jaarverslag · creg jaarverslag 2016. 4. de aardgasmarkt ... de creg en de fsma..... 89 5.8 .10. de...

2016

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas

Jaarverslag

2016

Jaarverslag

Inhoudstafel1. Voorwoord. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

2. Voornaamste ontwikkelingen in de nationale wetgeving . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

2.1. Afstemming van de gas- en elektriciteitswet op het derde Europese energiepakket . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.2. Wijziging van het steunmechanisme voor offshore-elektriciteit . . . . . . . . . 10 2.3. De herziening van de wet op de repartitiebijdragen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3. Elektriciteitsmarkt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13

3.1. Regulering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 3.1.1. Elektriciteitsproductie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 3.1.1.1. Vergunningen voor elektriciteitsproductie . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 3.1.1.2. Elektriciteitsproductie op de Noordzee. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 3.1.1.3. Analyse van de ondersteuning van offshorewindenergie . . . . . . . 17 3.1.1.4. Studie over de winstgevendheid van lokale, stuurbare productie-eenheden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 3.1.2. Elektriciteitslevering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 3.1.2.1. Levering aan afnemers aangesloten op het transmissienet . . . . . 17 3.1.2.2. Maximumprijzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 3.1.2.3. Evolutie en fundamentals van de elektriciteitsprijs. . . . . . . . . . . .19 3.1.3. Transmissie en distributie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 3.1.3.1. Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 3.1.3.2. Corporate governance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 3.1.3.3. Gesloten industriële netten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 3.1.3.4. Technische werking . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 3.1.3.5. Nettarieven . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23 3.1.4. Grensoverschrijdende kwesties . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26 3.1.4.1. Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren . . . . . . . . . . . .26 3.1.4.2. Analyse van het investeringsplan van de transmissienetbeheerder op zijn overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie. . . . .29 3.1.4.3. Veilingregels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 3.1.4.4. Configuraties van de biedzones voor de uitwisseling van elektriciteit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29

3.2. Mededinging. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 3.2.1. Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 3.2.1.1. Studies uitgevoerd door de CREG in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 3.2.1.2. Vangnet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 3.2.2. Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt . . . . . . . .36 3.2.2.1. Opgevraagde elektrische energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36 3.2.2.2. Marktaandeel van de productiegroothandel . . . . . . . . . . . . . . .36 3.2.2.3. Uitwisseling van energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 3.2.2.4. REMIT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 3.2.2.5. Charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43

3.3. Consumentenbescherming . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43

3.4. Bevoorradingszekerheid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 3.4.1. Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod . . . . . . . . . . . . . .44 3.4.2. Toezicht op de investeringsplannen van de transmissienetbeheerder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 3.4.3. Operationele netveiligheid. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 3.4.4. Investeringen in de grensoverschrijdende interconnecties . . . . . . . . . . .45 3.4.5. Maatregelen om de vraagpieken te dekken en het hoofd te bieden aan bevoorradingstekorten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 3.4.5.1. Strategische reserve: winterperiode 2016-2017. . . . . . . . . . . . .47 3.4.5.2. Toegang tot het vraagbeheer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47

2 CREG Jaarverslag 2016

4. De aardgasmarkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

4.1. Regulering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 4.1.1. Levering van aardgas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49 4.1.1.1. Federale leveringsvergunningen voor aardgas. . . . . . . . . . . . . . . .49 4.1.1.2. Maximumprijzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 4.1.1.3. Evolutie en fundamentals van de aardgasprijs . . . . . . . . . . . . . . .52 4.1.2. Transmissie en distributie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 4.1.2.1. Corporate governance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 4.1.2.2. Technische werking. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 4.1.2.3. Nettarieven en LNG-tarieven . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54 4.1.3. Grensoverschrijdende kwesties en marktintegratie . . . . . . . . . . . . . . . . .56 4.1.3.1. Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren . . . . . . . . . . . .56 4.1.3.2. Analyse van het investeringsplan van de beheerder van het aardgasvervoersnet wat betreft de overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56 4.1.3.3. Marktintegratie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56

4.2. Mededinging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 4.2.1. Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 4.2.1.1. Studies uitgevoerd door de CREG in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 4.2.1.2. Vangnet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 4.2.2. Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt . . . . . . . .59

4.3. Consumentenbescherming . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59

4.4. Bevoorradingszekerheid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60 4.4.1. Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod . . . . . . . . . . . . . .60 4.4.2. Toezicht op de investeringsplannen van de beheerder van het aardgasvervoersnet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 4.4.3. Voorspellingen van de toekomstige vraag, beschikbare reserves en bijkomende capaciteit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 4.4.4. Dekking van de piekafnames . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65

5. De CREG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67

5.1. Directiecomité en personeel van de CREG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68 5.2. Adviesraad Gas en Elektriciteit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70 5.3. Beleidsplan en vergelijkend verslag van doelstellingen en verwezenlijkingen van de CREG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 5.4. Auditverslag van het Rekenhof . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 5.5. Behandeling van vragen en klachten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77 5.6. Website van de CREG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78 5.7. Presentaties gegeven door de CREG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .79 5.8. De CREG en andere instanties . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 5.8.1. De CREG en de Europese Commissie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81 5.8.2. De CREG binnen ACER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 5.8.3. De CREG binnen de CEER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84 5.8.4. European Gas Regulatory Forum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 5.8.5. European Electricity Regulatory Forum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87 5.8.6. Citizens’ Energy Forum. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 5.8.7. Energy Infrastructure Forum. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88 5.8.8. De CREG en de andere nationale regulatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 5.8.9. De CREG en de FSMA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 5.8.10. De CREG en het parlement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 5.8.11. De CREG en de gewestregulatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89 5.8.12. De CREG en de mededingingsautoriteiten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91 5.8.13. De CREG en de Belgische universitaire wereld . . . . . . . . . . . . . . . . . . .91

5.9. Financiën van de CREG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 5.9.1. Federale bijdrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92 5.9.2. Fondsen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .93 5.9.3. Rekeningen 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95 5.9.4. Verslag van de bedrijfsrevisor over het boekjaar afgesloten op 31 december 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

5.10. Lijst van akten opgesteld door de CREG in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

CREG Jaarverslag 2016 3


TABELLENLIJST

1 Nominaal vermogen van de bestaande en in aanbouw zijnde offshorewindparken in 2016 . . . . . . . . . 152 Energie afgenomen door afnemers aangesloten op het federale transmissienet van 2007 tot 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief van 2007 tot 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 Evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven, toeslagen en btw) voor de transmissienetgebruikers van 2013 tot 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 Gemiddelde export- en importcapaciteit en gemiddelde nominatie per jaar (MW) . . . . . . . . . . . . . . . . 276 Jaarlijkse opbrengst van de geveilde capaciteit in miljoen euro). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Marktaandelen van de groothandel in de productiecapaciteit van elektriciteit. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378 Marktaandelen van de groothandel in de geproduceerde energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379 Belasting (energie en piekvermogen) van het Elia-net voor de periode 2007-2016 . . . . . . . . . . . . . . . . 44

10 Opdeling per soort centrale van het geïnstalleerde vermogen aangesloten op het Elia-net op 31 december 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4411 Opdeling per soort primaire energie van de elektriciteit geproduceerd in 2016 door centrales gelegen op sites die zijn aangesloten op het Elia-net . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4412 Ondernemingen die in 2016 op het vlak van shipping van gas actief waren op de Belgische markt – evolutie t.o.v. 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5113 Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische aardgasvraag van 2002 tot 2016 (in TWh) . . . . . . 6014 Directies en personeelsleden van de CREG op 31 december 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6915 Leden van de Adviesraad Gas en Elektriciteit op 31 december 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7616 Overzicht van presentaties van de CREG in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7917 Overzicht rekening van uitvoering van de begroting 2016: ontvangsten (€) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9618 Overzicht rekening van uitvoering van de begroting 2016: ontvangsten (€) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9619 Resultatenrekening op 31 december 2016 (€) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9720 Balans op 31 december 2016 (€) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

FIGURENLIJST

1 Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshorewindenergie per park tussen april 2009 en december 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 Offshorenettoproductie van groene stroom per park tussen april 2009 en december 2016 . . . . . . . . . . 163 Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief en prijs Belpex DAM van 2007 tot 2016 . . . . . . . . . . . . . 234 Beschikbaarheid en gebruik van de interconnectiecapaciteit van 2007 tot 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 Dagelijkse congestierentes van de marktkoppeling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2016 voor een residentiële afnemer = 3.500 kWh/jaar. . 347 Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2016 voor een residentiële afnemer = 23.260 kWh/jaar . . 348 Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2016 voor kmo’s en zelfstandigen = 50.000 kWh/jaar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359 Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2016 voor kmo’s en zelfstandigen = 100.000 kWh/jaar . . 35

10 Gemiddelde belasting op maandbasis op het Elia-net van 2007 tot 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3611 Gemiddelde maandprijzen van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio voor de periode 2007-2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3912 Gemiddelde jaarprijzen voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio voor de periode 2007-2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4013 Gemiddelde maandelijkse robuustheid van de Belpex-markt tussen 2007 en 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . 4114 Uitgewisselde energie en gemiddelde prijs op de intradaybeurs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4215 Vergelijking van de groothandelsprijs voor korte- en langetermijncontracten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4216 Evolutie van 2007 tot 2016 van de maximale fysische belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4517 Evolutie van de transmissietarieven voor aardgas (entry-exittarieven H-gas) van Fluxys Belgium van 2007 tot 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5518 Netto aardgastransacties tussen Belgische aardgasmarkt ZTP en de markten in de buurlanden van 2011 tot 2016 (in TWh/jaar, H-gas en L-gas) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5719 Gemiddelde jaarlijkse aardgasprijs op de day-ahead- en year-aheadmarkt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5720 Integratie van de grensoverschrijdende Belgisch-Luxemburgse markten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5821 Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische vraag naar H-gas en L-gas in 2015 en 2016 . . . . . . . 6022 Evolutie van het aardgasverbruik per gebruikerssegment van 1990 tot 2016 (1990=100), aangepast op basis van de klimaatveranderingen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6123 Verdeling van de instroom van aardgas per ingangszone in 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6224 Samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille van de leveranciers die in 2016 in België actief waren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6225 Samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille voor de Belgische aardgasmarkt 2000-2016 (aandelen in%). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6226 Marktaandelen van de leveringsondernemingen op het vervoersnet in 2016. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6327 Verwachtingen voor de vraag naar aardgas in België tot in 2026 (GWh, genormaliseerde t°, H+L) . . . . 6428 Verdeling van de piekafname per gebruikerssegment in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6529 Verdeling van de aardgasbronnen voor de dekking van de piekafname in 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65


1. Voorwoord

Voorwoord

1


1. Voorwoord

Energie blijft een brandend actueel thema, ook in 2016. Het is dan ook de taak van de CREG, als federale regulator, om te blijven inzetten op leesbare, toegankelijke en correcte informatie die de consument moet toelaten om zijn rol te spelen op de vrijgemaakte energiemarkt. Met een vernieuwde website wil de CREG de verbruiker in staat stellen zich beter te informeren en de markt beter te begrijpen om zo onderbouwde keuzes te maken. Voor de energieprofessionals heeft de CREG op haar nieuwe website maximaal ingezet op een meer gebruiksvriendelijke voorstelling van openbare raadplegingen en publicaties. Deze indeling zorgt voor begrijpbare en kwaliteitsvolle informatie op maat.

Midden 2016 legde het directiecomité verschillende actiepunten vast om de interne werking van de CREG verder te verbeteren met het oog op een optimale dienstverlening aan de verbruikers. Enerzijds zijn er actiepunten om de onafhankelijkheid van de regulator verder te versterken, anderzijds om de transparantie te verbeteren. Deze verbeteringen op het vlak van transparantie en onafhankelijkheid dragen immers bij tot de onpartijdigheid en de integriteit van de regulator in de uitoefening van de taken in het algemeen belang.

De CREG oefent haar reguleringstaken uit in het belang van de verbruiker. In haar taakuitvoering legt ze steeds de nadruk op objectieve feiten, om zo een inzicht te krijgen in de situatie en eventuele dysfuncties in kaart te brengen. Bij eventuele disfuncties stelt de CREG maatregelen voor om hieraan te verhelpen. Elke maatregel gaat gepaard met een specifieke analyse om het effect op en de gevolgen voor de verbruikers te bepalen, ongeacht of het gaat om grootverbruikers, kmo's

of residentiële klanten. Zo stelt de CREG bijvoorbeeld in haar rapport over de deelname van de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België een nieuw marktmodel voor dat telegemeten eindverbruikers een centrale rol geeft in het systeem. In dit model houdt de eindverbruiker zijn flexibiliteit zelf in handen en kan hij zijn dienstverlener van flexibiliteit vrij kiezen, onafhankelijk van zijn elektriciteitsleverancier. Volgens de CREG is het van belang om de deelname van de vraag aan de verschillende elektriciteitsmarkten te bevorderen mits een gefaseerde aanpak.

Conform haar missie heeft de CREG in 2016 de marktwerking verder gemonitord. Voor de kleinhandelsmarkt realiseerde ze begin 2016 een studie rond energieprijzen voor residentiële klanten, kmo’s en zelfstandigen. Hieruit bleek dat de Belg vrij gemakkelijk van leverancier verandert maar dat hij dit niet al-tijd doet naar een beter of goedkoper contract. Deze studie heeft de CREG er dan ook toe aangezet om de CREG Scan uit te werken. Via deze online tool kan de consument zijn energiecontract vergelijken met het huidige marktaanbod. De CREG Scan is eenvoudig te gebruiken en complementair aan bestaande prijsvergelijkingswebsites, die enkel actieve ener-gieproducten vergelijken. De CREG Scan moet ervoor zorgen dat de consument met kennis van zaken beslist en vooral over volledige informatie beschikt.

De CREG stelde eveneens een nota op waarin de opval-lende evoluties op de Belgische groothandelsmarkten voor elektriciteit en aardgas in 2016 in kaart gebracht werden. De CREG noteerde dat de elektriciteitsafname op min of meer hetzelfde niveau blijft als in 2015 en 2014. De nucleaire

elektriciteitsproductie steeg met 67% ten opzichte van 2015. Ook de gasconsumptie steeg met 2,1% in 2016. Op de kor-tetermijnmarkt daalde de elektriciteitsprijs met 18% ten op-zichte van vorig jaar. Op de langetermijnmarkt voor elektriciteit daalde de year-ahead prijs in 2016 met 23% ten opzichte van vorig jaar. Ook de prijzen voor aardgas daalden sterk tussen 2015 en 2016, en dit zowel op de korte- als de langetermijn-markt (gemiddeld 31% en 25% respectievelijk).

Op het gebied van offshorewindenergie analyseerde de CREG de recente marktevoluties. De resultaten van de toekenning van de tender van Borssele I+II werden onderzocht op basis van de beschikbare informatie over het winnende bod van DONG en werd vervolgens omgezet naar de Belgische omstandigheden. De objectief vaststelbare verschillen tussen Nederland en België werden uiteraard mee in rekening genomen. Ook de dalende trend in de offshore-ondersteuning werd toegelicht met de resultaten van de buitenlandse tenders, onder andere Danish North Sea en Kriegers Flak. Het tweede deel van de studie gaat in op het resultaat van de Borssele tender III+IV. Ook hier werd het winnende bod in model gebracht.

De CREG heeft in de loop der jaren een uitstekende relatie uitgebouwd met het parlement, meer specifiek met de Commissie Bedrijfsleven. Doorheen 2016 heeft de CREG er verschillende keren haar rapporten en adviezen uiteengezet en heeft zij zo bijgedragen aan het verder uitbouwen van het Belgische energiebeleid. Telkens de CREG werd uitgenodigd voor een uiteenzetting door de Commissie Bedrijfsleven werd ze hiervoor uitvoerig bedankt omwille van de hoge graad van deskundigheid die ze hierbij aan de dag legde.


