de laagste totale elektriciteitskost op middenspanning. Die bedraagt tussen 78,70 en 93,98 euro per MWh. Deze spreiding bestaat omdat enkele elektro-intensieve bedrijven deels vrijgesteld worden van de bijdragen ter financiering van hernieuwbare energie (zie supra). Dit zorgt voor een competitief voordeel.

Waar op laagspanning nog verschillen zaten tussen de buurlanden wat betreft de commodity-prijs, is dat verschil nagenoeg verdwenen bij deze klantengroepen. Tarieven voor transport

Op hoogspanning zien we veeleer een gemengd verhaal. Vlaanderen kent totaalprijzen tussen 56,92 en 62,33 euro per MWh. Op het eerste zicht gemiddelde prijzen, maar dat is een onvolledige conclusie van het geheel. De volumes waarover we spreken (dit scenario gaat uit van een jaarverbruik van 100 GWh per jaar) zijn zo groot, dat een miniem verschil een enorme impact kan hebben in absolute euro’s. Opnieuw zijn het niet de commodityprijzen die zorgen voor een competitief nadeel, aangezien deze nagenoeg gelijk zijn in onze buurlanden. Opvallend zijn wel de relatief hoge transmissienettarieven die we kennen in België. Zowel Duitsland, Frankrijk als Nederland 6.

7.

8.

Ook Febeliec brengt elk jaar in samenwerking met Deloitte een studie uit. Deze studie heeft een focus op de elektro-intensieve industrie. https://www.vreg.be/nl/document/rapp-2020-11 Gewogen gemiddelde transmissienetbeheerders, eigen berekeningen op basis van data PWC-studie

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 13

DE ENERGIEFACTUUR BETALEN WE VEEL?

Figuur 7: Vlaanderen hoogste Vlaanderenkent kent de hoogste transmissiekost buurlanden transmissiekost vanvan dede buurlanden

maar telkens zal dat in Vlaanderen aan het goedkoopste tarief zijn.

Kleine verbruikers

Vlaanderen kent de hoogste transmissiekost van de buurlanden

Bij een kleinzakelijk verbruik van 300 MWh per jaar, kent Vlaanderen een gemiddeld tarief van 22,70 euro per MWh, wat in schril contrast staat met 58,15 euro per MWh in Nederland. De Nederlandse energiebelasting op gas alleen al is bijna het dubbele van wat de Vlaamse aardgasafnemer aan totale aardgaskosten betaalt. We belasten elektriciteit dus zeer zwaar, terwijl aardgas zo goed als vrijgesteld is van bijkomende bijdragen.

Dat is opmerkelijk, aangezien het beleid toch aangegeven heeft op termijn bepaalde processen te willen elektrificeren. Niet enkel op vlak van belastingen kent Vlaanderen een competitief voordeel, ook de transportkosten en commodityprijzen zijn bij de laagste van de buurlanden.

Industriële verbruikers

Bron: PwC-studie in opdracht van FORBEG

kennen lagere tarieven omdat zij kortingen geven aan grote en stabiele verbruikers terwijl dat in ons land niet het geval is. In principe gelden dezelfde eerder vernoemde vrijstellingen voor andere kosten ook op hoogspanning. Zowel in Duitsland als in Vlaanderen wordt getracht de elektro-intensieve industrie te beschermen met maatregelen zoals vrijstellingen en voor enkelen ook de ‘supercap’. Dat maakt dat de kost per MWh voor hernieuwbare energie daalt voor zij die ervan kunnen genieten. Vergelijken we de totale elektriciteitskosten voor de meest energieintensieve bedrijven, dan bemerken we toch een competitief nadeel in Vlaanderen ten opzichte van Duitsland, Nederland en Frankrijk. Dit toont aan dat de huidige vrijstellingen en kortingen hoogstnoodzakelijk maar onvoldoende zijn om aan te sluiten bij de buurlanden.

Een vrijwel gelijkaardig verhaal valt waar te nemen voor grote industriële aardgasverbruikers: lage commodity-prijzen in Vlaanderen, de laagste transportkosten van de buurlanden en vrijwel geen andere kosten in de vorm van belastingen. Met een totaalprijs van maximaal 14,17 euro per MWh, is Vlaanderen ook hier het meest competitief van alle buurlanden. Voor afnemers die aardgas als grondstof gebruiken, zien we in Nederland wel een complete vrijstelling aan belastingen, wat in ons land niet het geval is. Ook in Duitsland en Frankrijk zijn er dergelijke beleidsinstrumenten, zij het al dan niet een volledige vrijstelling voor aardgas als grondstofverbruik.

