Een eerlijkere verdeling van de stijgende netkosten?

Momenteel betalen invoeders van elektriciteit op het net geen transporttarief voor de invoeding; de netkosten worden volledig gedragen door de verbruikers van elektriciteit. Deze netkosten zullen komende jaren aanzienlijk stijgen, primair als gevolg van de hoge aanlegkosten van het net op zee en netuitbreidingen op het vaste land. Om deze kosten in de toekomst eerlijker te verdelen over alle netgebruikers, kondigde de ACM op 2 oktober 2024 aan dat zij was gestart met de voorbereiding van een invoedtarief voor grote producenten van elektriciteit. Of een invoedtarief echter leidt tot een eerlijkere verdeling van de kosten, is discutabel. Producenten zullen hogere kosten namelijk – voor zover mogelijk – meenemen in hun biedstrategie en de business cases van nieuwe projecten. De besparing van verbruikers op hun transportkosten zou dan kunnen leiden tot een verhoging van de elektriciteitsprijzen.

Volgens de berekeningen van CE Delft (aan wie de ACM heeft verzocht verschillende varianten van een invoedtarief te onderzoeken) zou een invoedtarief in alle overwogen scenario’s leiden tot hogere totale energiekosten (bestaande uit zowel transport- en leveringskosten), waardoor de afnemer door een invoedtarief toch slechter af zou zijn.

Gezien deze gevolgen van een invoedtarief op de totale energierekening, lijkt een eerlijkere verdeling van de netkosten niet het voornaamste motief. Belangrijker lijkt de onderliggende wens om een tariefprikkel in te bouwen om het elektriciteitsnet efficiënter te benutten. Momenteel heeft een ontwikkelaar geen tariefprikkel om een wind- of zonnepark in de nabijheid van verbruikers te ontwikkelen of om minder elektriciteit in te voeden op het net als er een overschot is en/of congestie dreigt. Om deze bredere effecten van verschillende tariefstructuren te onderzoeken, heeft de ACM aan CE Delft gevraagd 6 varianten van een invoedtarief te onderzoeken. Dit onderzoeksrapport heeft de ACM eveneens gepubliceerd op 2 oktober 2024.

Zes varianten van een invoedtarief

De zes varianten van een invoedtarief die CE Delft heeft onderzocht verschillen naar tariefdrager (kWmax(gewogen), kWgecontracteerd, kWh, en eenmalig aansluittarief in verband met diepe netkosten), locatie (met name of een netvlak afname- of invoedingsgedomineerd is) en tijd (conform de spitsheffing zoals reeds van toepassing voor afnemers op de netten van TenneT). Specifiek onderzocht CE Delft:

  1. een uniform capaciteitstarief, met kWmax en kWgecontracteerd als tariefdragers;
  2. een locatie-afhankelijk capaciteitstarief met kWmax en kWgecontracteerd als tariefdragers;
  3. een tijdsafhankelijk capaciteitstarief met kWmaxgewogen en kWgecontracteerd als tariedragers;
  4. een locatie- en tijdsafhankelijk capaciteitstarief met kWmaxgewogen en kWgecontracteerd als tariefdragers;
  5. een tijds- en locatieafhankelijk volumetarief met kWh als tariefdrager; en
  6. een (verhoogd) eenmalig aansluittarief als gevolg van noodzakelijke diepe netinvesteringen.

Hoewel met de gebruikte variabelen meer differentiaties mogelijk zijn, geven de 6 scenario’s die door CE Delft zijn doorgerekend wel een goed beeld van de effecten van de te maken keuzes. Het grootste verschil tussen de tariefdragers, is dat capaciteitstarieven (kWmax, kWmaxgewogen, kWgecontracteerd) in principe niet tot verhoogde marginale kosten van elektriciteitsproductie leiden. Deze kunnen daarom niet zomaar worden doorberekend aan de afnemers. Een volumetarief (kWh) zal wel leiden tot marginale kosten en in principe direct kunnen worden meegenomen in de biedstrategie. Een locatie-afhankelijk tarief zou een prikkel kunnen vormen om projecten te realiseren op afname-gedomineerde netvlakken. Echter is bij afname-gedomineerde netvlakken de fysieke ruimte doorgaans schaars en de grond duur, waardoor het de vraag is of een locatie-afhankelijk invoedtarief wel de doorslag kan geven bij een ontwikkelbesluit.