1. Voorwoord

Europese regelgeving tot slot is niet meer weg te denken uit ons huidig energiebeleid. Het is dan ook bijzonder belangrijk voor de CREG om in de geest van het Derde Energiepakket te streven naar de voltooiing van de interne Europese energiemarkt en de bescherming van de belangen van de eindverbruikers. In 2016 is de CREG begonnen met de studie van de toekomstige verordeningen en richtlijnen op het vlak van energie die de Europese Commissie heeft voorgesteld. De herziening van de richtlijn "energie-efficiëntie", het Energy Market Design, de herziening van de richtlijn "hernieuwbare energiebronnen" evenals het luik betreffende de consument en het regelgevend kader binnen ACER worden door de CREG van dichtbij opgevolgd. Het is immers de taak van de CREG om na te gaan welke potentiële effecten deze nieuwe wetsvoorstellen van de Europese Commissie op de markt hebben en om voor alle verbruikers de mogelijke gevolgen te bepalen. De activiteiten van de CREG op dit vlak verlopen in samenwerking met de regionale regulatoren voor materies die onder hun bevoegdheid vallen en met andere instanties die bevoegd zijn op federaal niveau. De CREG zal de voorgestelde teksten in het bijzonder bekijken vanuit het perspectief van haar kernwaarden van objectiviteit en onafhankelijkheid en met het oog op de belangen van alle verbruikers. Marie-Pierre Fauconnier

Voorzitster van het directiecomitéMaart 2017


2. Voornaamste ontwikkelingen in de nationale wetgeving

Voornaamste ontwikkelingen in de nationale wetgeving

2



2.1. Afstemming van de gas- en elektriciteitswet op het derde Europese energiepakket

De gas- en elektriciteitswet werden bij wet van 8 januari 2012 gewijzigd met het oog op de omzetting in de Belgische wetgeving van het derde Europese energiepakket, in het bijzonder de richtlijnen 2009/72/EG en 2009/73/EG. De Europese Commissie heeft een inbreukprocedure ingeleid tegen de Belgische staat omdat zij van mening was dat de aldus gerealiseerde omzetting niet helemaal correct was. De Europese Commissie heeft eerst een aanmaningsschrijven en dan een met redenen omkleed advies aan België gericht, waarin ze onder meer stelde dat de aan de nationale reguleringsinstantie (de CREG) toegekende bevoegdheden op het vlak van administratieve sancties ontoereikend waren en dat de ontheffing die werd toegestaan aan Interconnector UK ('IUK') – een gaspijpleiding die de Belgische en het Britse gastransmissienetten met elkaar verbindt – een inbreuk vormde op Richtlijn 2009/73/EG omdat een interconnector op dezelfde manier moet worden behandeld als andere transmissie-installaties.

Een wet van 25 december 20161 heeft de gas- en elektriciteitswet aangepast om tegemoet te komen aan deze twee opmerkingen. Zo kan het maximumbedrag van een administratieve boete die de CREG uit hoofde van deze wetten kan opleggen, worden opgetrokken tot 10% van de omzet die de betrokken onderneming tijdens het laatste afgesloten boekjaar op de gas- of elektriciteitsmarkt heeft behaald. Vroeger was dit bedrag vastgesteld op het hoogste van de volgende twee bedragen: 3% van de omzet en 2 miljoen euro.

De wet van 25 december 2016 voegt aan de gaswet bovendien bepalingen toe in verband met de regulering van het beheer van gasinterconnectoren. Eerst en vooral wordt bepaald dat

er pas een beheerder van een interconnector kan worden aangewezen als deze gecertificeerd is overeenkomstig de bepalingen van de wet inzake de eigendomsontvlechting ('ownership unbundling'), tussen de netbeheersactiviteiten en de activiteiten die met concurrentie worden verricht. Vervolgens stelt de wet de procedure vast voor de goedkeuring van de tariefmethodologie (die door de CREG moet worden bepaald) en van de tarieven (die door de beheerder van de interconnector moeten worden bepaald). Zowel de methodologie als de tarieven moeten objectief, transparant en niet-discriminerend zijn, ze moeten beantwoorden aan Verordening (EG) nr. 715/2009 en aan elke juridisch bindende beslissing van de Europese Commissie en/of ACER. Daarbij dienen we erop te wijzen dat de wetgever noch de uitvoerige goedkeuringsprocedure, noch de richtsnoeren inzake tarifering op het gebied van het transmissienetbeheer voor aardgas, opslaginstallaties en lng-installaties van toepassing heeft willen maken op de tariefmethodologie voor interconnectoren. De wet van 25 december 2016 legt ook de verplichtingen van de beheerder van een interconnector vast, onder meer de ontwikkeling, exploitatie en het onderhoud van de interconnector met toezicht op de veiligheid, betrouwbaarheid en doeltreffendheid van die interconnector en de plicht om een transportcontract op te stellen dat door de CREG moet worden goedgekeurd. Tot slot worden bepaalde bevoegdheden van de CREG en bepalingen in verband met de organisatie van de Geschillenkamer door de wet toepasselijk gemaakt op het beheer van een interconnector.

2.2. Wijziging van het steunmechanisme voor offshore-elektriciteit

In artikel 7 van de elektriciteitswet zijn bepalingen opgenomen die een steunmechanisme vaststellen ten gunste van de opwekking van elektriciteit op basis van water, stromingen of

wind in de zeegebieden waarover België rechtsbevoegdheid heeft. Daartoe behoren maatregelen waarbij een gedeelte wordt gefinancierd van de kostprijs voor de onderzeese kabel die het offshorepark op het transmissienet aansluit en worden er voordelige voorwaarden ingevoerd om de productieafwijking te berekenen.

Ten aanzien van onderzeese kabels bepaalde de elektriciteitswet, vóór de wijziging, enerzijds dat de transmissienetbeheerder een maximumbedrag van 25 miljoen euro voor zijn rekening zou nemen – die maatregel blijft gehandhaafd – en anderzijds de verhoging van de minimumprijs voor inkoop van groenestroomcertificaten die zijn uitgereikt aan offshoreproducenten die het recht hebben verworven om zich niet aan te sluiten op de transmissie-installaties voor offshore-elektriciteit. Een wet van 21 juli 20162 past die laatste maatregel aan en bepaalt dat de verhoging van de aankoopprijs van een groenestroomcertificaat niet langer forfaitair is (12 €/MWh) maar door de CREG wordt bepaald op basis van ontvangen offertes voor de levering en installatie van de onderzeese kabel. Dit mechanisme geldt voor offshoreparken met een financial close na 1 mei 2016 en geldt voortaan ook voor parken die aansluiten op een installatie noodzakelijk voor de transmissie van offshore-elektriciteit.

Het mechanisme van de productieafwijking, vastgesteld in artikel 7, § 3, van de elektriciteitswet, had overigens tot doel de vastgestelde verschillen tussen de nominaties en de effectieve elektriciteitsproductie door offshoreproducenten te compenseren tegen voorkeurstarieven. Zoals de CREG reeds in haar studie 1462 van 15 oktober 20153 had aangetoond, vormde dit mechanisme een inbreuk op de richtsnoeren van de Europese Commissie betreffende staatssteun ten behoeve van milieubescherming en energie 2014-2020. Die richtsnoeren bepaalden met name dat de begunstigden van

1 Wet van 25 december 2016 houdende diverse bepalingen inzake energie (Belgisch Staatsblad van 29 december 2016).2 Wet van 21 juli 2016 tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt wat betreft de wijziging van het systeem voor de toekenning van groenestroomcertificaten voor elektriciteit geproduceerd overeenkomstig artikel 6, de financiering van de onderzeese

kabel en de productieafwijking (Belgisch Staatsblad van 26 september 2016).3 Studie (F)151015-CDC-1462 over de analyse van ondersteuning van offshorewindenergie met inbegrip van het jaarlijks verslag over de doeltreffendheid van de minimumprijs voor offshorewindenergie.



staatssteun ten gunste van elektriciteit die uit hernieuwbare energiebronnen wordt opgewekt, onderworpen moeten zijn aan standaardbalanceringstaken, tenzij er geen liquide intradaymarkten bestaan (§ 124). De wetgever heeft dus beslist om artikel 7, § 3 ,van de elektriciteitswet af te schaffen.

2.3. De herziening van de wet op de repartitiebijdragen

Op het einde van 2016 kende de procedure voor de verlenging van de centrales Doel 1 en Doel 2 een uitkomst. Deze verlengingsprocedure werd opgestart met de goedkeuring van een wet, op 28 juni 2015, tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie met het oog op het verzekeren van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie. Daarbij werd de staat ertoe verplicht een overeenkomst te sluiten met de eigenaar van deze kerncentrales om de berekeningswijze te verduidelijken van de vergoeding die de eigenaar voor die verlenging verschuldigd is. Na de ondertekening van die overeenkomst heeft een nieuwe wet, van 12 juni 20164, de wet van 31 januari 2003 opnieuw gewijzigd om het jaarlijkse bedrag van die vergoeding vast te stellen en te beschrijven wat er daarmee gebeurt als een van

de twee bedoelde kerncentrales definitief wordt stilgelegd. Tot slot werden in een wet van 25 december 20165 de bepalingen vastgesteld betreffende de repartitiebijdragen voor de jaren 2016 tot 2026, namelijk de belastingen die verschuldigd zijn door de exploitanten en vennootschappen die aandelen hebben in de vier kerncentrales die niet worden verlengd (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) totdat de laatste van die centrales voorgoed wordt stilgelegd. Deze wet verleent de CREG bijkomende bevoegdheden en brengt ook een wijziging aan in de elektriciteitswet.

Het bedrag van de repartitiebijdrage wordt berekend volgens drie perioden. In een eerste periode, namelijk het jaar 2016, stelt de wet het bedrag van deze bijdrage rechtstreeks vast. Voor de tweede periode, de jaren 2017 tot en met 2019, is het bedrag gelijk aan het hoogste van twee bedragen, namelijk een minimum dat door de wet wordt vastgesteld (177 miljoen euro) en een bedrag dat overeenstemt met 38% van de winstmarge van de kerncentrale in kwestie. De CREG moet elk jaar advies geven over die winstmarge. Het bedrag van de bijdrage wordt vervolgens vastgesteld door de koning en daarna bevestigd bij wet. Voor de derde periode, van 2020 tot en met 2026, geldt dezelfde formule, maar wordt het minimumbedrag niet meer rechtstreeks bij wet vastgesteld. De CREG dient om de drie

4 Wet van 12 juni 2016 tot wijziging van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie, met het oog op de vaststelling van de jaarlijkse vergoeding verschuldigd voor de verlenging van de kerncentrales Doel 1 en Doel 2 (Belgisch Staatsblad van 22 juni 2016).

5 Wet van 25 december 2016 tot wijziging van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales en van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektri-citeitsmarkt (Belgisch Staatsblad van 29 december 2016).

6 Op te merken valt dat de wet van 25 december 2016 tot wijziging van de rechtspositie van de gedetineerden en van het toezicht op de gevangenissen en houdende diverse bepalingen inzake justitie (Belgisch Staatsblad van 30 december 2016) in het hof van beroep van Brussel een afdeling – het zogenoemde 'Marktenhof' – heeft gecreëerd dat speciaal bevoegd is om marktzaken te behandelen. Dit hof is bevoegd voor de controle van beslissingen van de CREG in toepassing van de gas- en elektriciteitswet.

jaar de vaste en variabele kosten in verband met de exploitatie van de betrokken centrales vast te stellen. Daartoe moet de CREG, op voorstel van de exploitanten, een methodologie ontwikkelen die de modaliteiten voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten vastlegt. De CREG moet eveneens advies geven over het jaarlijkse minimumbedrag van de repartitiebijdrage, dat drie jaar geldig is.

De repartitiebijdragen voor de jaren 2017 tot 2026 zijn voorts degressief, om rekening te houden met de bijdragemogelijkheid en de risico's in verband met de grootte van het productiepark van elk van de bijdrageplichtigen.

De wet van 25 december 2016 wijzigt de elektriciteitswet op twee punten: enerzijds verleent zij de CREG de bevoegdheid om aan de exploitanten en de vennootschappen die een aandeel hebben in de productie van deze centrales alle bijkomende informatie te vragen die zij nodig heeft om de taken te vervullen die de wet van 11 april 2003 haar oplegt. Anderzijds voegt zij aan de lijst met beslissingen van de CREG waartegen beroep kan worden aangetekend bij het hof van beroep van Brussel6 beslissingen toe die de CREG neemt in toepassing van de wet van 11 april 2003 als gewijzigd door de wet van 25 december 2016.


3. Elektriciteitsmarkt

Elektriciteitsmarkt

3



3.1. Regulering

3.1.1. Elektriciteitsproductie

3.1.1.1. Vergunningen voor elektriciteitsproductie

Als gevolg van de inwerkingtreding van de wet van 8 januari 2012 tot wijziging van de elektriciteitswet moet het koninklijk besluit van 11 oktober 2000 betreffende de toekenning van individuele vergunningen voor de bouw van installaties voor de productie van elektriciteit nog worden herzien. In afwachting daarvan behandelt de Algemene Directie Energie de nieuwe aanvraagdossiers en formuleert de CREG adviezen op basis van het van kracht zijnde koninklijk besluit van 11 oktober 2000.

In 2016 heeft de CREG twee adviezen geformuleerd met be-trekking tot vergunningen voor elektriciteitsproductie.

Het eerste advies betrof de noodzaak van een verlenging van een individuele vergunning voor het windmolenpark van Estin-nes na een wijziging van de zeggenschap door de overname van Windvision Windfarm Estinnes nv door CGN Europe Energy Belgium Holding Limited. De CREG heeft een gunstig advies uitgebracht7 voor het behoud van de individuele productiever-gunning verleend aan Windvision Windfarm Estinnnes nv.

Het tweede advies betrof de noodzaak van een verlenging van een individuele vergunning voor de STEG-centrale van Marcinel-le na een wijziging van de zeggenschap door de overname van Marcinelle Energie nv door Direct Energie nv. De CREG heeft een gunstig advies verstrekt8 voor het behoud van de individue-le productievergunning verleend aan Marcinelle Energie nv.

Bij ministerieel besluit van 4 maart 2016 (Belgisch Staatsblad van 14 april 2016) ontving EDF Luminus nv een individuele vergunning voor de bouw van een installatie voor de productie van elektriciteit, met name een windmolenpark met een vermogen van 41,6 MWe, op het grondgebied van de gemeenten Villers-le-Bouillet, Wanze en Verlaine (de CREG had hierover op 17 juli 2015 een advies verstrekt aan de minister).

Bee Power Gent nv ontving bij ministerieel besluit van 15 maart 2016 (Belgisch Staatsblad van 29 maart 2016) een individuele vergunning voor de bouw van een installatie voor de productie van elektriciteit, met name een biomassacentrale met een vermogen van 200 MWe, op het grondgebied van de stad Gent en wel op de terreinen van Ghent Coal Terminal (de CREG had hierover op 22 oktober 2015 een advies verstrekt aan de minister).

Bij ministerieel besluit van 13 april 2016 (Belgisch Staatsblad van 26 april 2016) ontving Dils-Energie nv een individuele vergunning voor de bouw van een installatie voor de productie van elektriciteit, met name twee turbines met een gecombineerde stoom- en gascyclus (STEG), met een vermogen van 460 MWe elk, op het grondgebied van de gemeente Dilsen-Stokkem (de CREG had hierover op 20 november 2015 een advies verstrekt aan de minister).

De bouw van nieuwe Belgische productie-installaties met een netto ontwikkelbaar vermogen van ten hoogste 25 MWe vereist geen voorafgaande individuele vergunning als bedoeld in het voornoemde koninklijk besluit van 11 oktober 2000, maar valt wel onder een voorafgaande meldingsplicht aan de CREG en aan de federale minister van Energie of diens afgevaardigde. In 2016 heeft de CREG 35 dergelijke meldingen ontvangen.

3.1.1.2. Elektriciteitsproductie op de Noordzee

A. Domeinconcessies voor offshorewindenergie

De CREG heeft in 2016 twee adviezen geformuleerd in dit verband.

Op 7 juli 2016 heeft zij advies uitgebracht9 over een ontwerp van koninklijk besluit betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies aan de transmissienetbeheerder voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen overeenkomstig het internationaal zeerecht.

Op 27 oktober 2016 heeft de CREG een advies geformuleerd10 in het kader van een aanvraag van C-Power betreffende wijzigingen aan de aanleg van de ontmantelingsprovisie.

B. Groenestroomcertificaten • Regelgevend kader

Op 15 januari 2016 heeft de CREG op verzoek van de minister van Energie een voorstel van koninklijk besluit11 geformuleerd tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen, rekening houdend met de beslissing van de Ministerraad van 20 november 2015 betreffende de hervorming van de steun aan offshorewindenergie.