Het valt dus op te merken dat industriële verbruikers opmerkelijk minder betalen in Vlaanderen. Omgekeerd betalen bedrijven die aardgas als grondstof gebruiken, doorgaans minder belastingen in de buurlanden.

Figuur 8: Nederland belast kleinzakelijk

Nederland belast kleinzakelijk gasverbruik gasverbruik 17 keer zo veel als Vlaanderen 17 keer zo veel als Vlaanderen

2. België kent de laagste aardgasprijzen van de buurlanden Wat betreft de aardgasprijzen kunnen we stellen dat Vlaanderen op het eerste zicht een gunstige situatie kent: alle onderzochte verbruiksprofielen, van kleinverbruiker tot energie-intensieve verbruiker, kennen lagere prijzen ten opzichte van de buurlanden (voor energetische toepassingen). Net zoals bij elektriciteit zijn er uiteraard verschillen in welke prijs men effectief betaalt, 14 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

Bron: PwC-studie in opdracht van FORBEG

VOKA.BE

3. Wat komt er op ons af?

De energiesector is een sector in transitie. Misschien meer dan in eender welke andere markt, zien we vandaag de effecten van het gevoerde beleid. Wanneer de Europese Unie de Green Deal als topprioriteit voor de komende jaren vooropstelt, dan zullen we vermoedelijk ook het komende decennium nog heel wat veranderingen in de sector mogen verwachten.

U

it het geheel van factoren die een impact kunnen hebben op de energiefactuur, selecteren we drie belangrijke thema’s waar we dieper op willen ingaan. Het gaat om de evolutie van de eigenlijke energieprijs, de nieuwe distributienettarieven elektriciteit op laag- en middenspanning en het capaciteitsremuneratiemechanisme (CRM).

1. Evolutie commodity De keuze om geleidelijk aan af te stappen van fossiele energiebronnen en in te zetten op klimaatneutrale alternatieven heeft in het verleden, zoals aangetoond, stijgende energiefacturen tot gevolg gehad. Paradoxaal genoeg had dat niet per se zo hoeven te zijn en moet dit dus ook niet zo blijven voor de toekomst.

Deze paradox kunnen we best verduidelijken aan de hand van het ‘merit order’-effect. Vraag en aanbod op de elektriciteitsmarkt moeten namelijk op elk moment gelijk zijn aan elkaar.

“Hernieuwbare energie zorgt voor een neerwaartse druk op de marktprijzen.”

Zonder dit evenwicht ontstaan er problemen op het elektriciteitsnet. Er zijn echter momenten waarop er meer vraag is naar elektriciteit dan op andere momenten (bijvoorbeeld tijdens de werkuren of in de winter), ook is er niet per definitie op elk moment evenveel elektriciteit beschikbaar (bijvoorbeeld tijdens windstille dagen of tijdens het onderhoud van energiecentrales). Op korte termijn is de prijselasticiteit van de vraag naar elektriciteit echter beperkt, aangezien gezinnen en bedrijven namelijk grotendeels afhankelijk zijn van elektriciteit voor hun dagelijkse activiteiten. Daarom is de prijszetting van elektriciteit sterk afhankelijk van de aanbodcurve. Die NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 15

DE ENERGIEFACTUUR WAT KOMT ER OP ONS AF?

curve wordt bepaald door de marginale kosten van elke productie-installatie. De installatie met de laagste marginale kost zal altijd eerst aangewend worden om aan de vraag te voldoen, daarna de installatie met de op één na laagste kost, enzovoort. En dit tot dat aan de volledige vraag naar elektriciteit is voldaan. De laatste, en dus duurste, productie-installatie die op dat moment de vraag voldoet zet uiteindelijk de prijs voor de volledige vraag. Hernieuwbare energie uit zon en wind heeft de laagste marginale kosten van alle productie-installaties. Dat komt omdat andere installaties nood hebben aan grondstoffen, terwijl dat voor hernieuwbare installaties vaak niet het geval is, hun kost bestaat hoofdzakelijk uit de installatiekost. Dit maakt dat hernieuwbare energie zorgt voor een neerwaartse druk op de marktprijzen en is meteen ook de reden waarom marktprijzen in Duitsland sterk gedaald zijn sinds het begin van de Energiewende.

prominentere plaats in de elektriciteitsmix van onze regio. Dat is logisch, aangezien gascentrales uiterst flexibel zijn en dus hernieuwbare bronnen goed kunnen aanvullen op momenten dat er weinig elektriciteit uit zon en wind beschikbaar is.

Maar gas kent ook nadelen: de prijs is volatiel, relatief duur als grondstof en niet emissie-vrij.