Een tijdsafhankelijk tarief zou moeten leiden tot curtailment gedurende de piekuren, en zodoende mogelijk lagere pieken als gevolg hebben. Volgens de resultaten van CE Delft zal een tijdsafhankelijk tarief echter voor geen enkele partij leiden tot curtailment (op batterijprojecten na), en zal dus in de onderzochte wijze nog niet het gewenste effect hebben.

Het eenmalige aansluittarief in verband met diepe netinvesteringen heeft de voorkeur van ontwikkelaars, omdat een aansluittarief bestaande projecten niet raakt, en de kosten eenvoudig zijn mee te nemen in de business cases van nieuwe projecten. Anderzijds gaat van een dergelijk aansluittarief geen prikkel tot gedragsverandering uit voor bestaande projecten, waardoor bestaande projecten ook niet zullen bijdragen aan de verlichting van congestie. Een tweede nadeel van een aansluittarief zou zijn dat een groot deel, geschat op wel 40% van alle pipeline zonprojecten, geen doorgang meer vindt door een dergelijk (bijkomend) aansluittarief.

De beoordelingscriteria

CE Delft heeft in het rapport de zes verschillende invoedtariefstructuren onderzocht en beoordeeld op tien criteria. Deze criteria betreffen:

  1. objectiviteit;
  2. transparantie;
  3. non-discriminatie;
  4. kostenreflectiviteit;
  5. netimpact;
  6. effect op de energierekening;
  7. concurrentiepositie van Nederlandse invoeders t.o.v. buurlanden;
  8. leveringszekerheid;
  9. werkdruk netbeheerders; en
  10. coherentie met andere regels (zoals alternatieve transportrechten en subsidies).

De uiteindelijke beoordeling heeft CE Delft gemaakt op basis van haar kwantitatieve berekeningen van de financiële gevolgen van de verscheidene invoedtarieven enerzijds, en kwalitatieve interviews met producenten en ontwikkelaars over hun gedragsveranderingen anderzijds. De uiteindelijke beoordeling is gemaakt ten opzichte van de huidige referentiesituatie, waarin geen invoedtarieven bestaan.

Opmerkelijk is dat geen van de onderzochte invoedtariefstructuren echt goed uit de verf kwam. Alle invoedtarief-varianten zouden leiden tot:

  1. een hogere totale energierekening
  2. een verslechtering van de internationale concurrentiepositie, en
  3.  – op het eenmalige aansluittarief na – geen tot een beperkt efficiënter gebruik van het bestaande net.

Voor de ACM helaas niet de sterke start van de onderbouwing van een invoedtarief. Dat wil uiteraard niet zeggen dat een invoedtarief toch nog beter zal kunnen scoren op specifieke criteria. CE Delft heeft namelijk gerekend met specifieke aannames die niet noodzakelijkerwijs juridisch zijn voorgeschreven of feitelijk juist hoeven te blijken. Zo heeft CE Delft gerekend met een toekenning van slechts 9,5% van de totale net- en transportkosten aan invoeding (waarover hieronder meer), kunnen door cascadering over de verschillende netvlakken de kosten van invoeding anders worden gealloceerd, kunnen tariefverschillen qua locatie en tijd groter worden gemaakt om de economische prikkel te versterken, kunnen de marktomstandigheden veranderen (waaronder de rentelasten, CAPEX, stijging van vraag naar en prijs van elektriciteit), en kan de Staat regulatoire barrières wegnemen en subsidie-instrumenten verruimen (waardoor het aanbod van hernieuwbare energie kan stijgen).

Europese maximumtarieven

Wat de invoering van een producententarief verder compliceert, is het bestaan van het op Europees niveau vastgestelde maximum van EUR 0,50 per MWh, dat invoeders gemiddeld maximaal mogen betalen voor invoeding op het transmissienet. Deze grens is wel exclusief de kosten van ondersteunende systeemdiensten, zoals balanshandhaving en inkoop netverliezen. Indien die kosten worden meegenomen, zou het gemiddelde invoedtarief EUR 2,50 per MWh betreffen. Indien met een gemiddelde tarief van EUR 2,50 per MWh wordt gerekend, zou slechts 9,5% van de jaarlijkse totale transportkosten voor grootverbruikers in 2030 kunnen worden doorbelast aan invoeders op het transmissienet. Niet alleen zou hierdoor van de door de ACM gewenste transportlastenverlichting voor verbruikers weinig overblijven, ook is de hoogte van een producententarief (in welke vorm dan ook) dermate laag dat deze in veel gevallen niet zal leiden tot een economisch gedreven gedragsverandering.