7 Advies (A)161125-CDC-1587 betreffende de toekenning van een verlenging van een individuele vergunning voor het windmolenpark van Estinnes na een wijziging van de zeggenschap door de overname van Windvision Windfarm Estinnes SA door CGN Europe Energy Belgium Holding Limited.8 Advies (A)161202-CDC-1590 betreffende de toekenning van een verlenging van een individuele vergunning voor de STEG-centrale van Marcinelle na een wijziging van de zeggenschap door de overname van Marcinelle Energie SA door Direct Energie SA.9 Advies (A)160707-CDC-1543 betreffende het ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 20 december 2000 betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van

elektriciteit uit water, stromen of winden, in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen overeenkomstig het internationaal zeerecht.10 Advies (A)161027-CDC-1579 betreffende de aanvraag tot wijziging van de domeinconcessie voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit wind in de zeegebieden (Thortonbank) toegekend aan de nv C-Power bij ministerieel besluit van 27 juni 2003 en gewijzigd

bij de ministeriële besluiten van 3 februari 2010 en 6 mei 2013.11 Voorstel (C) 160115-CDC-1505 van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen.



Op 17 juni 2016 heeft de CREG een tweede voorstel van koninklijk besluit12 ingediend tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002. Dit voorstel heeft tot doel in de tekst van de regelgeving het besluit van de ministerraad van 9 juni 2016 betreffende de herziening van het mechanisme voor de steun aan offshorewindenergie om te zetten. Het voorstel van de CREG herziet de formule aan de hand waarvan de minimumprijs voor de inkoop van groenestroomcertificaten wordt bepaald en stelt ook, conform het besluit van de ministerraad, het bedrag van de LCOE ('levelised cost of energy') vast voor de offshorewindparken Rentel en Norther en belast de minister van Energie met de opdracht om, op voorstel van de CREG, het niveau van de LCOE te bepalen voor de domeinconcessies die hun financial close nog niet hebben gesloten. Het voorstel vermindert de periode waarin het steunmechanisme van toepassing is van twintig tot negentien jaar.

Op 20 oktober 2016 heeft de CREG een derde voorstel van koninklijk besluit13 ingediend tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002. In het kader van de kennisgeving van het steunmechanisme dat zal worden toegepast op de elektriciteit die in offshorewindparken wordt geproduceerd, zijn de Belgische overheid en de Europese Commissie tot een akkoord gekomen over het mechanisme dat op de energieproductie wordt toegepast wanneer de marktprijs voor elektriciteit negatief is. De minister van Energie heeft de CREG verzocht haar een voorstel voor wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 te bezorgen zodat dit akkoord in Belgische regelgeving kan worden omgezet. Het voorstel van de CREG zet dit akkoord om. De CREG stelt eveneens voor om de termijn te wijzigen waarin de minimumprijs moet worden berekend, evenals de bekendmaking van deze minimumprijs, met inachtneming van de aanstaande wijziging van de formule voor de minimumprijs, die voortaan ook het niveau van de verliezen zal omvatten.

• Bij de CREG ingediende aanvragen

Met de beslissingen van 19 juli 201614 en 1 september 201615 heeft de CREG de elementen vastgelegd ter bepaling van de minimumprijs voor groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Rentel enerzijds en Norther anderzijds. Ze heeft de raming van de exploitatiekosten onderzocht die door beide ondernemingen werd voorgelegd en is nagegaan of er een verschil is tussen de gecontracteerde verkoopprijs voor elektriciteit en een gemiddelde nominale prijs gelijk aan 90% van de elektriciteitsreferentieprijs. Op grond van die analyse heeft de CREG de LCOE en de correctiefactor vastgelegd die gelden voor de bepaling van de minimumprijs van groenestroomcertificaten voor elektriciteit geproduceerd door offshorewindparken in de betrokken domeinconcessies.

Met de beslissingen van 16 september 201616 en 22 september 201617 heeft de CREG het voorstel van contract voor de aankoop van groenestroomcertificaten tussen Elia en Rentel enerzijds en tussen Elia en Norther anderzijds goedgekeurd. De aankoopverplichting van groenestroomcertificaten voor elektriciteit geproduceerd via offshorewindenergie maakt immers het voorwerp uit van een contract tussen de domeinconcessiehouder en de netbeheerder.

• Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshorewindenergie en van de geproduceerde groene elektriciteit

Het totale geïnstalleerde vermogen offshorewindenergie is onveranderd gebleven in 2016 (713,1 MW). De bouw van het windpark van Nobelwind (165 MW) is in april 2016 aangevat maar het park zal pas in de eerste helft van 2017 operationeel worden.

Tabel 1: Nominaal vermogen van de bestaande en in aanbouw

zijnde offshorewindparken in 2016 (Bron: CREG)

Naam windpark Vermogen eind 2016

BELWIND 171,0 MW

C-POWER 326,1 MW

NORTHWIND 216,0 MW

Totaal 713,1 MW

In 2016 hebben alle offshorewindparken samen 2.315 GWh in het transmissienet geïnjecteerd.

De nettoproductie van elektriciteit (vóór transformatie) van alle gecertificeerde offshorewindmolens bedroeg 2.388 GWh voor het jaar 2016, wat een afname is van bijna 8,6% ten opzichte van de nettoproductie in 2015 (2.612 GWh).

De maandelijkse nettoproductie per domeinconcessiehouder wordt in figuur 2 weergegeven. De gemiddelde load factor in 2016 (de productie gedeeld door de geïnstalleerde capaciteit) varieert van minimum 26% in september tot een maximum van 64% in januari. Tussen de windparken onderling verschilt de load factor ook significant (36% voor C-Power, 38% voor Belwind en 42% voor Northwind).

Per netto geproduceerde MWh reikt de CREG één groene-stroomcertificaat uit. In 2016 heeft de CREG aan de drie operationele offshorewindparken groenestroomcertificaten toe-gekend met een totale waarde van 249.684.311 euro.

12 Voorstel (A) 160617-CDC-1539 van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen.13 Voorstel (C) 161020-CDC-1577 van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen.14 Beslissing (B)160719-CDC-1541 over het vastleggen van de elementen ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Rentel15 Beslissing (B)160901-CDC-1550 over het vastleggen van de elementen ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van Norther.16 Beslissing (B)160916-CDC-1560 over de vraag tot goedkeuring van het voorstel van contract voor het aankopen van groenestroomcertificaten tussen de N.V. Elia System Operator en de N.V. Rentel.17 Beslissing (B)160922-CDC-1563 over de vraag tot goedkeuring van het voorstel van contract voor het aankopen van groenestroomcertificaten tussen de N.V. Elia System Operator en de N.V. Norther.



C. Garanties van oorsprong

De CREG heeft in 2016 het beheer van de databank Garanties van Oorsprong verder waargenomen. Via deze databank krijgen de producenten van offshorewindenergie garanties van oorsprong uitgereikt, die ze vervolgens kunnen exporteren naar andere Europese markten. Met het oog hierop is de CREG actief lid gebleven van de Association of Issuing Bodies (AIB), een vereniging die de hub beheert waarmee het gros van de Europese databanken aan elkaar is gekoppeld. Meer bepaald heeft de CREG deelgenomen aan algemene vergaderingen en werkgroepen, evenals aan een assessment panel met de opdracht een mogelijke inbreuk op de EECS-regels (European Energy Certificate System) te onderzoeken. Ook de technische opvolging van de systemen was een aandachtspunt, met onder meer de overschakeling naar een nieuwe hub.

3.1.1.3. Analyse van de ondersteuning van offshorewindenergie

Op vraag van de minister van Energie heeft de CREG de recente marktevoluties op het vlak van ondersteuning voor offshorewindenergie geanalyseerd18.

In deel I van deze studie analyseert de CREG de resultaten van de toekenning van de tender van Borssele I+II. Daarbij werd de beschikbare informatie over het weerhouden bod van DONG voor de kavels Borssele I en II in model gebracht. Vervolgens werd de ondersteuning voor het Borssele-project omgezet naar de Belgische omstandigheden.

De methodologie van de studie van de CREG van 2016 is bijgevolg verschillend van deze in studie (F)151015-CDC-1462. De studie van 2016 is gebaseerd op de winnende bieding van DONG die omgezet werd op basis van objectief vaststelbare feiten (zoals densiteit, fiscale aspecten, …). In de voormelde studie 1462 heeft de CREG onder meer de LCOE berekend voor

Figuur 1: Evolutie van het geïnstalleerde vermogen offshorewindenergie per park tussen april 2009 en december 2016 (Bron: CREG)

18 Studie (F)1568 van 19 december 2016 over de analyse van ondersteuning van offshorewindenergie met inbegrip van het jaarlijks verslag over de doeltreffendheid van de minimumprijs voor offshorewindenergie.

apr '

09

aug

'09

dec

'09

apr '

10

aug

'10

dec

'10

apr '

11

aug

'11

dec

'11

apr '

12

aug

'12

dec

'12

apr '

13

aug

'13

dec

'13

apr '

14

aug

'14

dec

'14

apr '

15

aug

'15

dec

'15

apr '

16

aug

'16

dec

'16

C-Power Belwind Northwind

MW

0

100

200

300

400

500

600

700

800ap

r '09

aug

'09

dec

'09

apr '

10

aug

'10

dec

'10

apr '

11

aug

'11

dec

'11

apr '

12

aug

'12

dec

'12

apr '

13

aug

'13

dec

'13

apr '

14

aug

'14

dec

'14

apr '

15

aug

'15

dec

'15

apr '

16

aug

'16

dec

'16

C-Power Belwind Northwind

GWh

Figuur 2: Offshorenettoproductie van groene stroom per park tussen april 2009 en december 2016 (Bron: CREG)

0

50

100

150

200

250

300

350

400



de windmolenparken van Rentel en Norther op basis van de op dat ogenblik beschikbare informatie die werd aangeleverd door de betrokken domeinconcessiehouders.

Verder geeft deel I van de studie ook een korte uitleg, zonder gedetailleerde analyse, over de ondersteuning voor het Duitse Merkur-project, dat zijn financial close bereikte in augustus 2016, en de dalende trend in de offshore-ondersteuning, met onder andere de resultaten van de tenders Danish North Sea en Kriegers Flak. Aan het einde van deel I wordt het resultaat van de tender Borssele III + IV en de modellering van de weerhouden offerte besproken.

In deel II van de studie heeft de CREG geprobeerd om het resultaat van de tender van Borssele III + IV om te zetten in een representatieve steun voor de drie laatste domeinconcessies (Northwester 2, Seastar en Mermaid). In deze oefening werd rekening gehouden met de verschillen die tussen Nederland en België op een objectieve manier kunnen worden vastgesteld.

3.1.1.4. Studie over de winstgevendheid van lokale, stuurbare productie-eenheden

In juni 2016 ontving de CREG het rapport van een studie over de berekening van de rentabiliteit van lokale stuurbare productie-eenheden. Deze studie werd uitgevoerd door PwC in opdracht van de CREG.

Het rapport toonde aan dat warmtekrachtkoppelingen overtuigend rendabel zijn en dit voor vier profielen van afnemers met een basislastprofiel en een elektriciteitsafname tussen de 2 en de 6 GWh. Bij gasmotoren is de uitkomst minder eenduidig.

In opvolging van dit rapport heeft de CREG een studie19 uitgevoerd om de winstgevendheid van gasmotoren accurater te bepalen. Conclusie is dat indien gasmotoren gebruikt worden om te arbitreren op de dagmarkt en op de balanceringsmarkt,

de investering als positief wordt geëvalueerd. Deze studie biedt dan ook een basis aan eindklanten om, op basis van de vier onderzochte profielen, voor zichzelf te bepalen of investeren in lokale productie-eenheden rendabel is.

3.1.2. Elektriciteitslevering

3.1.2.1. Levering aan afnemers aangesloten op het transmissienet

De volgende tabel toont het marktaandeel van Electrabel en de overige leveranciers inzake netto-elektriciteitslevering20 aan de grote industriële afnemers aangesloten op het federaal transmissienet (met een spanning hoger dan 70 kV).

Ten opzichte van 2015 is het totale volume aan energie dat door de eindafnemers van het transmissienet werd afgenomen in 2016 gedaald met 14,58% (10.920 GWh), dit is het laagste niveau van de bestudeerde periode.

Volgens een eerste raming bedroeg het marktaandeel van Electrabel 37,8% in 2016, het laagste niveau van de voorbije tien jaar en een daling van 36,07% ten opzichte van 2015. Het aantal toegangspunten van Electrabel ligt in 2016 lager dan dat van de andere leveranciers.

19 Studie (F)161027-CDC-1583 over de winstgevendheid van lokale stuurbare productie-eenheden.20 Deze cijfers houden geen rekening met de energie die rechtstreeks door lokale productie wordt geleverd noch met de klanten die in het Groothertogdom Luxemburg gevestigd zijn.

Leveranciers Electrabel nv Andere leveranciers Totaal

Toegangspunten op1/01/2016 37 47 80*

31/12/2016 38 48 82*

Energie afgenomen (GWh)

2007 12.469 (87,7%) 1.743 (12,3%) 14.2112008 11.470 (84,0%) 2.183 (16,0%) 13.6542009 10.807 (87,6%) 1.526 (12,4%) 12.3332010 12.163 (88,7%) 1.551 (11,3%) 13.7142011 11.693 (90,2%) 1.265 (9,8%) 12.9582012 8.247 (67,0%) 4.069 (33,0%) 12.3162013 7.484 (57,6%) 5.519 (42,4%) 13.0042014 8.598 (62,6%) 5.130 (37,4%) 13.7282015 6.465 (50,6%) 6.318 (49,4%) 12.7832016 4.133 (37,8%) 6.787 (62,2%) 10.920

(*) Aangezien vier toegangspunten gedurende het jaar 2016 door twee leveranciers tegelijk bevoorraad werden, ligt het totaal aantal toegangspunten globaal genomen vier eenheden lager dan het totaal van het aantal toegangspunten voor alle leveranciers samen.

Tabel 2: Energie afgenomen door afnemers aangesloten op het federale transmissienet van 2007 tot 2016 (Bronnen: Elia, CREG)



De federale leveringsvergunningen voor elektriciteit om de klanten te bevoorraden die rechtstreeks op het transmissienet zijn aangesloten, worden door de minister van Energie op voorstel van de CREG toegekend voor een periode van vijf jaar.

In 2016 heeft de CREG zeven voorstellen aan de minister overgemaakt voor de toekenning van leveringsvergunningen voor elektriciteit aan Enovos Luxembourg, Essent Belgium, Axpo Benelux, Uniper Global Commodities, Next Kraftwerke Belgium, Vlaams Energiebedrijf en Eneco.21

In 2016 heeft de minister van Energie een individuele vergunning voor de levering van elektriciteit toegekend aan Enovos Luxembourg SA22, Essent Belgium NV23, Uniper Global Commodities SE24, Axpo Benelux SA25, Next Kraftwerke Belgium26, Vlaams Energie Bedrijf NV27.

3.1.2.2. Maximumprijzen

• Voor nietbeschermde klanten waarvan het leveringscontract werd opgezegd

De maximumprijzen die de distributienetbeheerders dienen toe te passen voor niet-beschermde klanten waarvan het leveringscontract werd opgezegd (eveneens "gedropte klanten" genoemd), worden halfjaarlijks berekend door de distributienetbeheerders en gecontroleerd door de CREG. Ze worden als volgt berekend: energieprijs + transmissietarief

+ distributietarief + marge. De CREG is bevoegd voor het toezicht op de berekeningsmodaliteiten van de marge.

• Voor beschermde residentiële klanten met een bescheiden inkomen of in een kwetsbare situatie

Overeenkomstig de geldende wetgeving heeft de CREG de sociale tarieven en de referentietarieven berekend en gepubliceerd die van toepassing zijn vanaf 1 februari 2016 tot en met 31 juli 2016 (Belgisch Staatsblad van 2 februari 2016) en van 1 augustus 2016 tot en met 31 januari 2017 (Belgisch Staatsblad van 14 september 2016) voor de levering van elektriciteit aan beschermde residentiële klanten met een bescheiden inkomen of in een kwetsbare situatie.

De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van elektriciteit voor de periode vanaf 1 februari 2016 tot en met 31 juli 2016 bedraagt 13,142 c€/kWh (0,13142 €/kWh) voor het enkelvoudig tarief; 14,796 c€/kWh (0,14796 €/kWh) voor het tweevoudig tarief (piekuren); 9,921 c€/kWh (0,09921 €/kWh) voor het tweevoudig tarief (daluren); 7,073 c€/kWh (0,07073 €/kWh) voor het exclusief nachttarief.