Zo heeft een stijging van de gasprijzen vandaag al een onmiddellijk effect op de elektriciteitsprijs: een stijging van 1 euro per MWh op de gasprijs, vertaalt zich ongeveer in een stijging van 2 euro per MWh op de groothandelsprijs van elektriciteit. Aangezien we op meer momenten gascentrales zullen inzetten, kunnen we in de toekomst dus verwachten dat energie duurder zal zijn dan vandaag. Maar ook het feit dat gascentrales CO2 uitstoten, kan de komende jaren zorgen voor stijgende elektriciteitsprijzen.

“Hernieuwbare energie uit zon en wind heeft de laagste marginale kosten van alle productie-installaties.”

Maar hernieuwbare energie is niet op elk moment beschikbaar. Vandaag is de opslag van elektriciteit nog duur, dus blijven centrales op basis van nucleaire en fossiele energie noodzakelijk om op elk moment aan de energievraag te voldoen. Bij die productie-installaties kennen de nucleaire eenheden de laagste marginale kosten, daarna volgen de kolencentrales en tot slot de gascentrales met de hoogste marginale kosten.

Toch zien we in ons land, en onze buurlanden, een beweging richting meer gasgestookte elektriciteitscentrales, gedreven door hun lagere CO2-uitstoot ten opzichte van steenkoolcentrales. De huidige federale regering herbevestigde de nucleaire uitstapkalender en zet via het CRM in op voldoende gasgestookte capaciteit. Duitsland wil tegen 2023 al zijn nucleaire centrales gesloten hebben en voorziet daarbovenop de sluiting van oude kolencentrales tegen 2038.

Ook in Frankrijk wil men de laatste kolencentrales sluiten tegen 2023. In Nederland sluit men de kolencentrales tegen 2030. Op vlak van het sluiten van kolencentrales ligt België ver vooruit ten opzichte van de buurlanden. De laatste kolencentrale werd bij ons al in 2015 gesloten. Naast hernieuwbare bronnen, krijgt gas dus steeds een 16 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

De elektriciteitssector valt namelijk onder de Europese emissiehandel (ETS) en moet dus rechten aankopen voor elke ton CO2 die ze uitstoot. De kostprijs voor het aankopen van die emissierechten is afhankelijk van twee factoren: het volume van de CO2 dat uitgestoten wordt en de prijs van de emissierechten. De vervanging van nucleaire capaciteit in België en Duitsland zal het volume aan CO2-emissies door gascentrales doen stijgen, maar niet de totale CO2-emissies aangezien die geplafonneerd zijn. Immers door de verbeterde performantie van de nieuwste generatie gascentrales zullen zij oude kolencentrales in het buitenland, die veel meer CO2 uitstoten, uit de markt duwen. Zodoende zal het totale volume aan CO2-emissies in de elektriciteitsproductie op (middel)lange termijn in absolute termen wel-

Figuur 9: Elektriciteitsprijs laatste jaren

steeds afhankelijker van CO2-prijs

Elektriciteitsprijs laatste jaren steeds afhankelijker van CO2-prijs

Bron: ICE

VOKA.BE

licht niet stijgen ondanks de grotere inzet van gascentrales. De CO2-prijs daarentegen kan wel grotere effecten hebben. De groothandelsprijs voor elektriciteit is namelijk erg sensitief aan de CO2-prijs. Wanneer de prijs van één ton CO2 stijgt met één euro, zal de elektriciteitsprijs op de markt stijgen met ongeveer 0,60 à 0,65 euro. De afgelopen jaren kenden we al een sterk stijgende trend wat betreft CO2-prijzen. In juli 2017 was de prijs per ton CO2 nog ongeveer 5 euro. Drie jaar later, in 2020, is dat bijna 28 euro per ton.

Verwacht wordt dat, door een alsmaar strenger klimaatbeleid, de CO2-prijs ook de volgende jaren blijvend zal stijgen. De huidige voorspellingen stellen een CO2-prijs van 90 euro per ton in het vooruitzicht. Dat zal ongetwijfeld leiden tot stijgende commodityprijzen, een evolutie waar bedrijven best vandaag al rekening mee houden in hun energiebeleid.

2. Nieuwe distributienettarieven elektriciteit Zoals eerder beschreven worden de periodieke distributienettarieven vandaag voornamelijk nog aangerekend op het verbruik. Bij bedrijven op middenspaning is er echter wel al een gedeeltelijke aanrekening op de piekcapaciteit die ze ontlenen van het net.