Toch zijn er mogelijkheden om deze Europese grens gedeeltelijk te omzeilen. Zo geldt de grens niet voor invoeding op distributienetten, kunnen de 110 kV en 150 kV netten in dat kader – in theorie – ook als distributienetten worden aangemerkt (zoals in Duitsland), kunnen meer systeemdienstkosten aan invoeders worden toegerekend, en kunnen ook negatieve tarieven in rekening worden gebracht voor congestieverlichtende invoeding (waardoor de gemiddelde tarieven lager blijven).

Diversiteit aan invoeders

Een ander relevant onderscheid kan worden gemaakt in de gevolgen van een invoedtarief voor de verschillende typen invoeders. Eenzelfde invoedtarief kan namelijk toch een gedifferentieerde impact hebben op verschillende type projecten. CE Delft onderscheidde:

  1. wind op zee;
  2. wind op land;
  3. zon op land;
  4. zon op land in combinatie met verbruik achter de meter;
  5. grote elektriciteitscentrales; en
  6. batterijen.

Zo ontvangen wind op zee (afgezien van Borssele I en II en mogelijke toekomstige windparken op zee) en fossiele elektriciteitscentrales geen SDE(+(+))-subsidie, en heeft wind op zee geen vrijheid over een aansluitlocatie in het net. Wind en zon zijn bovendien overgeleverd aan het weer wat betreft hun invoeding, waardoor zij enkel zouden curtailen als hun marginale transporttarieven hoger zijn dan de elektriciteitsprijs (voor zover contractueel niet verplicht om alles te leveren). Bij zon in combinatie met verbruik achter de meter is interessant dat uit de doorrekeningen blijkt dat bij voldoende hoge invoedtarieven (met kWmax en kWgecontracteerd als tariefdragers) wel een economische prikkel tot gedragsverandering bestaat. Dat komt doordat zon i.c.m. verbruik achter de meter veel minder volumes hoeft te curtailen, om toch een besparing op de transportkosten te realiseren. Batterijen lijken in beginsel het minst geaffecteerd door een invoedtarief, aangezien zij ook reeds hoge afnametarieven betalen en dit al verdisconteren in hun business case. Toch zullen ook batterij-exploitanten goed de gevolgen van een invoedtarief moeten overwegen. Indien een batterij momenteel op transportkosten bespaart door alternatieve transportrechten en/of het delen van een aansluiting met productie-installaties, kan de introductie van een invoedtarief toch gevolgen hebben voor de business case van een batterij.

Tijdlijn van implementatie

Al met al zijn er veel variabelen wat betreft de tariefstructuren, criteria en type invoeders. Voor de ACM dus genoeg informatie om te verwerken, opties om nader te onderzoeken, en (gordiaanse) knopen om door te hakken. De ACM heeft in haar recente publicatie ‘Focus op Energie’ nogmaals herhaald dat zij voornemens is om in 2025 een ontwerpbesluit te publiceren ter publieke consultatie. Uit dezelfde publicatie volgt ook dat de ACM van plan is een apart besluit te nemen voor de tarieven van het net op zee, waarmee de ACM lijkt te hebben besloten te differentiëren tussen invoedtarieven voor wind op zee en invoeders op land. In het licht van de complexiteit en de noodzakelijke vervolgonderzoeken, lijkt deze tijdlijn optimistisch. Ervan uitgaande dat de ACM haar streven toch nakomt, zou een definitief besluit vermoedelijk pas in 2026 komen en een invoedtarief met ingang van 2027 werkelijkheid kunnen worden.

Deze blog is de eerste van een serie van drie. In het tweede blog zullen de gevolgen van een invoedtarief voor bestaande projecten worden besproken, de mogelijkheid tot schadeverhaal, en de aandachtspunten waar producenten en ontwikkelaars nu al rekening mee dienen te houden.

Voor vragen of meer informatie over dit onderwerp kunt u contact opnemen met onze Energy & Infrastructure experts.