De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van elektriciteit voor de periode vanaf 1 augustus 2016 tot en met 31 januari 2017 bedraagt 13,221 c€/kWh (0,13221 €/kWh) voor het enkelvoudig tarief; 14,022 c€/kWh (0,14022 €/kWh) voor het tweevoudig tarief (piekuren);

10,622 c€/kWh (0,10622 €/kWh) voor het tweevoudig tarief (daluren); 7,186 c€/kWh (0,07186 €/kWh) voor het exclusief nachttarief.

Deze tarieven zijn uitgedrukt zonder de federale bijdrage, de aansluitingskosten (Wallonië) en de bijdrage energiefonds (Vlaanderen). Andere taksen met betrekking tot netwerktarieven (vervoer en/of distributie) zijn inbegrepen.

De CREG heeft eveneens het bedrag geraamd dat nodig was voor de spijzing van het fonds beschermde klanten elektriciteit dat aan de basis ligt van de berekening van de component beschermde klanten van de federale bijdrage (zie punt 5.9.2. van dit verslag). De CREG maakt in dit kader tweemaal per jaar de referentie-energiecomponenten voor elektriciteit en aardgas aan de leveranciers en de distributienetbeheerders bekend in het kader van de uitbetaling van de schuldvorderingen beschermde klanten.

• Voorstel CREG

Op 20 oktober 2016 heeft de CREG op vraag van de minister van Energie, gesteld naar aanleiding van opmerkingen van FEBEG, aanpassingen voorgesteld28 aan het koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kost van de toepassing van de sociale tarieven door de ondernemingen en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervan.

21 Voorstel (E)160114-CDC-1504 over de hernieuwing van de leveringsvergunning van elektriciteit voor Enovos Luxembourg, voorstel (E)160204-CDC-1511 betreffende de hernieuwing aan Essent Belgium NV van een vergunning voor de levering van elektriciteit, voorstel (E)160512-CDC-1529 over de hernieuwing van de leveringsvergunning voor elektriciteit van Axpo Benelux NV, voorstel (E)160526-CDC-1533 over de hernieuwing van de leveringsvergunning voor elektriciteit van UNIPER Global Commodities SE, voorstel (E)161027-CDC-1582 betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Next Kraftwerke, voorstel (E)161110-CDC-1585 betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Vlaams Energiebedrijf NV (VEB) en voorstel (E)1599 van 22 december 2016 betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Eneco.

22 Ministerieel besluit van 24 februari 2016 (Belgisch Staatsblad van 3 maart 2016).23 Ministerieel besluit van 24 februari 2016 (Belgisch Staatsblad van 7 maart 2016).24 Ministerieel besluit van 20 juni 2016 (Belgisch Staatsblad van 30 juni 2016).25 Ministerieel besluit van 17 juni 2016 (Belgisch Staatsblad van 30 juni 2016).26 Ministerieel besluit van 2 december 2016.27 Ministerieel besluit van 16 december 2016.28 Voorstel (C)161020-CDC-1576 van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kosten van de toepassing van de sociale tarieven door de elektriciteitsbedrijven en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervan

en voorstel (C)161020-CDC-1578 van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kost van de toepassing van de sociale tarieven door de aardgasondernemingen en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervan.



3.1.2.3. Evolutie en fundamentals van de elektriciteitsprijs

Ook in 2016 heeft de CREG maandelijks een boordtabel gepubli-ceerd die tot doel heeft alle betrokken spelers te informeren over de belangrijke evoluties van de factoren die de elektriciteitsprijzen beïnvloeden.

Voor de groothandelsmarkt volgt de CREG hoofdzakelijk de evo-lutie van een aantal parameters die fundamenteel zijn voor de vorming van de elektriciteits- en aardgasprijzen op de Belgische beurzen en op de beurzen in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland).

Voor de kleinhandelsmarkt geeft de CREG per gewest de evolutie weer van de all-inprijs voor elektriciteit en aardgas in België voor:- residentiële Dc-klanten elektriciteit (3.500 kWh/jaar, enkelvoudig)- residentiële T2-klanten aardgas (23.260 kWh/jaar)- sociale klanten- gedropte klanten- kmo’s elektriciteit (50.000 kWh/jaar, enkelvoudig) en- kmo’s aardgas (100.000 kWh/jaar)

Daarnaast vergelijkt de CREG de gemiddelde all-inprijs voor elek-triciteit en aardgas die in België en in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland en het Verenigd Koninkrijk) aan residentiële Dc-klanten elektriciteit, T2-klanten aardgas en kmo’s elektriciteit en aardgas wordt gefactureerd.

Om de zes maanden publiceert de CREG daarnaast een afzon-derlijke nota met de resultaten van de internationale vergelijking van de energieprijzen tussen België en de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland en het Verenigd Koninkrijk). De grafieken die de CREG in het raam hiervan publiceert geven een overzicht van de verschillende componenten van de jaarlijkse gemiddelde energie factuur in de vijf landen, zowel voor residentiële afnemers als kmo’s.

Hierna volgen een aantal ontwikkelingen die in 2016 werden vastgesteld:

Elektriciteit:- Sinds 2016 kent Vlaanderen geen 100 kWh gratis meer toe voor residentiële afnemers van elektriciteit.

- In maart 2016 werd de Vlaamse bijdrage energiefonds gewijzigd. Voortaan wordt ze berekend aan de hand van een jaarlijkse toe-slag per afnamepunt zonder toepassing van de btw.

- Begin 2016 werden de distributietarieven en de transportta-rieven gewijzigd (sinds 2016 volgt de berekening een nieuwe methodologie).

- In de buurlanden werd er in 2016 geen enkele nieuwe toeslag in-gevoerd; de reeds bestaande nettarieven en toeslagen werden wel naar jaarlijkse gewoonte aangepast.

Aardgas:- Begin 2016 werden de distributietarieven en de transporttarie-ven gewijzigd.

- In de buurlanden werd er in 2016 geen enkele nieuwe toeslag in-gevoerd; de reeds bestaande nettarieven en toeslagen werden wel naar jaarlijkse gewoonte aangepast.

3.1.3. Transmissie en distributie

3.1.3.1. Ontvlechting en certificering van de transmissienetbeheerder

In het kader van haar bevoegdheid inzake monitoring van de voortdurende naleving van de ontvlechtingsvereisten (un-bundling) door de transmissiesysteembeheerder heeft de CREG in 2016 de benoemingen van twee nieuwe leden van de raden van bestuur van Elia System Operator en Elia Asset geverifieerd, namelijk een niet-onafhankelijke bestuurder en een onafhankelijke bestuurder (zie ook punt 3.1.3.2 verderop).

Daarnaast heeft zij ook de benoeming van twee nieuwe leden van de directiecomités van Elia System Operator en Elia Asset geverifieerd.

3.1.3.2. Corporate governance

De CREG heeft kennis genomen van het activiteitenverslag 2015 van het corporategovernancecomité van Elia System Operator en Elia Asset in het kader van het toezicht op de toepassing van artikelen 9 en 9ter van de elektriciteitswet en de evaluatie van de doeltreffendheid ervan ten aanzien van de doelstellingen van onafhankelijkheid en onpartijdigheid van het transmissienetbeheer.

Voorts heeft de CREG kennis genomen van het verslag van de nalevingsfunctionaris over de naleving van het verbintenissen-programma door de medewerkers van Elia System Operator en Elia Asset in 2015. Dit verbintenissenprogramma dient om elke discriminatie tussen netgebruikers en/of categorieën net-gebruikers te voorkomen.

De CREG heeft het governancecomité van de onderneming, de nalevingsfunctionaris en de diensten van Elia ondervraagd om aanvullende toelichting te krijgen over deze verslagen. Op die manier is zij nagegaan of en hoe de wettelijke opdrachten van Elia werden verricht.

Op 22 juni 2016 heeft de CREG via haar gunstig eensluidend advies29 vastgesteld dat de heer Michel Allé voldoet aan de no-tie “onafhankelijke bestuurder” voor wat betreft zijn mandaat in de raden van bestuur van Elia System Operator NV en Elia Asset NV. Daarnaast wijst de analyse van documenten en bij-komende informatie uit dat zijn benoeming compatibel is met de naleving door Elia System Operator NV van de regels voor eigendomsontvlechting.

29 Advies (A)160622-CDC-1542 over de onafhankelijkheid van de heer Michel Allé als onafhankelijke bestuurder in de raden van bestuur van ELIA SYSTEM OPERATOR NV en ELIA ASSET NV.



3.1.3.3. Gesloten industriële netten

Op voorstel van de Algemene Directie Energie, en na advies van de CREG en de netbeheerder, kan de minister van Energie de hoedanigheid van beheerder van een gesloten industrieel net toekennen aan de natuurlijke of rechtspersoon die eige-naar is van of een gebruiksrecht bezit op een net en die con-form de elektriciteitswet een aanvraag heeft ingediend voor het gedeelte uitgebaat op een nominale spanning hoger dan 70 kV. Volgens dezelfde procedure kan de minister het net erkennen als een gesloten industrieel net op voorwaarde dat de betrokken gewesten de mogelijkheid hebben gehad om binnen zestig dagen advies uit te brengen.

De CREG heeft in dit kader in 2016 een advies uitgebracht be-treffende een vraag van Essent Energie België nv30.

3.1.3.4. Technische werking

A. Aansluiting en toegang

In februari 2016 heeft Elia aan de CREG een aanvraag voor-gelegd tot goedkeuring van wijzigingen aan de algemene voorwaarden van het contract van toegangsverantwoordelijke ('ARP-contract') om deze af te stemmen op alle technische functionaliteiten van het voorstel van Elia over de intradaycapa-citeitstoewijzing op de koppelverbindingen Frankrijk-België en Nederland-België. Bij beslissing van 18 februari 2016 heeft de CREG31 het voorstel van Elia goedgekeurd.

Op 27 mei 2016 heeft de CREG van Elia een tweede aan-vraag ontvangen tot goedkeuring van wijzigingen aan de

algemene voorwaarden van het ARP-contract enerzijds en het toegangscontract anderzijds. De voorgestelde wijzigingen aan het ARP-contract betreffen het afschaffen van de perimeter-correctie voor primaire reserveproducten, de verdere afstem-ming van het contract op specifieke punten gedefinieerd in de CACM-verordening en de invoering van de elektronische handtekening en de elektronische facturatie. De voorgestelde wijzigingen aan het toegangscontract betroffen uitsluitend de invoering van de elektronische handtekening en de elektroni-sche facturatie. De CREG heeft beslist om de voorgestelde wijzigingen goed te keuren aan de hand van twee beslissingen van 22 juni 201632.

De wijzigingen zijn in beide gevallen het voorwerp geweest van een openbare raadpleging door Elia.

B. Balancerings- en ondersteunende diensten

• Reservevermogen Elia moet het primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de be-trouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet in de regelzone evalueren en bepalen. Hiertoe moet Elia zijn evalua-tiemethode en het resultaat ervan aan de CREG ter goedkeu-ring voorleggen.

Op 19 juli 2016 heeft de CREG beslist33 om, na een openbare raadpleging van de marktdeelnemers, haar goedkeuring te ver-lenen aan het voorstel van Elia betreffende de evaluatie methode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair re-servevermogen voor 2017. De beslissing van de CREG bevat

echter overwegingen over onder andere de markt informatie die Elia ter beschikking stelt, de voorafgaande kennis van de beschikbaarheid en de prijzen van de inter-TNB-reserve, de deelname van de vraag aan de verschillende reservetypes en de evolutie van de producten naar een grotere techno logische neutraliteit, waarvan de stopzetting van product R3 ICH op 31 december 2017 deel uitmaakt.

• Aangeboden prijzen en volume voor de ondersteunende diensten

Om de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet te verzekeren, moet Elia permanent over een aantal ondersteunende diensten kunnen beschikken waarvan de modaliteiten opgenomen zijn in het technisch reglement van 19 december 2002 voor het beheer van het transmissienet en de toegang ertoe.

Het blijkt echter al sinds de invoering van de regelgeving moeilijk om dergelijke diensten in de nodige volumes en voor redelijke prijzen aan te kopen, aangezien er in België slechts één koper is (Elia) en een beperkt aantal verkopers. In over-eenstemming met artikel 12quinquies van de elektriciteitswet dienden dus meermaals koninklijke besluiten houdende opleg-ging van prijs- en volumevoorwaarden te worden afgekondigd (zie met name jaarverslag 2015, pagina 22).

Onder impuls van de CREG heeft Elia de voorbije jaren forse inspanningen geleverd om de markt van de ondersteunende diensten te ontwikkelen, in het bijzonder voor de reservevermo-gens, om de prijzen ervan te verminderen door bijvoorbeeld meer marktdeelnemers aan de veilingprocedures te laten deelnemen.

30 Advies (A)160324-CDC-1519 betreffende de aanvraag van de nv Essent Energie België om erkenning van haar net op de vestiging van Ineos als een gesloten industrieel net en van haar nominatie als beheerder daarvan voor het gedeelte dat wordt geëxploiteerd met een nominale spanning hoger dan 70 kV.

31 Beslissing (B)160218-CDC-1512 over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de contracten van toegangsverantwoordelijke, voorgesteld door de netbeheerder.32 Beslissing (B)160622-CDC-1537 over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de contracten van toegangsverantwoordelijke, voorgesteld door de netbeheerder en beslissing (B)160622-CDC-1538 over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de toegangscontracten, voorgesteld

door de netbeheerder.33 Beslissing (B)160719-CDC-1526 over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017.



Zo heeft de CREG, naar aanleiding van het succes in 2015 van de verschuiving van de horizon voor de offerteaanvragen voor primaire en secundaire regelvermogens (FCR en aFRR in de Europese terminologie) van jaarlijkse naar maandelijkse basis het voorstel van Elia goedgekeurd34 om vanaf 1 augustus 2016 alle volumes op wekelijkse basis aan te kopen. Met deze be-slissing heeft de CREG eveneens het voorstel van Elia goed-gekeurd om een gedeelte van de primaire regelvermogens aan te schaffen via een regionaal veilingsplatform dat ook toegan-kelijk is in Duitsland, Oostenrijk, Nederland en Zwitserland.

De tertiaire reserves voor 2016 werden door Elia grotendeels via jaarlijkse offerteaanvragen aangeschaft. Slechts een volu-me van 70 MW werd aangekocht via maandelijkse offerteaan-vragen, die beperkt waren tot de producten 'R3 Production' en 'R3 Dynamic Profiles'. In 2016 heeft de CREG het voorstel van Elia goedgekeurd 35 om voor alle volumes van tertiaire reserves (mFRR) contracten te sluiten op maandbasis, met uitzondering van het volume in verband met de onderbreekbare afnames (R3 ICH) waarvoor een jaarlijkse offerte voor de volumes van 2017 is uitgeschreven. Dit product zal vanaf 1 januari 2018 niet meer worden aangeboden.

Tot slot heeft de CREG op 13 oktober 2016 het voorstel van Elia goedgekeurd36 om de producten R3 Production en R3 Dynamic Profiles af te schaffen en te vervangen door de pro-ducten 'R3 Standard' en 'R3 Flex', die allebei openstaan voor alle bronnen (productie/vraag, CIPU/Non-CIPU, transmissie/distributie) maar met eigen kenmerken en eisen.

Om de kosten van de ondersteunende diensten op een rede-lijk peil te houden, dient Elia op grond van de elektriciteitswet

van 29 april 1999 jaarlijks aan de CREG verslag uit te brengen over de prijzen die zij aangeboden krijgt voor de levering van de ondersteunende diensten. Vervolgens geeft de CREG aan of de aangeboden prijzen al dan niet manifest onredelijk zijn en motiveert ze haar besluit.

De CREG heeft in 2016 van Elia verslagen gekregen over de tertiaire regeldiensten via het product R3 ICH, en over de re-geldiensten van de spanning en het reactief vermogen. In haar verslag37 over de aangeboden R3 ICH heeft de CREG vastge-steld dat geen van de aangeboden prijzen manifest onredelijk waren. In haar verslag38 over de aangeboden prijzen voor de spanningsregeling en het reactief vermogen werden enkele prijzen echter wel manifest onredelijk geacht. Bijgevolg werd op voorstel van de minister van Energie en na advies van de CREG een koninklijk besluit opgesteld om aan de betrokken producenten prijs- en volumevoorwaarden op te leggen.