Een toenemende energie-efficiënte en integratie van hernieuwbare energiebronnen in de markt, hebben ervoor gezorgd dat het verbruik als basis voor de aanrekening van de nettarieven deels is geërodeerd. Bovendien reflecteren ze niet het overgrote aandeel van de netkosten, de aanleg van het net. Deze kost is weinig afhankelijk van het verbruik op jaarbasis, maar is meer gerelateerd met het maximumvermogen dat een gebruiker nodig heeft. Dat feit heeft op termijn ook negatieve effecten.

De energietransitie zal ervoor zorgen dat het productiepark decentraler wordt en het energieverbruik stapsgewijs meer en meer geëlektrificeerd wordt, met vooral hogere piekverbruiken tot gevolg. Om die pieken op te kunnen vangen, zullen in de toekomst bijkomende netinvesteringen nodig zijn. Maar wanneer investeringen in netcapaciteit stijgen en het verbruik daalt waarop die investeringen kunnen aangerekend worden, ontstaat op termijn een onhoudbare situatie.

Die noodzakelijke investeringen in netcapaciteit zijn niet zo zeer het gevolg van een stijgend energieverbruik, maar eerder van het feit dat we steeds meer en krachtigere toestellen en machines op hetzelfde moment gebruiken. Je kan de situatie vergelijken met een autosnelweg: in principe is die voldoende breed en lang om ieNOVEMBER 2020 VOKA PAPER 17

DE ENERGIEFACTUUR WAT KOMT ER OP ONS AF?

dereen zich op een comfortabele manier te laten verplaatsen. Er ontstaan echter problemen tijdens het spitsuur: te veel wagens willen tegelijk gebruik maken van de snelweg. Wanneer er meer vrachtwagens dan wagens rijden, zal dat ook sneller tot file leiden. Op dat moment zijn er twee oplossingen om het probleem aan te pakken: ofwel verbreed je de snelweg, ofwel zorg je dat het verkeer meer in de tijd gespreid wordt.

Daarbij is de tweede optie vermoedelijk een stuk kosten-efficiënter dan de investeringsoptie. De evolutie naar een doorrekening op piekverbruik en piekinjectie is dan ook onvermijdelijk.

Op middenspanning wordt wat betreft de afname van elektriciteit vanaf 2022 rekening gehouden met het gecontracteerde toegangsvermogen, de werkelijke vermogenspiek, de reactieve energie en het verbruik.

“De evolutie naar een doorrekening van de prijs op piekverbruik en piekinjectie is onvermijdelijk.”

De Vlaamse regulator probeert al in de komende tariefperiode via zijn tarieven dat ‘verkeer’ van elektriciteitsverbruik te spreiden om pieken te vermijden. Door een economische prikkel te geven om het elektriciteitsverbruik te spreiden in de tijd, hoopt de regulator onnodige investeringen te vermijden. Die prikkel voert men in vanaf 1 januari 2022, wanneer de nieuwe tariefstructuur distributie in werking treedt. Daarbij moet men een onderscheid maken tussen de tarieven die gelden op laagspanning (residentiële klanten en kleine bedrijven) en middenspanning (middelgrote tot grote bedrijven).

Het toegangsvermogen (kVA) is het maximale vermogen dat een bedrijf per kwartier mag benutten en waarvoor het een basisvergoeding betaalt. Omgekeerd is de distributienetbeheerder in regel ook verplicht om deze capaciteit te allen tijde beschikbaar te houden van de afnemer. In het verleden werd, met het oog op toekomstige bedrijfsinvesteringen, vaak geopperd dat het beter is om een zwaardere aansluiting te vragen dan eigenlijk werkelijk noodzakelijk is.

Het werkelijke afgenomen piekvermogen wordt vandaag deels in rekening gebracht, maar dat is niet het geval voor het toegangsvermogen. Dat maakt dat sommige bedrijven dus niet betalen voor capaciteit die ze nodeloos reserveren op het distributienet. Hoewel het werkelijk verbruikte piekvermogen (kW) ook in de toekomst nog in rekening gebracht zal worden, wil de VREG ook de gereserveerde capaciteit weerspiegelen in de tarieven. Wat betreft de netgebonden kosten, zal daarom vanaf 2022 50% van het tarief aangerekend worden op het toegangsvermogen en 50% op de hoogste kwartierpiek van de afgelopen maand. In realiteit is het werkelijke aansluitingsvermogen echter vaak groter dan het benodigde vermogen, wat betekent dat bedrijven in de praktijk hun toegangsvermogen kunnen overschrijden. Voor deze praktijk zal in de toekomst gedurende twaalf maanden een boetetarief be-

40% van de bedrijven op middenspanning gaat meer betalen aan distributienettarief Figuur 10: 40% van de bedrijven op middenspanning gaat meer betalen aan distributienettarief meer dan verdubbeld tussen 50 en 100% meer tussen 30 en 50% meer tussen 10 en 30% meer tussen 10% minder en 10% meer tussen 30 en 10% minder tussen 30 en 50% minder meer dan gehalveerd 0% Bron: VREG

18 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

13%

25%

38%

50%

VOKA.BE

taald moeten worden. Het komt er dus op aan dat bedrijven in de komende maanden best bekijken of hun toegangsvermogen afgestemd is op het werkelijke piekvermogen. De openbare dienstverplichtingen blijven zoals vandaag echter wel op verbruik (kWh) aangerekend worden.