Op basis van de veronderstellingen over de beschikbaarheid en het gebruik van de dienst voor de spanningsregeling en het reactief vermogen in 2017 bedraagt het verschil tussen de aan-vankelijk door Elia geselecteerde offertes en de aangepaste selectie na bovenvermeld koninklijk besluit ongeveer zes mil-joen euro.

De primaire en secundaire regeldiensten moeten wekelijks door Elia worden gerapporteerd. De CREG heeft vastgesteld dat de kosten van deze reserves, bij een constant volume, globaal gedaald zijn (-12%). Dit is met name te danken aan de aankoop van 100% van het volume via maandelijkse, en vervolgens wekelijkse offerteaanvragen en dankzij de toe-gang tot een gemeenschappelijk regionaal platform. Deze

evolutie verbergt echter verschillen tussen de diensten: een forse vermindering van de kostprijs van primaire regelvermo-gens (-43%), maar een lichte stijging (+12%) van de kostprijs voor de secundaire regelvermogens.

• De balancing (netevenwicht)

De taak van de transmissienetbeheerder bestaat erin het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektrisch vermogen in de regelzone te bewaken, te handhaven en desgewenst te herstellen, onder meer ten gevolge van eventuele individuele onevenwichten veroorzaakt door de verschillende toegangs-verantwoordelijken. Elia moet aan de CREG een voorstel van marktwerkingsregels voor de compensatie van de kwartieron-evenwichten ter goedkeuring voorleggen.

In april 2016 heeft Elia een voorstel ingediend betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten. De voorgestelde evoluties gaan over de invoering van de Belgische deelname aan een internationale samenwerking voor de reservering van het primaire regelvermogen vanaf 1 augustus 2016, over de werking van de secundaire intradaymarkt in geval van defect, en over de evoluties met betrekking tot de IGCC (International Grid Control Cooperation). Met haar eindbeslissing, en na een openbare raadpleging van de marktspelers, heeft de CREG het voorstel van Elia goedgekeurd39. De nieuwe regels zijn vanaf 1 januari 2017 integraal van toepassing.

In augustus 2016 diende Elia een ander voorstel in voor de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de com-pensatie van de kwartieronevenwichten. De voorgestelde

34 Beslissing (B)160609-CDC-1525 over het voorstel van de N.V. Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten – Gedeeltelijke inwerkingtreding op 1 augustus 2016 en volledige inwerkingtreding op 1 januari 2017.35 Ibidem.36 Beslissing (B)161013-CDC-1556 over het voorstel van de N.V. Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten – Inwerkingtreding op 1 januari 2017.37 Verslag (RA)161110-CDC-1586 over het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan de N.V. Elia System Operator aangeboden prijzen voor de levering van tertiaire reservevermogens van onderbreekbare afnames - R3 ICH - voor het exploitatiejaar 2017.38 Verslag (RA)161013-CDC-1572 over het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan de N.V. Elia System Operator aangeboden prijzen voor de levering van de dienst voor de spanningsregeling in 2017.39 Beslissing (B)160609-CDC-1525 betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Gedeeltelijke inwerkingtreding op 1 augustus 2016 en volledige inwerkingtreding op 1 januari 2017.



evoluties gaan over de wijziging van de definitie van twee producten van de tertiaire reserve om ze meer technologie-neutraal te maken, over de impact van de wijzigingen van de producten van de gecontracteerde tertiaire reserve op de volg-orde van activering van deze reserves, en over de aanpassing van de penaliteiten naar aanleiding van de overgang naar de kortetermijnaankoop van reserveproducten. Met deze eindbe-slissing, en na een openbare raadpleging van de marktspelers, heeft de CREG het voorstel van Elia goedgekeurd40. De nieuwe regels zijn vanaf 1 januari 2017 integraal van toepassing.

• Valorisatie van de productiereserves die nodig zijn voor de veiligheid van het systeem

De productie van elektriciteit op basis van hernieuwbare energie wordt gekenmerkt door hoge investeringskosten, lage vaste kosten en variabele kosten in de buurt van nul. Het massaal invoeren van hernieuwbare productie kan leiden tot overcapaciteit en dit kan het probleem verergeren van de vergoeding van de marginale eenheid in een systeem waarbij productie-eenheden enkel worden vergoed op basis van de geleverde energie. In dit kader heeft de CREG aan het Cen-ter for Operations Research and Econometrics (CORE) van de Université catholique de Louvain gevraagd om te onderzoeken of de ORDC-methode (Operating Reserve Demand Curves) kan worden toegepast. Deze methode valoriseert productie-reserves die nodig zijn voor de veiligheid van het systeem aan de hand van een price adder bij het onevenwichtstarief. Deze toeslag is gebaseerd op de schaarste van de reservemiddelen en de prijs die de verbruikers willen betalen om niet zonder stroom te vallen.

Een nota41 bevat de belangrijkste resultaten van deze studie, evenals de context en een algemene omschrijving van de methode.

• Geactiveerde volumes en concentratie van de offertes

In 2016 bedroegen de activeringen ter compensatie van de on-evenwichten van de regelzone 1.052 GWh, een stijging met 4,0% in vergelijking met 2015.42 Het aandeel van de secun-daire reserves in deze activeringen bedroeg 46,1% in 2016, tegenover 57,4% in 2015 en 52,7% in 2014. Deze daling is hoofdzakelijk het gevolg van de forse toename van de com-pensatie van de onevenwichten in het kader van de IGCC, die voor 2016 met 40,7% (428 GWh) is gedaald in vergelijking met 2015 (255 GWh).

In 2016 was er een neerwaartse activering van buitenlandse reserves door tranmissienetbeheerders van 200 MWh, terwijl deze activeringen in 2015 gelijk waren aan 250 MWh (Bron: gegevens Elia).

De HHI-index betreffende de aangeboden secundaire en ter-tiaire reserves op de productie-eenheden bedroeg 4.107 in 2016, tegenover 4.299 in 2015 en 4.251 in 2014. De active-ringen betreffende deze middelen vertegenwoordigden 99,8%

van de totale energie die in 2016 ter compensatie van de on-evenwichten van de regelzone werd geactiveerd (excl. IGCC), een aandeel dat gelijk is aan dat van 2015 terwijl het 99,9% bedroeg in 2014. De daling van de HHI-index, hoewel licht, is toe te schrijven aan de stijging van het relatieve aandeel van EDF Luminus op de markt voor productiereserves, in com-binatie met de afname, hoewel minder, van het aandeel van Electrabel.

• Prijs ter compensatie van de individuele onevenwichten

Het onevenwichtstarief is gebaseerd op het principe van de unieke marginale prijs en houdt rekening met het onevenwicht van de toegangsverantwoordelijke en de richting van het on-evenwicht van de regelzone.

Tabel 3 geeft een overzicht van de evolutie van het gemid-delde (niet-gewogen) tarief van positieve onevenwichten (in-jectie > afname) en van negatieve onevenwichten (injectie < afname) van de toegangsverantwoordelijken voor de periode 2007-2016.

Tabel 3: Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief van 2007 tot 2016 (Bron: gegevens Elia)

€/MWh 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Injectie > afname 22,09 43,24 19,86 27,76 29,22 51,84 47,91 40,33 43,48 34,91

Injectie < afname 48,64 77,92 44,25 57,24 62,70 54,05 49,36 41,07 44,18 35,73

40 Beslissing (B)161013-CDC-1556 betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Inwerkingtreding op 1 januari 2017.41 Note (Z)160512-CDC-1527 on scarcity pricing applied to Belgium.42 Door de activeringen in tegengestelde richting van de secundaire reserves binnen eenzelfde kwartier te synthetiseren, ter wille van de coherentie met de gegevens van de vorige jaren.



Aan de hand van figuur 3 kunnen deze gemiddelde tarieven over dezelfde periode worden vergeleken met de evolutie van de gemiddelde tarieven van de day-aheadmarkt van Belpex.

C. Regels voor de veiligheid en betrouwbaarheid van het net en normen inzake de diensten- en leveringskwaliteit

In 2016 heeft de CREG initiatieven genomen met betrekking tot de veiligheid en betrouwbaarheid van het net. De CREG heeft met name met Elia mogelijke verbeteringen aan de Black-Startcontracten besproken toen deze moesten worden

vernieuwd en heeft aangegeven in welke richting ze nog kun-nen evolueren.

D. De tijd van de transmissienetbeheerder voor de uitvoering van aansluitingen en herstellingen

In 2016 bedroeg de AIT (Average Interruption Time) op het fe-derale transmissienet 3 minuten 33 seconden (tegenover 4 minuten 58 seconden in 2015) en de AID (Average Interruption Duration) 20 minuten 56 seconden (tegenover 27 minuten 55 seconden in 2015).

In 2016 waren er 56 incidenten op het transmissienet (61 in 2015). Aangezien het transmissienet vermaasd is, veroorzaken deze incidenten doorgaans geen onderbreking bij de klant. In 71% van de gevallen was er een poging tot automatische wederinschakeling. Voor de 380kV- en 220 kV-netten waren deze pogingen succesvol in 71% van de gevallen en voor het 150 kV-net in 77% van de gevallen.

In twaalf gevallen was een verbinding van het federale transmissie net meer dan 24 uur onbeschikbaar. De perioden van onbeschikbaarheid voor deze verbindingen lagen tussen 26 uur en 3.498 uur (deze lange periode van onbeschikbaar-heid was toe te schrijven aan uitzonderlijk sterke windstoten waardoor vier pylonen waren omgewaaid).

3.1.3.5. Nettarieven

A. Transmissienet

a) Tariefmethodologie

Zoals de CREG in haar jaarverslag 2014 uitvoerig heeft bespro-ken, heeft zij op 18 december 2014 haar tariefmethodologie goedgekeurd voor het beheer van het transmissienet en voor de elektriciteitsnetten met een transmissiefunctie43 met het oog op de toepassing ervan tijdens de regulatoire periode 2016-2019.

Op 30 juni 2016 heeft de CREG de doelstellingen vastgelegd44 die Elia in 2017 moet bereiken in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG, zoals bedoeld in de tariefmethodologie 2016-2019, en dit voornamelijk met

43 Met het begrip 'net met een transmissiefunctie' wordt enerzijds het transmissienet bedoeld en anderzijds de distributienetten of de lokale of regionale transmissienetten met een spanningsniveau tussen 30kV en 70kV die hoofdzakelijk dienen voor het vervoer van elektriciteit voor niet-residentiële afnemers en andere netten in België, alsook de wisselwerking tussen installaties voor de productie van elektriciteit en tussen elektrische netten met een transmissiefunctie.

44 Beslissing (B)160630-CDC-658E/38 over de doelstellingen die Elia in 2017 moet behalen in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG zoals bedoeld in artikel 27 van de Tariefmethodologie.

Injectie > afname Injectie < afname Belpex DAM

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figuur 3: Niet-gewogen gemiddeld onevenwichtstarief en prijs Belpex DAM van 2007 tot 2016 (Bronnen: gegevens Elia en Belpex)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh



het oog op het bevorderen van de adequaatheid van vraag en aanbod. De CREG heeft eveneens de doelstelling gewijzigd die Elia in 2016 moet bereiken voor wat betreft het ontwerp van een marktmodel voor de energieoverdracht aangezien deze taak door de CREG zelf werd gerealiseerd in de loop van het eerste semester van 2016.

In juli 2016 heeft de CREG bovendien, na overleg met de marktdeelnemers, de methodologie en de criteria vastgesteld voor de evaluatie van investeringen in elektriciteits- en gasin-frastructuur en de bijbehorende grotere risico’s45. Deze nieuwe methodologie geldt voor nieuwe projecten waarvoor op 15 juli 2016 nog geen definitieve investeringsbeslissing genomen is.

Tot slot heeft de CREG op 22 december 2016 de doelstellin-gen vastgesteld die Elia in 2017 moet behalen in het kader van de stimulans voor de marktintegratie zoals bedoeld in de

tariefmethodologie 2016-2019, aan de hand van een gemeten verhoging van de op de markt ter beschikking gestelde inter-connectiecapaciteit in de Belgische regelzone46.

b) Evolutie van de tarieven

Zoals uitvoerig toegelicht in jaarverslag 2015 heeft de CREG op 3 december 2015 het tariefvoorstel van Elia voor de regulatoire periode 2016-2019 goedgekeurd.

Op 8 december 2016 heeft de CREG de aanpassingen goed-gekeurd47 aan bepaalde tarieven voor de openbare dienst-verplichtingen en de toeslagen die werden voorgesteld door transmissienetbeheerder Elia. Met haar beslissing van 17 november 201648 had de CREG het voorstel van Elia in ver-band met het tarief voor de financiering van de strategische reserve reeds goedgekeurd. Deze nieuwe tarieven treden op

1 januari 2017 in werking. Het tarief voor de openbare dienst-verplichtingen voor de financiering van steunmaatregelen voor hernieuwbare energiebronnen in Wallonië dat vanaf 1 januari 2017 in werking treedt, wordt echter in een latere beslissing behandeld.

Op 30 juni 2016 en op 25 augustus 2016 heeft de CREG bo-vendien twee beslissingen49 genomen betreffende de con-trole van de door de netbeheerder in aanmerking te nemen totale kosten voor de financiering van de aankoop, de levering en de plaatsing van de onderzeese kabel en de aansluitings-installaties, de uitrustingen en aansluitingsverbindingen van de offshorewindparken van Rentel en Norther.

De evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven en toeslagen) voor de gebruikers van het transmissienet wordt weergegeven in de onderstaande tabel.

45 Beslissing (A)160707-CDC-1480 tot vaststelling van de methodologie en de criteria voor de evaluatie van investeringen in elektriciteits- en gasinfrastructuur en de daarbij horende grotere risico’s.46 Beslissing (B)161222-CDC-658E/39 over de doelstellingen die Elia in 2017 moet behalen in het kader van de stimulans voor de markintegratie zoals bedoeld in artikel 24, §1, 2) en §3 van de tariefmethodologie. 47 Beslissing (B)161208-CDC-658E/42 over het “ex ante” verslag over de tarieven voor de “openbare dienstverplichtingen” (sic) en “taksen en toeslagen”, met uitzondering van de informatie over de strategische reserve, met toepassing vanaf 1 januari 2017.48 Beslissing (B)161117-CDC-658E/40 over de vraag tot goedkeuring van het geactualiseerd tariefvoorstel tot aanpassing vanaf 1 januari 2017 van het tarief voor de financiering van de openbare dienstverplichting (sic) van de Strategische Reserve, ingediend door de nv Elia System Operator.49 Beslissing (B)160630-CDC-1528 betreffende de controle van de door de netbeheerder voor de financiering in aanmerking te nemen totale kosten voor de aankoop, de levering en de plaatsing van de onderzeese kabel alsmede de aansluitingsinstallaties, de uitrustingen en de aansluitingsverbindingen

van de productie-installaties van het offshore windturbinepark van Rentel; Beslissing (B)160825-CDC-1544 betreffende de controle van de door de netbeheerder voor de financiering in aanmerking te nemen totale kosten voor de aankoop, de levering en de plaatsing van de onderzeese kabel alsmede de aansluitingsinstallaties, de uitrustingen en de aansluitingsverbindingen van de productie-installaties van het offshore windturbinepark van Norther.



• Offshoretoeslag

In toepassing van artikel 14sexies van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuw-bare energiebronnen, stelt een ministerieel besluit van 2 de-cember 2016 (Belgisch Staatsblad van 13 december 2016), op voorstel van de CREG50, het bedrag van de offshoretoeslag (of het 'tarief voor openbaredienstverplichtingen voor de financie-ring van federale groenestroomcertificaten') voor 2017 vast op 4,3759 €/MWh. Dit bedrag is een stijging van de offshore-toeslag met 14,3% ten opzichte van 2016.

c) Saldi

Via haar beslissing van 22 juni 201651 keurde de CREG het aan-gepaste tariefverslag van Elia met inbegrip van de exploitatie-saldi voor 2015 goed. Hiervoor onderzocht de CREG het aangepast tariefverslag en controleerde enerzijds het totaal inkomen en anderzijds de exploitatiesaldi. Deze saldi vloeien voort uit de verschillen tussen de tarifaire schattingen en de werkelijk vastgestelde cijfers en volumes.

50 Voorstel (C)161020-CDC-1574 betreffende de berekening van de toeslag bestemd om de reële nettokosten te compenseren die door de netbeheerder gedragen worden naar aanleiding van de aankoop- en verkoopverplichting van groene certificaten in 2017, gewijzigd op 10 november 2016.51 Beslissing (B)160622-CDC-658E/37 over het tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door de NV Elia System Operator betreffende het exploitatiejaar 2015 en zoals gewijzigd door het aangepast tariefverslag.

NETKOSTEN (GEBRUIK EN ONDERSTEUNENDE DIENSTEN)Typeklanten (in euro/MWh)

Tarieven2013(1)

Tarieven20142015

(2)

Tarieven2016(3)

Tarieven2017(4)

Tarieven2018(5)

Tarieven2019(6)

Gemiddelde tarieven

20162019(7)

20162019t.o.v.

20142015(8) = (7)/(2)%

Volgens beslissing CREGd.d.

658E/2616/05/2013

658E/2616/05/2013

658E/363/12/2015

658E/363/12/2015

658E/363/12/2015

658E/363/12/2015

TYPEKLANT IN NETTEN 150220380 kV (45 MVA; 30 MW/jaar; 35 MW/maand; 155 GWh)

GEBRUIK VAN HET NET n.v.t. n.v.t. 3,5643 3,4807 3,5120 3,6228 3,5450

VERMOGENSRESERVES EN BLACK-START n.v.t. n.v.t. 0,9165 1,1189 1,3710 1,5626 1,2423

INTEGRATIE VAN DE MARKT n.v.t. n.v.t. 0,3492 0,3604 0,3870 0,3946 0,3728

TOTAAL 4,8400 5,4200 4,8300 4,9600 5,2700 5,5800 5,1600 95%

TYPEKLANT IN NETTEN 703630 kV (12 MVA; 6 MW/jaar; 7 MW/maand; 32 GWh)




TOTAAL 7,9000 9,0050 7,9000 8,0400 8,3000 8,6600 8,2250 91%

TYPEKLANT TRANSFORMATIE NAAR MIDDENSPANNING (50 MVA; 20 MW/jaar; 17 MW/maand; 90 GWh)




TOTAAL 9,9900 11,4000 11,4000 11,5500 11,7200 12,0400 11,6775 102%

Injectietarief Vermogensreserves en blackstart 0,9111 0,9111 0,9644 0,9644 0,9644 0,9644 0,9644 106%

Tabel 4: Evolutie van de tarieflast (zonder aansluiting, ODV-tarieven, toeslagen en btw) voor de transmissienetgebruikers van 2013 tot 2019 (Bron: CREG)



B. Distributienetten

Hoewel de bevoegdheid inzake de tarieven van de distributie-netten voor elektriciteit en aardgas na de zesde staatshervor-ming aan de gewesten is overgedragen (zie jaarverslag 2014, punt 2.1), blijft de CREG de distributietarieven analyseren in haar jaarlijkse studie betreffende de componenten van de elektrici-teits- en aardgasprijzen52 (zie ook punt 3.2.1.1 van dit verslag).

Voor wat elektriciteit betreft, blijkt uit de studie dat het distri-butienettarief voor de residentiële klant tussen januari 2007 en december 2015 is toegenomen met gemiddeld 219,98 €/periode (+147,41%) in Vlaanderen, 59,50 €/periode (+39,08%) in Wallonië en 54,04 €/periode (+38,28%) in Brussel. Dit is te wijten aan onder meer de gestegen kosten voor openba-re dienstverplichtingen, de gestegen energiekosten voor het compenseren van de netverliezen en de invoering van de meerjarentarieven. In Vlaanderen is de impact van de toepas-sing van de vennootschapsbelasting op de netactiviteiten van de distributienetbeheerders ook te voelen sinds 2015. Voor de professionele klant op laagspanning is het distributienettarief gemiddeld gestegen met 1.813,03 €/periode (+50,49%) in Vlaanderen, met 1.711,63 €/periode (+40,77%) in Wallonië en is gemiddeld gedaald met 604,74 €/periode (-11,15%) in Brus-sel. Dit is te wijten aan onder meer de gestegen kosten voor openbare dienstverplichtingen, de gestegen energiekosten voor het compenseren van de netverliezen en de invoering van de meerjarentarieven. In Vlaanderen is de impact van de toe-passing van de vennootschapsbelasting op de netactiviteiten van de distributienetbeheerders ook te voelen sinds 2015.

Voor wat aardgas betreft, blijkt uit de studie dat het distributienettarief voor de residentiële klant tussen januari 2007 en december 2015 is toegenomen met gemiddeld

68,11 €/periode (+29,41%) in Vlaanderen, 163,09 €/periode (+67,70%) in Wallonië en 29,26 €/periode (+11,45%) in Brussel. Dit is te wijten aan de overdrachten van de tekorten van de afgelopen jaren, de gestegen openbaredienstverplichtingen en de invoering van de meerjarentarieven. In Vlaanderen is de impact van de toepassing van de vennootschapsbelasting op de netactiviteiten van de distributienetbeheerders ook te voelen sinds 2015. Voor de professionele klant op laagspanning is de stijging van het distributienettarief (+1.218,46 €/periode in Vlaanderen, +3.322,93 €/periode in Wallonië en +3.368,00 €/periode in Brussel) echter kleiner doordat de kosten van openbaredienstverplichtingen vooral aan residentiële klanten worden toegewezen omdat ze ook meer op hen van toepassing zijn.

3.1.4. Grensoverschrijdende kwesties

3.1.4.1. Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren

De bruto fysieke import naar België bedroeg in 2016 14,7 TWh, een afname van 38,2% ten opzichte van 2015 (23,7 TWh). De bruto fysieke export bedroeg 8,5 TWh, een verdrievoudiging ten opzichte van 2015 (2,7 TWh). De combinatie van vermin-derde import en toegenomen export resulteert in een sterk daling van de netto import van 21,0 TWh in 2015 naar 6,2 TWh in 2016. Hiermee betekende 2016 een kentering ten opzichte van de voorbije vijf jaren waarin de import stelselmatig toe-nam. De voornaamste reden voor deze kentering is het op-nieuw van start gaan van Tihange 2 en Doel 3 op 14 en 20 december 2015, die sinds 25 maart 2014 permanent stillagen. De CREG nam in het verleden reeds bij verschillende gele-genheden een negatief verband waar tussen de beschikbaar-heid van nucleaire reactoren en de invoernominaties van de interconnectiecapaciteit.

De volgende figuur toont de evolutie van de import- en export-capaciteit (maandelijks gemiddelde) die ter beschikking wordt gesteld van de day-aheadmarkt, samen met het totale netto-gebruik ervan. Deze figuur toont opnieuw aan dat in 2016 een einde is gekomen aan de toename van het gebruik (nominaties) van de interconnectiecapaciteit voor import waargenomen in 2012-2015. Daarnaast toont de figuur ook dat sinds mei 2015 er geen waarden zijn voor de beschikbare interconnectiecapaciteit voor import en export. Op 20 mei 2015 werd Available Trans-mission Capacity (ATC) als methode voor de berekening en toekenning van interconnectiecapaciteit vervangen door Flow Based Market Coupling (FBMC). Met de ATC-methode werd in een eerste stap de beschikbare interconnectiecapaciteit voor import en export berekend door de TSO's. Vervolgens werd een zeker aandeel van die beschikbare capaciteit gebruikt (“ge-nomineerd”) door de markt. Bij FBMC gebeurt de berekening en de toekenning (nominatie) van de interconnectiecapaciteit in één en dezelfde stap en door middel van een optimalisatie. Die optimalisatie combineert de informatie over het transmis-sienetwerk, geleverd door de verschillende CWE TSO's; met de aanbod- en vraagcurves in de verschillende CWE bidding zones, geleverd door de marktspelers. Omdat er dus geen enkele voor-afgaande berekening van de beschikbare capaciteit voor import en export plaatsvindt, beschikken we vanaf mei 2015 enkel over de werkelijk toegekende en gebruikte interconnectiecapaciteit.

De volgende tabel vat deze bevindingen nog eens samen. De gemiddelde netto-exportnominatie53 is in 2016 sterk gedaald in vergelijking met 2015. Dit is een kentering ten opzichte van de voorbije vijf jaar toen de gemiddelde netto-import bleef stijgen. Over de beschikbare import- en exportcapaciteit zijn er vanaf FBMC geen afzonderlijke cijfers meer. Berekening en toeken-ning (nominatie) van interconnectiecapaciteit gebeurt immers impliciet in één optimalisatiestap.

52 Studie (F)160309-CDC-1516 betreffende de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen.53 De CREG hanteert als conventie een negatieve waarde voor invoer en een positieve waarde voor uitvoer. Een daling van de gemiddelde netto-import moet dan ook worden geïnterpreteerd als een stijging van de netto-export of een afname van de negatieve waarde van de netto-export in de tabel.



Rekening houdend met de relatief hoge prijsverschillen tus-sen de CWE-landen gedurende oktober-december 2016, ble-ven de uitgewisselde stromen tussen de CWE-landen relatief beperkt. Frankrijk en België konden in die periode samen gemiddeld 3750 MW invoeren ondanks een gemiddeld prijs-verschil met Duitsland en Nederland van 26 €/MWh. Een ver-klaring voor de beperkte uitgewisselde volumes is bijgevolg te vinden op netwerkniveau. Een prijsverschil tussen twee zones in de CWE-regio duidt namelijk op een congestie op een netwerkelement. Mocht die congestie er niet geweest zijn, dan had er immers meer energie kunnen worden uitge-wisseld en dit totdat er een prijsevenwicht (prijsconvergentie) tussen beide zones was bereikt.

-701

-1.235

-1.653

FBMC

Figuur 4: Beschikbaarheid en gebruik van de interconnectiecapaciteit van 2007 tot 2016 (Bron: CREG)

MW

Gemiddelde exportcapaciteit Gemiddelde importcapaciteit Gemiddelde nominatie

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

-2.000

-3.000

-4.000

-5.000

2007

/01

2007

/04

2007

/07

2007

/10

2008

/01

2008

/04

2008

/07

2008

/10

2009

/01

2009

/04

2009

/07

2009

/10

2010

/01

2010

/04

2010

/07

2010

/10

2011

/01

2011

/04

2011

/07

2011

/10

2012

/01

2012

/04

2012

/07

2012

/10

2013

/01

2013

/04

2013

/07

2013

/10

2014

/01

2014

/04

2014

/07

2014

/10

2015

/01

2015

/04

2015

/07

2015

/10

2016

/01

2016

/04

2016

/07

2016

/10

Tabel 5: Gemiddelde export- en importcapaciteit en gemiddelde nominatie per jaar (MW) (Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

Jaar Gemiddelde exportcapaciteit Gemiddelde importcapaciteitGemiddelde nominatie

netto-export2007 2.317 -3.908 -7112008 2.242 -3.882 -1.2122009 2.460 -3.877 3162010 2.558 -4.023 232011 2.791 -4.250 -2532012 2.971 -4.245 -1.0502013 2.821 -3.933 -1.1092014 2.697 -3.562 -1.9102015 3.213 -3.492 -2.3792016 - - -732

Gemiddelde - - -902



Sinds de introductie van FBMC in mei 2015 kan voor elk uur waarop er geen prijsconvergentie was, nagegaan worden waar de congestie opgetreden is. Uit de data-analyse uit-gevoerd door de CWE transmissienetbeheerders, nationa-le regulatoren en onafhankelijke consultants blijkt dat een significant aandeel van de congesties in 2016 gelokaliseerd waren op interne transmissielijnen in de regelzone van Am-prion, een van de vier Duitse TSO's. Deze lijnen werden geka-rakteriseerd door hoge interne belasting. Daarnaast hebben ook interne lijnen in andere regelzones, waaronder die van Elia, en interconnectielijnen tussen zones, het zogenaamde flow based domain beperkt. In het algemeen was er in 2016 een hoog aandeel van transmissielijnen die de interzonale handel beperkt hebben doordat ze slechts een kleine fractie van hun maximale capaciteit ter beschikking stelden aan de markt. Lage beschikbare capaciteit op een transmissielijn kan te wijten zijn aan een combinatie van factoren, waaronder een hoge belasting door uitwisselingen intern in de zone of door loop flows gegeneerd door interne uitwisselingen in een andere zone en/of door hoge veiligheidsmarges. Een relatief klein volume in interzonale uitwisseling kan voldoende zijn om congestie te triggeren op deze lijnen met weinig beschik-bare capaciteit.

In 2016 was er in 80% van de congesties op het kritische net-werkelement (critical branch) minder dan 30% van de maxi-male capaciteit beschikbaar (rekening houdend met het N-1 criterium voor netveiligheid). Mede hierdoor was het domein waarbinnen de marktoplossing kan liggen, het zogenaamde flow based domain, vaak kleiner dan het domein dat nodig was om de langetermijnuitwisselingen (Long Term Alloca tions) te garanderen zonder bijkomende remediërende acties van de TSO's. Het aantal uren waarbij de langetermijn uitwisselingen slechts gegarandeerd konden worden dankzij de zogenaam-de LTA-inclusies was in 2016 opmerkelijk hoog. Tijdens de zomermaanden was LTA-inclusie nodig in ruim 30% van de uren met congestie. In november en december was dit aan-deel gestegen tot meer dan 70% van de uren. Deze cijfers doen vragen rijzen over de rechtvaardiging van de huidige

criteria voor de selectie van kritische netwerk elementen in de marktkoppeling. Verder geven de resultaten ook aan dat in de huidige context, met kleine of zelfs "lege" flow based domains, LTA-inclusie een cruciale rol gespeeld heeft in het garanderen van een minimaal invoervolume voor België tijdens de wintermaanden.

De volgende tabel geeft de evolutie weer van de jaarlijkse opbrengsten van de import- en exportcapaciteiten die door de marktspelers worden verworven in het kader van expliciete veilingen, die geldig zijn voor het volgende jaar of de volgende maand. Uit deze tabel blijkt dat de marktspelers in 2016 jaarlijkse en maandelijkse capaciteit hebben kunnen verkrijgen voor een bedrag van 64,1 miljoen euro. Dit is bijna de helft van de 102,1 miljoen euro geveild in 2015, maar gelijkaardig aan de bedragen genoteerd in 2013 en 2014. Het verschil tussen 2016 en 2015 is voornamelijk gesitueerd op het niveau van de jaarlijkse veilingen. De voornaamste reden hiervoor is de significante daling van de prijzen voor de jaarlijkse interconnectiecapaciteit van Frankrijk naar België en van Nederland naar België. Voor de richting Frankrijk-België daalde de capaciteitsprijs van 2,86 €/MW in 2015 tot 0,96 €/MW in 2016. Voor de richting Nederland-België daalde de prijs van 5,44 €/MW naar 3,22 €/MW. De geveilde volumes bleven in die richtingen gelijk aan die van de voorbijgaande jaren. Voor de tegenovergestelde richting, dus van België naar Frankrijk en van België naar Nederland was er een lichte toename in de prijs: van 1,4 €/MW in 2015 naar 2,2 €/MW in 2016 in de richting België-Frankrijk en van 5,1 €/MW in 2015 naar 5,7 €/MW in 2016 in de richting België-Nederland.

De marktspelers verwachtten eind 2015 na de heropstart van de kerncentrales Doel 2 en Tihange 3 in december 2015 dus dat de invoer naar België vanuit Frankrijk en vanuit Nederland in 2016 zou afnemen ten opzichte van 2015, wat effectief ook het geval was. De marktspelers hadden eind 2015 ook ver-wacht dat het belang van uitvoer vanuit België naar Frankrijk zou toenemen.

Ondanks de implementatie in november 2010 van de koppeling van de markten van vijf landen van de CWE-regio (Luxemburg, België, Nederland, Frankrijk en Duitsland), worden er nog steeds aanzienlijke prijsverschillen tussen de day-aheadbeurzen vastge-steld. Deze verschillen wijzen op een verzadiging van de com-merciële interconnectiecapaciteit tussen twee markten. Het prijsverschil geeft de ernst van de waargenomen congesties weer. Bij een flow based marktkoppeling worden de commer-ciële congesties op de CWE-markt gegenereerd door conges-ties van belangrijke CWE-netwerkonderdelen, de zogenaamde critical branches. Deze congesties beperken de import- en ex-portmogelijkheden van België op D-1. De congestierentes van de dagmarkt hangen af van het prijsverschil en de bijkomende stromen op de critical branches, gegenereerd door de koppeling van de flow based markt.