De eerste simulaties van de VREG geven een gemengd beeld wat betreft de impact van de nieuwe distributienettarieven voor bedrijven.

Ongeveer 40% van de bedrijven zou ongeveer hetzelfde tarief blijven betalen als vandaag. 45% van de bedrijven lijkt zeker méér te moeten gaan betalen voor het gebruik van het distributienet dan vandaag. Dat is opmerkelijk en onwenselijk, aangezien we mochten verwachten dat de distributienettarieven eerder zouden dalen dan stijgen. Dat komt omdat het toegelaten inkomen van de netbeheerders (wat alle tarieven op één jaar in totaal mogen opbrengen) de komende jaren daalt. Een belangrijke factor daarin is de wijze waarop de vergoeding voor het geïnvesteerde kapitaal wordt berekend. Die is vandaag standaard 4,8% en zal voor de periode 2021 – 2024 dalen naar 3,5%. In het verleden werd er echter ook een vergoeding betaald aan de aandeelhouders van de distributienetbeheerders voor de herwaarderingsmeerwaarden van het gereguleerd kapitaal (de kabels en leidingen). In de tariefmethodologie voor de volgende regulatoire periode, zal de kapitaalsvergoeding voor dat soort activa geleidelijk aan dalen naar 0%.

Het feit dat ondanks een daling van het toegelaten inkomen, een groot deel van de bedrijven mogelijk toch zijn nettarieven zal zien stijgen, doet vermoeden dat veel bedrijven vandaag een te hoog toegangsvermogen ingesteld hebben. De komende maanden zullen meer en meer details over de nieuwe tarieven beschikbaar worden, elk bedrijf doet er daarom goed aan om de impact van deze wijzigingen goed in kaart te brengen en eventueel te remediëren. Daarom is het belangrijk om zo snel mogelijk een beeld te krijgen van deze nieuwe tarieven. Het bepalen van het toegelaten inkomen voor 2022 zou daarom best zo snel mogelijk gebeuren.

3. capaciteitsremuneratiemechanisme Het aandeel hernieuwbare energie in onze elektriciteitsmix stijgt jaar na jaar. In de toekomst zal dat aandeel enkel blijven stijgen, wat belangrijk is om de ambitieuze doelen te halen die we onszelf hebben opgelegd tegen 2030 en 2050. Op zich is dat een goede zaak, maar hernieuwbare energie uit zon en wind kent ook één groot nadeel: het is niet altijd beschikbaar. Zo lang we geen efficiënte en betaalbare manier hebben gevonden om groene elektriciteit langer op te slaan, zullen

we afhankelijk blijven van andere, vaak fossiele, energiebronnen om de bevoorradingszekerheid te garanderen. Het probleem vandaag is dat veel van die flexibele energiecentrales uit dienst worden genomen: ze zijn ofwel te oud, te vervuilend of kunnen niet meer concurreren op de markt.

Nieuwe centrales kennen dan weer een moeilijke marktintroductie doordat het onzeker is hoeveel uren ze nu juist operationeel zullen kunnen zijn tijdens hun levensduur. Door de introductie van steeds meer hernieuwbare energie in de markt, verslechtert de business case van dit soort centrales (zie ‘merit order’ effect).

“Bedrijven bekijken in de komende maanden best of hun toegangsvermogen afgestemd is op het werkelijke piekvermogen.”

Gelet op het voornemen van de federale regering om de nucleaire uitstapkalender aan te houden, is het erg belangrijk dat er snel een antwoord wordt gevonden voor bovenstaand marktfalen.

Ondersteuningssystemen zoals de strategische reserve kunnen een oplossing zijn op de korte termijn, maar volstaan niet om het probleem op lange termijn op te lossen. Om bestaande capaciteit langer in de markt te houden en nieuwe capaciteit aan te trekken, werkt de federale regering aan het CRM. Dat is een ondersteuningssysteem dat een economische incentive moet geven aan energieproducenten om, ondanks het vermoedelijk lage aantal draaiuren, toch over te gaan tot de installatie van nieuwe flexibele capaciteit om de bevoorradingszekerheid te waarborgen.