De evolutie van de commerciële congestierentes op D-1 voor de Belgische markt in de periode van 1 januari 2007 tot 20 mei 2015 wordt getoond in figuur 5. De figuur toont de totale in-komsten van de dagmarkt per grens. In de praktijk wordt deze

Tabel 6: Jaarlijkse opbrengst van de geveilde capaciteit in miljoen

euro) (Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

Jaar Jaarlijkse

veilingen

Maandelijkse

veilingen

Totaal

2007 38,9 16,0 54,9

2008 27,1 11,6 38,7

2009 30,9 12,3 43,2

2010 25,5 8,1 33,6

2011 10,1 5,2 15,3

2012 15,6 8,5 24,1

2013 36,7 20,7 57,4

2014 42,6 24,1 66,6

2015 65,1 37,1 102,1

2016 33,4 30,7 64,1



som verdeeld tussen de houders van langetermijnrechten en de transmissienetbeheerders aan beide zijden van de grens.

Tot 21 mei 2015 (niet-omrande delen van figuur 5) konden de congestierentes per grens en per richting worden berekend.

Nu is dit niet meer het geval. De congestierentes worden sinds de invoering van de flow based marktkoppeling tussen vijf lan-den van de CWE-regio, bepaald op basis van de resulaten van de flow based marktkoppeling en vervolgens met een verdeels-leutel aan een biedzonegrens toegewezen. De inkomsten op een grens worden gelijk verdeeld over de twee richtingen. Ver-volgens worden die sommen verdeeld tussen de houders van langetermijnrechten en de trannsmissienetbeheerders.

De congestierentes op de Belgische grenzen zijn in 2016 met 37% gedaald ten opzichte van 2015. Op de Frans-Belgische grens zijn de congestierentes met 52,1 miljoen euro vermin-derd. In 2015 bedroegen ze in totaal 69,2 miljoen euro, in 2016 slechts 17 miljoen euro. Dit weerspiegelt de afname in prijsver-schil op de Belgische en Franse dagmarkt. De congestierentes op de Nederlands-Belgische grens zijn in 2016 daarentegen met 11,8 miljoen euro toegenomen: van 38,7 miljoen euro in 2015 tot 50,5 miljoen euro in 2016. Deze toename weerspiegelt op haar beurt het toegenomen prijsverschil tussen België en Nederland in 2016. 80% van de congestierentes op de Belgisch-Nederland-se grens is gegenereerd in de laatste 3 maanden van 2016, i.e. oktober (38%), november (28%) en december (14%). Bijna de helft van de congestierentes aan Frans-Belgische zijde (48%) werd in diezelfde periode gegenereerd.

De regulatoren van de CWE-regio hebben de huidige verdeling van de congestierentes in die zone aanvaard, op voorwaarde dat ze regelmatig wordt opgevolgd. Op vraag van de CWE-re-gulatoren kan de methode voor de verdeling worden herzien. Bovendien hebben alle Europese transmissienetbeheerders

gezamenlijk een methode voor de verdeling van de congestie-in-komsten ingediend in het kader van verordening (EU) 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoe-ren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. Dit gezamenlijk voorstel is momenteel het onderwerp van een ge-zamenlijk goedkeuringsproces door alle Europese regulerende instanties.

54 Beslissing (B)161013-CDC-1569 over het voorstel van de NV Elia System Operator van de methode voor de toewijzing van de beschikbare jaar- en maandcapaciteiten voor energie-uitwisselingen met andere biedzones aan de toegangsverantwoordelijken alsook de toewijzingsregels van dagcapaciteit middels schaduwveilingen.

55 Nota (F)160519-CDC-1530 betreffende de studie over de impact van prijszones in verschillende configuraties in Europa.

Figuur 5: Dagelijkse congestierentes van de marktkoppeling

(Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

140

120

100

80

60

40

20

0

Frankrijk → België België → Frankrijk Nederland → België België → Nederland

totaal CWE Flow-based (21/05/2015)

128,1

97,1

107,9

68,0

43,2 44,3

37,133,3

36,9

milj

oen

euro

67,6

3.1.4.2. Analyse van het investeringsplan van de transmissienetbeheerder op zijn overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie

Zie punt 3.4.2. van dit verslag.

3.1.4.3. Veilingregels

Op 13 oktober 2016 heeft de CREG de voorstellen van Elia over de Europese geharmoniseerde veilingregels (Harmonized Auction Rules) en de regels voor de toewijzing van capaciteit aan de hand van fictieve veilingen (Shadow Auction Rules) goed-gekeurd54. De Harmonized Auction Rules laten toe om opnieuw langetermijncapaciteit (maanden jaarproducten) in de vorm van FTR Options op de grenzen België-Nederland en België-Frankrijk toe te kennen. De Shadow Auction Rules gaan over de toewij-zingsregels van zoneoverschrijdende dagcapaciteit die fungeren als reserveprocedures voor de day-ahead flow based marktkop-peling in de CWE-regio.

3.1.4.4. Configuraties van de biedzones voor de uitwisseling van elektriciteit

Op grond van een overheidsopdracht heeft de CREG de uni-versiteit van Duisburg-Essen opdracht gegeven de gevolgen te bestuderen van de verschillende configuraties van de biedzones voor de uitwisseling van elektriciteit in de CWE-regio. De studie analyseert de methodologie om biedzones te definiëren tenein-de het in de CWE-regio gecreëerde welzijn te optimaliseren.

Deze studie55 toont aan dat de configuratie van biedzones een sterke impact heeft op het welzijn dat gecreëerd wordt door de marktkoppeling gebaseerd op de stromen. De resultaten van de studie wijzen erop dat het gecreëerde welzijn en de kosten van het systeem die worden bespaard door een andere configuratie



van de biedzones dan de huidige configuratie, veel hoger zijn dan geraamd werd voordat de marktkoppeling gebaseerd op de stromen daadwerkelijk werd toegepast (zie punt 5.9.8 van jaar-verslag 2015 van de CREG).

3.2. Mededinging

3.2.1. Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau

3.2.1.1. Studies uitgevoerd door de CREG in 2016

• Gebruik van elektriciteitsmeters op laagspanning

In haar studie van mei 2016 over het gebruik van elektrici-teitsmeters op laagspanning in België56 formuleert de CREG aanbevelingen die gezinnen en kmo's moeten helpen om een keuze te maken tussen een enkelvoudige, een tweevoudige of een exclusief-nacht meter. De consument is zich over het alge-meen weinig bewust van het belang van een elektriciteitsme-ter en beschikt niet altijd over het type meter dat het beste past bij zijn verbruik of zijn profiel. Hij heeft er nochtans alle belang bij om het meest geschikte type meter te kiezen of om zijn gedrag aan te passen. Tot slot moet hij de reflex hebben om de prijzen van de leveranciers te vergelijken, bijvoorbeeld via één van de prijsvergelijkingswebsites met het label van de CREG.

• Controleopdracht in het kader van de verlenging van de levensduur van de centrale Tihange 1

Op 22 juni 2016 heeft de CREG in haar rapport 1534 verslag uitgebracht over de controle van de reële inkomsten en kos-ten van de kerncentrale Tihange 1 voor de periode van 1 okto-ber 2015 tot 31 december 2015 in overeenstemming met de

Conventie betreffende de verlenging van de levensduur van Tihange 1 van 12 maart 2014.

• Nucleaire repartitiebijdrage

Op 25 oktober 2016 heeft de CREG een verzoek ontvangen van de commissie Bedrijfsleven van de Kamer van Volksverte-genwoordigers om tegen 28 november 2016 “een schriftelijk advies uit te brengen over de punten van het wetsontwerp die nog niet behandeld werden in de Commissie en waarover de CREG meent dat het nuttig is een advies uit te brengen”. Het wetsontwerp betreft de wijziging van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen be-straald in deze centrales. Dit wetsontwerp betreft een repar-titiebijdrage voor de jaren 2016 tot en met 2026 opgelegd aan de exploitanten van de centrales Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3, en aan de vennootschappen bedoeld in artikel 24, §1 van de voornoemde wet van 11 april 2003. De CREG heeft dit advies57 geschreven vanuit het oogpunt om aan de staat te garanderen dat zij de mogelijkheid heeft om, in de eerstvolgen-de elf jaar, de met dit wetsontwerp beoogde repartitiebijdrage te heffen (zie eveneens punt 2.3 van dit verslag).

• Prijscomponenten

Sinds 2007 volgt de CREG de evolutie van de elektriciteits- en aardgasprijzen aan de eindafnemer. Deze jaarlijkse studie58 geeft inzicht in de evolutie van de componenten waaruit de elektrici-teits- en aardgasprijzen zijn samengesteld. Naast de evolutie van de zuivere energieprijs die de markt volgt, zijn er in 2015 een aantal wijzigingen die een invloed hebben op de prijs aan de eindgebruiker. Zo zijn er de nieuwe distributienettarieven bepaald door de regionale regulatoren. Verder is er een toeslag ingevoerd

ter financiering van de strategische reserve. Tot slot zijn de net-werkactiviteiten van de distributienetbeheerders voortaan onder-worpen aan de vennootschapsbelasting en werd het verlaagde btw-tarief stopgezet.

Voor elektriciteit is de gemiddelde prijs aan de residentiële klant tussen januari 2007 en december 2015 gestegen met 44,09%. Concreet betekent dit een stijging van gemiddeld 87,21 €/MWh in Vlaanderen, 60,98 €/MWh in Wallonië en 31,45 €/MWh in Brus-sel. Voor professionele klanten in België is de gemiddelde prijs licht gedaald, met 0,84%. Deze evolutie verschilt echter per ge-west. In Vlaanderen is de prijs gefactureerd aan de professionele eindgebruiker gemiddeld gedaald met 6,15 €/MWh en in Brussel met 21,49 €/MWh. In Wallonië is deze prijs gemiddeld gestegen met 16,53 €/MWh.

Voor aardgas is de gemiddelde prijs aan de residentiële klant tus-sen januari 2007 en december 2015 gestegen met 12,74%. Dit betekent een stijging van gemiddeld 3,24 €/MWh in Vlaanderen, 12,51 €/MWh in Wallonië en 2,77 €/MWh in Brussel. Voor pro-fessionele klanten in België is de gemiddelde prijs gedaald met 1,29%. Ook hier verschilt de evolutie per gewest. De professio-nele klant in Vlaanderen betaalt gemiddeld 1,28 €/MWh minder voor aardgas, in Wallonië en Brussel betaalt hij respectievelijk 0,71 €/MWh en 0,11 €/MWh meer.

• Werking van en prijsevolutie op de groothandelsmarkten voor elektriciteit in 2015

Zoals elk jaar sinds 2007 heeft de CREG de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektrici-teit gedurende het afgelopen jaar onderzocht59. De bedoeling van de studie is om informatie te geven over een aantal belang-rijke aspecten van de Belgische elektriciteitsmarkt, waaronder

56 Studie (F)160526-CDC-1540 betreffende het gebruik van elektriciteitsmeters op laagspanning in België.57 Advies (A)161128-CDC-1589 over het wetsontwerp nr. 54-2070/001 tot wijziging van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales en van de wet van 29 april 1999

betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt.58 Studie (F)160309-CDC-1516 betreffende de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen.59 Studie (F)160526-CDC-1513 over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2015. Op 14 januari 2016 had de CREG al een eerste bondige nota opgesteld (nota (Z)160114-CDC-1506) met een overzicht van de belangrijkste prijs- en

verbruiksevoluties op de Belgische groothandelsmarkten voor elektriciteit en aardgas in 2015. Deze nota liep vooruit op de uitvoerigere studies die de CREG jaarlijks verricht en die in dit verslag worden toegelicht.



de productie, het verbruik, de uitwisseling van elektriciteit op de elektriciteitsbeurzen, de interconnecties met het buiten-land en de balancing.

Zoals in 2014 had de stillegging van verschillende Belgische kerncentrales ook in 2015 een duidelijke impact op de groot-handelsmarkt voor elektriciteit. Zo gingen gascentrales van-af het vierde kwartaal van 2014 weer meer produceren, een tendens die zich nog verderzette in 2015. Anderzijds bedroeg de netto-invoer meer dan 21 TWh, het hoogste niveau van de voorbije jaren.

De invoering van het flow based marktkoppelingsmechanisme tussen de landen van de CWE-regio op 20 mei 2015 was een belangrijk moment voor het Belgische elektriciteitsnet en de interconnecties met de buurlanden. Vanaf 21 mei wordt de beschikbare interconnectiecapaciteit meer en doeltreffender gebruikt.

Tot slot werd 2015 gekenmerkt door een stijging van de gemid-delde prijzen op de day-aheadmarkten in België en in Frankrijk, terwijl de prijzen in Nederland en Duitsland daalden. Doordat verschillende kerncentrales opnieuw in werking werden ge-steld op het einde van 2015, zijn de day-aheadprijzen voor Bel-gië gevoelig gedaald.

• Verslag van de CREG over de verhouding tussen de kosten en de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015

In het kader van haar taak tot permanente monitoring van de gasmarkt heeft de CREG op 16 augustus 2016 verslag uit-gebracht over de verhouding tussen de kosten en prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 201560. Ze heeft dit verslag over-gemaakt aan de Belgische Mededingingsautoriteit.

• Europese prijsvergelijking voor grote industriële afnemers

In 2015 maakte PwC in opdracht van de CREG een studie met de titel “A European comparison of electricity and gas prices for large industrial consumers”. Hieruit bleek dat de situatie van de Belgische industriële verbruikers complex was en verder onderzoek noodzakelijk was.

De vervolgstudie61 die in juni 2016 was uitgevoerd, vergelijkt opnieuw de energieprijzen voor zes industriële verbruikers (vier voor elektriciteit en twee voor aardgas die in overleg met de relevante sectororganisaties werden geselecteerd) in Bel-gië en de vier buurlanden.

Uit deze vervolgstudie blijkt dat de Belgische industriële verbruikers die concurreren met industriële verbruikers die in de buurlanden als “elektro-intensief” worden beschouwd, dui-delijk een concurrentienadeel lijden wat hun energiefactuur betreft. De Belgische industriële verbruikers die concurreren met industriële verbruikers die in de buurlanden niet als “elektro-intensief” worden beschouwd, genieten daarentegen duidelijk van een concurrentievoordeel wat hun energiefactuur betreft.

Uit deze studie blijkt eveneens dat de criteria die in de buurlan-den worden gebruikt om het begrip “elektro-intensieve afne-mer” te definiëren verschillen van land tot land en zelfs binnen eenzelfde land naargelang het degressiviteitsmechanisme. In de buurlanden wordt bij de “elektro-intensieve afnemers” ech-ter nooit enkel uitgegaan van de hoeveelheid elektriciteit die ze van het net afnemen, hetgeen momenteel het criterium is dat in België wordt gebruikt voor het degressiviteitsmechanisme dat wordt toegepast voor bepaalde taksen en toeslagen.

• Levering aan grote industriële klanten in België

In december 2016 heeft de CREG op eigen initiatief een studie uitgevoerd62 over de levering aan grote industriële klanten in België in 2015 met het oog op een grotere transparantie inzake de elektriciteitslevering aan deze klantengroep.

Een analyse van de leveringscontracten van de industriële klanten toont aan dat het vooral gaat om contracten met een korte looptijd (1 of 2 jaar).In 2015 situeerden de gefactureerde energieprijzen zich tussen 15 €/MWh en 79 €/MWh, waarbij 50% van de klanten een prijs hadden die zich tussen 52 €/MWh en 63 €/MWh bevond. De jaarlijkse elektriciteitsafname op het Elia-net daalde naar 17,50 TWh in 2015 en deze daling wordt verklaard door de grootste vijf industriële afnemers. De energie-uitwisselingen tussen toegangsverantwoordelijken (ARP's) in 2015 vergelijken met die in 2011 leidt tot de conclu-sie dat, naast toegenomen uitwisselingen via publieke markt-plaatsen en de toename van de aangekochte energie door industriële ARP's via de Belpex-dagmarkt, de concurrentie in de over the counter markt markt bij de belevering van industri-ele ARP's ook toeneemt.