Hoe dergelijk systeem vorm moet krijgen, is voer voor lange discussies, maar één zaak lijkt zeker: extra middelen zullen nodig zijn om producenten over de streep te trekken. Over die extra middelen circuleren veel verschillende bedragen: zo schat de CREG dat het huidige voorstel tussen de 614 en 940 miljoen euro kan kosten.9 Een studie van PwC, houdt het op een 345 miljoen euro per jaar.10 In navolging van een resolutie die in de zomer van 2020 in het federale parlement gestemd is, werd aan PwC gevraagd om tegen eind dit jaar met een up-to-date inschatting te komen. Het is duidelijk dat het hier sowieso gaat over erg hoge bedragen die mogelijks opnieuw 9. https://www.creg.be/nl/publicaties/studie-f1957 10. https://economie.fgov.be/sites/default/files/Files/ Energy/Rapport-Bepaling-van-het-mechanisme-voorde-vergoeding-van-capaciteit-voor-Belgie-en-devoorbereiding-van-het-wettelijk-kader.pdf

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 19

DE ENERGIEFACTUUR WAT KOMT ER OP ONS AF?

een risico vormen voor de competitiviteit van Vlaamse bedrijven als ze doorgerekend worden in de elektriciteitsfactuur. De invoering van het CRM lijkt noodzakelijk voor zover de markt niet zelf de energiebevoorrading kan verzekeren in deze transitie, maar mag niet leiden tot ontsporende energieprijzen.

Primordiaal is dat de totale kost wordt beperkt, daarvoor is het ontwerp van het systeem belangrijk. Maar minstens even belangrijk is de manier waarop het CRM gefinancierd wordt. Zowel de energietransitie als de bevoorradingszekerheid zijn in eenieders belang, zowel voor bedrijven als voor gezinnen. Wanneer kosten doorgerekend worden en daardoor energiefacturen stijgen, ebt het draagvlak voor de transitie weg. We moeten dus zoeken naar een evenwicht tussen noodzakelijke investeringen in het kader van de transitie en de betaalbaarheid van onze energiefactuur. Dat evenwicht kan bereikt worden door ondersteuning in het kader van duurzaam beleid in de eerste plaats te financieren uit de algemene begrotingsmiddelen in plaats van via de energiefactuur.

We pleiten er dus voor om het CRM dus zoveel mogelijk rechtstreeks te financieren vanuit de algemene middelen. In de mate dat het CRM toch doorgerekend moet worden in de energiefactuur, pleiten we voor een compensatie daarvan met middelen uit de begroting. Als we dus een bijkomende nieuwe lijn voor het CRM op onze 20 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

“Het invoeren van een CRM moet hand in hand gaan met de invoering én operationalisering van de energienorm.” elektriciteitsfactuur zullen krijgen, moeten andere beleidskosten dalen of zelfs verdwijnen.

Het federaal regeerakkoord voorziet gelukkig in zo’n compensatie. Maar deze oefening kent mogelijks valkuilen: er bestaat namelijk een risico dat, ondanks compensatie vanuit de begroting, de prijzen voor de industriële verbruikers zullen stijgen. We lopen namelijk het risico dat de Europese Commissie in het kader van de staatssteunregels niet akkoord zou gaan met de degressiviteit of het plafond bij de financiering van een capaciteitsvergoeding ter bevordering van de bevoorradingszekerheid. Daarom moet dit goed beargumenteerd worden, het ontbreken ervan zou dramatisch zijn voor de competitiviteit van onze bedrijven. Het invoeren van een CRM staat wat ons betreft dus zeker onlosmakelijk verbonden met de invoering én operationalisering van de energienorm.

VOKA.BE

4. Beleidssuggesties voor een betere en competitievere energiefactuur De energiefactuur moet slanker. Zeker als we vooruitkijken naar de energietransitie moeten we zorgen dat we vandaag doordachte keuzes maken waarbij er gewaakt wordt over de competitiviteit van onze ondernemingen. Daarom moeten we prioritair inzetten op drie zaken: een energienorm (en de bijhorende remediĂŤring), een doordachte compensatie van de CRM-kost en een nieuwe manier om nieuw energie- en klimaatbeleid te financieren.

1. Operationaliseer de energienorm Hoewel in Vlaanderen de energienorm enigszins vorm kreeg door het principe in te schrijven in het energiedecreet, is dat alles behalve voldoende om de competitiviteit van onze bedrijven te waarborgen ten opzichte van de buurlanden. Het valt toe te juichen dat er eindelijk een monitoringsmechanisme is opgezet dat diepgaand de verschillen in energieprijzen tussen de verschillende buurlanden vergelijkt, maar de implementatie van de gepaste correctiemaatregelen mag niet achterblijven. De energienorm is tweeledig, en de effectiviteit zit hem natuurlijk in het aanpakken van de geĂŻdentificeerde problemen.

Vlaanderen is daarbij ook slechts bevoegd voor een gedeelte van de factuur, de federale overheid heeft ook een impact op wat bedrijven betalen voor energie. Hoewel al in 2014 de energienorm opgenomen was in het federale regeerakkoord, is daar in de vorige legislatuur geen gevolg aan gegeven. Dat valt uiteraard te betreuren en daarom moeten we vandaag zeker snel schakelen. Het huidige federale regeerakkoord herhaalt de intentie om een energienorm in te voeren. We blijven pleiten voor een wettelijke verankering van het monitoringsmechanisme, maar dat belet de federale regering en de federale energieregulator niet om nu al in de feiten rekening te houden met het principe van de energienorm bij haar beslissingen.

Het zal voor de federale regering zaak zijn om bij de operationalisering van de energienorm prioritair te kijken naar de competitiviteit van bedrijven. Het regeerakkoord spreekt over een energienorm voor bedrijven ĂŠn gezinnen, wat enigszins opmerkelijk is aangezien er vandaag voor gezinnen in de feiten geen koopkrachtprobleem is wat betreft energiekosten. Via de indexering van de NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 21

DE ENERGIEFACTUUR BELEIDSSUGGESTIES

“De energienorm moet in de eerste plaats een instrument zijn ter bescherming van de bedrijven.” lonen en sociale uitkeringen krijgen residentiële verbruikers immers de mogelijke meerkosten van de energiefactuur automatisch gecompenseerd. De energienorm moet daarom in de eerste plaats een instrument zijn ter bescherming van de bedrijven; de benchmarkstudie die door verschillende energieregulatoren werd uitgevoerd, toont de noodzaak en urgentie voor bedrijven ook aan. Dit in het bijzonder voor de elektro-intensieve bedrijven, die ondanks de reeds bestaande maatregelen een competitief nadeel kennen ten opzichte van hun concurrenten in de buurlanden.

Zeker op vlak van de transmissienettarieven valt daar een competitief nadeel waar te nemen aangezien onze buurlanden wel vrijstellingen kennen voor dit type verbruikers. In Duitsland, Nederland en Frankrijk worden bedrijven met een stabiel verbruiksprofiel vergoed voor de diensten die ze leveren aan het elektriciteitsnet.

Deze vergoeding bedraagt tot 90% van de transmissienettarieven, waardoor een significante verbetering van de concurrentiepositie bereikt wordt. Het is daarom ook niet meer dan logisch dat dergelijk systeem ook bij ons van toepassing wordt. De federale regering neemt daarvoor best onmiddellijk de nodige stappen om de gepaste richtsnoeren te verankeren.

2. Ga niet ondoordacht te werk bij de compensatie van de CRM-kost Hoewel de federale regering er goed aan zou doen te onderzoeken of het CRM toch niet rechtstreeks gefinancierd kan worden vanuit de algemene middelen, is het een goede zaak dat men van plan is om de kosten van het CRM in de factuur te compenseren vanuit de begroting (zie supra). Het is echter belangrijk dat dit niet op een ondoordachte wijze gebeurt. De CRM-kost zal volgens het regeerakkoord namelijk niet rechtstreeks vanuit de algemene middelen betaald worden, maar men zal deze kost wel degelijk aanrekenen via de elektriciteitsfactuur en daarna compenseren door een vermindering van de federale bijdrage en de bijdrage voor offshore windenergie.

Die laatste systemen kennen vandaag degressieve verminderingen voor grootverbruikers, net als een plafond op de totale kost per afnemer (zie supra). We toonden eerder ook aan dat dergelijke maatregelen cruciaal zijn voor een gezond investeringsklimaat in Vlaanderen. Deze maatregelen worden tot op heden niet gecontesteerd door de Europese Commissie, maar gezien de huidige evaluatie van de staatssteunregels bevinden we ons daar juridisch gezien misschien wel op glad ijs. We lopen namelijk het risico dat de Europese Commissie in dit kader niet akkoord zou gaan met de degressiviteit of het plafond bij de financiering van het CRM. Daarom moet dit goed beargumenteerd worden, het ontbreken ervan zou dramatisch zijn voor de competitiviteit van onze bedrijven.

Er bestaat dus een risico dat, hoewel de federale bijdrage en de offshore bijdrage dalen, de eindfactuur voor de industriële elektriciteitsverbruiker toch zou stijgen door de CRM. Dit zou omwille van de internationale competitiviteit absoluut niet te verantwoorden zijn. Het is dus cruciaal dat de federale regering, bij de uitwerking van het CRM, waakt over een competitieve energieprijs voor bedrijven via de energienorm. De best mogelijke oplossing blijft een rechtstreekse financiering uit de algemene middelen.

3. Herbekijk de financiering van nieuw energie- en klimaatbeleid De huidige manier van doorrekenen van het energiebeleid in de energiefactuur botst op zijn limieten. Het aandeel ‘beleidskosten’ in de elektriciteitsfactuur van residentiële klanten en bedrijven bewijst dat. De uitdagingen richting 2030 en 2050 zijn ook niet min en brengen vermoedelijk het daar bijhorende prijskaartje met zich mee. We moeten daarom werk maken van

22 VOKA PAPER NOVEMBER 2020

VOKA.BE

een toekomstgericht, robuust systeem dat ervoor zorgt dat de energietransitie op een zo efficiënt mogelijke manier gefinancierd wordt.

Daarom moet de eerste prioriteit altijd zijn om de kosten van de transitie te beperken. Dat is geen pleidooi om geen ondersteuning meer te voorzien voor waardevolle projecten die een stap vooruit kunnen zetten in de energietransitie, maar de ondersteuning moet enkel gelden voor innovatieve technologieën die niet marktrijp zijn, moet beperkt zijn in de tijd en de ondersteuning moet een gesloten enveloppe zijn zodat er niet opnieuw ontsporingen ontstaan zoals we in het verleden gekend hebben. Het is dus een duidelijke vraag om kosten-efficiëntie altijd voorop te zetten in beleidskeuzes.

Wanneer we dan toch ondersteuning moeten geven bij de energietransitie, doen we dat best vanuit de algemene middelen. De keuze van de huidige federale regeerpartijen om de kosten van het capaciteitsremuneratiemechanisme te compenseren door andere federale kostenposten uit de algemene middelen te betalen is daarbij een eerste goede stap. Tegelijkertijd zorgt deze beslissing ook voor een opportuniteit: de federale bijdrage zou zo goed als afgeschaft kunnen worden. Dit maakt de weg vrij om, samen met de gewesten, na te denken over de efficiëntie van heffingen en energietoeslagen in ons land.

Die zouden in de eerste plaats een motor voor energie-efficiëntie moeten zijn. Nederland kan bij deze oefening als inspiratie dienen: de Nederlandse energiebelasting en Opslag Duurzame Energie (ODE) worden gedifferentieerd per energiedrager en kennen verschillende hoogtes afhankelijk van het verbruik.11 Grote industriële verbruikers kunnen daarbij, ter bescherming

Meer info en interviews over duurzame en competitieve energie op www.voka.be/ energie

van hun competitiviteit, ook (deels) de betaalde energiebelasting terugkrijgen indien zij zich inschrijven in energie-efficiënte programma’s die vergelijkbaar zijn met de Vlaamse energiebeleidsovereenkomsten. Ook wanneer energie als grondstof wordt gebruikt zijn er uitzonderingen, net zoals er voordelen toegekend worden om bepaalde investeringen te stimuleren. Kortom, de beleidsruimte is er veel groter.

Die beleidsruimte kan dan ook één op één gelinkt worden met de energienorm die we eerder bespraken. Veel beleidsbeslissingen komen vandaag rechtstreeks of onrechtstreeks terecht in de energiefactuur. We moeten streven naar een zo zuiver mogelijke energieprijs en naar nettarieven die enkel netgebonden kosten weergeven. Via een slimme energiebelasting kan de overheid dan keuzes maken in de energietransitie, en tegelijk de competitiviteit van bedrijven waarborgen.

Zo lijkt het niet onrealistisch dat de Vlaamse regering op termijn een versnelling hoger schakelt met het vernietigen van groenestroom- en warmtekrachtcertificaten zodat het bijhorende quotum op termijn kan dalen. Ook moeten alle openbaredienstverplichtingen uit de nettarieven verdwijnen, iets waarvoor vele actoren terecht al lang voor pleiten.

Het debat rond een efficiëntere financiering van het energie- en klimaatbeleid moet nu dringend gevoerd worden, zodat we de trias energetica van bevoorradingszekerheid, hernieuwbare energie en competitieve prijzen kunnen realiseren.

11.

www.belastingdienst.nl

NOVEMBER 2020 VOKA PAPER 23

NAAR EEN SLANKE ENERGIEFACTUUR Competitief en transparant