Deze studie is met name gebaseerd op twee studies die in september 2016 verricht werden over de mechanismen voor het bepalen van de in 2015 geldende energieprijzen in leveringscontracten voor elektriciteit van grote industriële afnemers van EDF Luminus63 en Electrabel64. In deze studies gaat de CREG uitvoerig in op de mechanismen voor de vastlegging van de verschillende componenten van de energieprijs op basis waarvan de grote Belgische industriële afnemers werden gefactureerd. Het doel van deze studies is te bepalen wat de belangrijkste factoren zijn die invloed hebben

60 Verslag (F)160825-CDC-1553 over de verhouding tussen de kosten en de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015.61 "A European comparison of electricity and gas prices for large industrial consumers", 29 juni 2016.62 Studie (F)161222-CDC-1600 over de elektriciteitsbelevering van grote industriële klanten in België in 2015. 63 Studie (F)160916-CDC-1555 over de mechanismen voor de vastlegging van de energieprijs die in 2015 van kracht was in de contracten voor de levering van elektriciteit van de grote industriële afnemers van EDF Luminus nv.64 Studie (F)160916-CDC-1554 over de mechanismen voor de vastlegging van de energieprijs die in 2015 van kracht was in de contracten voor de levering van elektriciteit van de grote industriële afnemers van Electrabel nv.



gehad – en nog zullen hebben – op de energieprijs die aan de grote industriële klanten in België wordt gefactureerd. • Maatregelen voor een verbeterde werking van de

groothandelsmarkt

Eind juni heeft de minister van Energie de CREG zeven vragen gesteld over de werking van de groothandelsmarkt voor elek-triciteit. In haar nota65 stelt de CREG vijfentwintig maatregelen voor om de werking van die markt te verbeteren. Ook geeft ze aan of de maatregel op nationaal dan wel op Europees niveau moet worden genomen.

3.2.1.2. Vangnet

Het vangnetmechanisme heeft als voornaamste doel de aan-geboden energieprijzen voor zowel particulieren als bedrij-ven binnen het gemiddelde van onze buurlanden te brengen (Duitsland, Frankrijk, Nederland).

Het vangnetmechanisme geldt in beginsel tot 31 december 2017. De koning kan echter op elk moment besluiten om aan het mechanisme een einde te maken als het een belangrijk marktverstorend effect heeft; in deze context staan de CREG en de Nationale Bank van België in voor een permanente mo-nitoring van dit mechanisme.

In het kader van deze permanente opvolging heeft de CREG in oktober 2016 voor de derde maal haar jaarlijks verslag66 over het vangnetmechanisme gepubliceerd. In dit verslag ligt de fo-cus op het identificeren van eventuele marktverstorende effec-ten binnen de energiemarkt die het gevolg kunnen zijn van het vangnetmechanisme. De evoluties van de marktaandelen, het aantal leverancierswissels en de marktconcentratie-indexen to-nen aan dat er een toenemende reële concurrentie is die niet

gehinderd wordt door het vangnetmechanisme. De Belgische energieprijzen kenden over de periode december 2012 tot en met juni 2016 een dalende trend. Over deze periode daalde de gemiddelde Belgische elektriciteitsprijs – voor huishoudelijke afnemers – met 45,8% en de gasprijs met 46,3%. In juni 2016 lag de Belgische elektriciteitsprijs voor huishoudelijke afnemers 16,47% en voor kmo’s 13,74% lager dan het gemiddelde van de buurlanden. De Belgische gasprijs voor huishoudelijke afnemers lag 10,11% lager dan het gemiddelde van de buurlanden, voor kmo’s was dit 7,01%. De evolutie van de Belgische energieprij-zen naar het gemiddelde van de buurlanden vertoonde over de periode december 2012 tot juni 2016 geen stabiele tendens. Deze evolutie hangt nauw samen met de evolutie op de groot-handelsmarkten. Voor de CREG geven deze vaststellingen in ie-der geval aan dat verdere opvolging en monitoring van de prijzen naar de toekomst toe een noodzaak blijft. • Databanken met energieprijzen

Sinds 2012 legt de CREG voor elke leverancier die in België actief is en in overleg met hen, voor elk variabel contracttype en voor elk nieuw contracttype, een databank aan om de me-thodologie te registreren voor de berekening van de variabele energieprijzen, waaronder de indexeringsformules en de pa-rameters die ze hanteren. Hiertoe en om deze databank up-to-date te houden, baseert de CREG zich op de informatie die publiek toegankelijk is (websites van de leveranciers) alsmede op de informatie die de leveranciers elke maand aan de CREG moeten overmaken.

Deze databank bevat naast de variabele componenten even-eens alle producten met een vaste energiecomponent.

Alle elementen uit de prijsformule van de energiecompo-nent (abonnement, indexeringsparameters en bijhorende

65 Nota (Z)160711-CDC-1546 over de maatregelen voor een verbeterde marktwerking.66 Verslag (Z)161013-CDC-1566 over de monitoring van mogelijke marktverstorende effecten in het kader van het vangnetmechanisme ingevoerd door artikel 20bis, §§1 tot 5 van de Elektriciteitswet en artikel 15/10bis, §§1 tot 5 van de Gaswet.67 Elektriciteit residentiële afnemer: 3.500 kWh/jaar, enkelvoudige meter en elektriciteit kmo: 50.000 kWh/jaar, enkelvoudige meter - Aardgas residentiële afnemer: 23.260 kWh/jaar en aardgas kmo: 100.000 kWh/jaar.

coëfficiënten, bijdragen hernieuwbare energie en warmtekracht-koppeling) worden afzonderlijk opgenomen in de databank. De energiecomponent van de jaarfactuur wordt vervolgens bere-kend voor bepaalde klantentypes67 aan de hand van een relevant jaarverbruik.

De resultaten worden aan de hand van steekproeven vergele-ken met de resultaten uit de berekeningsmodules van de leve-ranciers en de bestaande prijsvergelijkingsmodules.

De CREG voert eveneens een permanente vergelijking uit van de energiecomponent voor de levering van elektriciteit en aardgas aan huishoudelijke eindafnemers en kmo’s met het gemiddelde van de energiecomponent in de buurlanden.

In het kader van haar algemene controletaak en vooral in het kader van het vangnetmechanisme, heeft de CREG in 2012 bovendien een permanente databank uitgewerkt met de ener-gieprijzen in de buurlanden (Duitsland, Frankrijk, Nederland) en het Verenigd Koninkrijk.

Naast de energiecomponent volgt de CREG op die manier maan-delijks de all-inprijzen (totaalfactuur) in België en de buurlanden.

De resultaten van de CREG worden daarnaast per land gecon-troleerd door ze te vergelijken met de resultaten verkregen via de prijssimulatoren van de buurlanden.

In haar streven naar verbetering van zowel de inhoud als de duidelijkheid van haar communicatie publiceert de CREG in-fografieken die een duidelijk overzicht geven van het aantal actieve leveranciers en hun productaanbod, alsook van het te realiseren besparingspotentieel. De eerste infografiek heeft betrekking op de residentiële afnemer en de tweede op de professionele afnemer (kmo's en zelfstandigen).



P R I J Z E N E N E R G I E C O M P O N E N T H U I D I G E M A A N D *

*23.260kWh aardgas, 3.500kWh elektriciteit, exclusief btw, heffingen, distributie en transport (elektriciteit)

L E V E R A N C I E R S

I N F O G R A F I E K H U I S H O U D E L I J K E E N E R G I E M A R K TD E C E M B E R 2 0 1 6

16

61

14

44

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€222per jaar

Type: VAST

DUURSTE PRODUCT

€360per jaar

Type: VARIABEL

P R I J S B A R O M E T E R E N E R G I E C O M P O N E N T

**= GEMIDDELDE PRIJS BETAALD DOOR CONSUMENT (gewogen gemiddelde op basis van aantal contracten per product op Belgisch niveau)

13

13

7

20

6

17

V L A A N D E R E N B R U S S E L

P R O D U C T E N

€311**

61

50

W A L L O N I Ë

€186GOEDKOOPSTE AANBOD

HUIDIGE MAANDDUURSTEAANBOD

€360

€621**

€433 €687GOEDKOOPSTE AANBOD


GOEDKOOPSTE PRODUCT

€451per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€687per jaar

Type: VAST

34%

38%

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€228per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€355per jaar

Type: VARIABEL

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€433per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€687per jaar

Type: VAST

37%

36%

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€186per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€302per jaar

Type: VARIABEL

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€456per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€686per jaar

Type: VAST

34%

38%

P R I J Z E N E N E R G I E C O M P O N E N T H U I D I G E M A A N D *

*100MWh aardgas, 50MWh elektriciteit, exclusief btw, heffingen, distributie en transport (elektriciteit)

L E V E R A N C I E R S

I N F O G R A F I E KE N E R G I E M A R K T K M O ’ S E N Z E L F S T A N D I G E ND E C E M B E R 2 0 1 6

16

54

14

36

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€3.043per jaar

Type: VAST

DUURSTE PRODUCT

€4.501per jaar

Type: VARIABEL

P R I J S B A R O M E T E R E N E R G I E C O M P O N E N T

**= GEMIDDELDE PRIJS BETAALD DOOR VERBRUIKER (gewogen gemiddelde op basis van aantal contracten per product op Belgisch niveau)

13

13

9

35

8

28

V L A A N D E R E N B R U S S E L

P R O D U C T E N

€4.036**

54

42

W A L L O N I Ë

€2.487GOEDKOOPSTE AANBOD


€4.501

€2.584**

€1.838 €2.944GOEDKOOPSTE AANBOD


GOEDKOOPSTE PRODUCT

€1.893per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€2.944per jaar

Type: VARIABEL

36%

32%

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€3.215per jaar

Type: VAST

DUURSTE PRODUCT

€4.431per jaar

Type: VARIABEL

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€1.838per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€2.944per jaar

Type: VARIABEL

38%

27%

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€2.450per jaar

Type: VAST

DUURSTE PRODUCT

€3.671per jaar

Type: VARIABEL

GOEDKOOPSTE PRODUCT

€1.893per jaar

Type: VARIABEL

DUURSTE PRODUCT

€2.944per jaar

Type: VARIABEL

36%

33%



De analyse van de energiecomponent en de permanente ver-gelijking van de prijzen tussen België en de buurlanden, zoals geïllustreerd in de vier hiernavolgende figuren, tonen aan dat de implementatie van het vangnetmechanisme ervoor heeft gezorgd dat de Belgische energieprijzen en de prijzen van de ons omringende landen zijn geconvergeerd. Een verdere op-volging naar de toekomst toe blijft een noodzaak.

• Controle van de criteria voor de prijsindexering

Om de drie maanden neemt de CREG een beslissing over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexe-ringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs die de leveranciers aan de residentiële eindafne-mers en kmo’s aanbieden.

Na analyse stelde de CREG vast dat voormelde indexeringspa-rameters en ook de daaruit resulterende indexeringsformules, conform de exhaustieve lijst van toegelaten criteria, opgeno-men waren op de tarieffiches. In dit kader heeft de CREG de evolutie van de indexeringsparameters geanalyseerd en de correctheid van de gegevens onderzocht. De waarden, zoals berekend door de CREG, kwamen overeen met de waarden die de leveranciers hanteerden op de tarieffiches.

De CREG heeft deze waarden toegepast op de bijhorende prijsformules en vergeleken met de vermelde prijzen op de ta-rieffiches. De CREG stelde vast dat de prijzen vermeld op de tarieffiches voor de energiecomponent een correcte weergave waren van de toepassing van de prijsformules met de bijhoren-de indexeringsparameters.

Gemiddelde DE, FR, NL Gemiddelde BE

1/12/15 1/01/16 1/02/16 1/03/16 1/04/16 1/05/16 1/06/16 1/07/16 1/08/16 1/09/16 1/10/16 1/11/16 1/12/16

Figuur 6: Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2016 voor een residentiële afnemer = 3.500 kWh/jaar (energiecomponent)

(Bron: CREG)

Figuur 7: Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2016 voor een residentiële afnemer = 23.260 kWh/jaar (energiecomponent)

(Bron: CREG)

50

55

60

65

70

€/M

Wh


1/12/15 1/01/16 1/02/16 1/03/16 1/04/16 1/05/16 1/06/16 1/07/16 1/08/16 1/09/16 1/10/16 1/11/16 1/12/1620

22

24

26

28

30

€/M

Wh



68 Verslag (Z)160309-CDC-1517 over de evolutie van de indexeringsparameters van de elektriciteits- en gasleveranciers.


1/12/15 1/01/16 1/02/16 1/03/16 1/04/16 1/05/16 1/06/16 1/07/16 1/08/16 1/09/16 1/10/16 1/11/16 1/12/16

Figuur 8: Maandelijkse evolutie van de elektriciteitsprijs in 2016 voor kmo's en zelfstandigen = 50.000 kWh/jaar (energiecomponent) (Bron: CREG)

45

50

55

60

65

70

€/M

Wh

Figuur 9: Maandelijkse evolutie van de aardgasprijs in 2016 voor kmo's en zelfstandigen = 100.000 kWh/jaar (energiecomponent) (Bron: CREG)


1/12/15 1/01/16 1/02/16 1/03/16 1/04/16 1/05/16 1/06/16 1/07/16 1/08/16 1/09/16 1/10/16 1/11/16 1/12/1620

22

24

26

28

30

€/M

Wh

De leveranciers hebben de indexeringsformules van de con-tracttypes met een variabele energiecomponent dan ook cor-rect toegepast

In het kader van haar wettelijke monitoringopdrachten inzake het vangnetmechanisme maakt de CREG jaarlijks een analyse van de parameters die de energieleveranciers gebruiken voor de berekening van hun prijzen. Uit de analyse van 2015 blijkt68 dat alle gebruikte parameters een duidelijke link hebben met de energiebeurzen en dat ze aangeven op basis van welke ele-menten ze zijn berekend. Op die manier krijgen marktpartijen duidelijke en transparante informatie.

Op 31 december 2016 gebruikten de leveranciers 11 ver-schillende indexeringsparameters voor elektriciteit en 7 voor aardgas. Deze indexeringsparameters werden gebruikt in de contracttypes met een variabele prijs van 14 elektriciteitsleve-ranciers en 14 aardgasleveranciers.



3.2.2. Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt

3.2.2.1. Opgevraagde elektrische energie

Volgens de aan de CREG overgemaakte gegevens is de be-lasting69 van het Elia-net70, zonder pompverbruik door de pompcentrales, met andere woorden de nettoafname plus de netverliezen – geraamd op 77.295 GWh in 2016, tegenover 77.184 GWh in 2015, ofwel nagenoeg hetzelfde niveau van het ene jaar op het andere, waarbij de laatste drie jaren van de onderzochte periode overeenstemmen met het laagste niveau van de afgelopen tien jaar. Het piekvermogen op kwartierbasis wordt geschat op 12.690 MW in 2016, tegenover 12.584 MW in 2015 (Bron: Elia, voor 2016: voorlopige gegevens, februari 2017).

Figuur 10 geeft per jaar een overzicht van de gemiddelde be-lasting op maandbasis op het Elia-net voor de jaren 2007 tot 2016. Na een scherpe terugval van de belasting vanaf oktober 2008 ten gevolge van de economische crisis, die zich heeft verdergezet in 2009, had deze zich begin 2010 hersteld. Deze opleving heeft zich echter niet doorgezet, aangezien de belas-ting het jaar nadien opnieuw daalde en in 2014, 2015 en 2016 gemiddeld haar laagste niveau bereikte. In vergelijking met 2007 is de gemiddelde belasting 13,0% lager in 2016. Deze cijfers zijn niet gewogen naar meteorologische gegevens.

In deze gegevens wordt er niet helemaal rekening gehouden met de lokale productie van sites aangesloten op het Elia-net. Synergrid heeft deze lokale productie op 10,1 TWh geschat in 2016 (9,5 TWh in 2015), zijnde een toename met 6,6% tegen-over 2015.

3.2.2.2. Marktaandeel van de productiegroothandel

De volgende tabel geeft een raming, zowel in absolute waarde (GW) als relatieve waarde van het Belgische marktaandeel in de productiecapaciteit van elektriciteit op het einde van ieder jaar.

Uit de tabel blijkt dat Electrabel nog steeds een groot markt-aandeel (66,8%) van de totale productie bezit. De tweede be-langrijkste speler is EDF Luminus, met een marktaandeel van

14,8% in productiecapaciteit. De derde belangrijkste marktspe-ler in België is de onderneming E.ON die 3,3% van de produc-tiecapaciteit heeft verworven. Haar aandeel is sterk aan het dalen sinds het progressieve einde van de akkoorden Electrabel/ E.ON. De vierde en vijfde spelers zijn T-Power en POWEO (aan-koop van de STEG van ENEL) die elk over een stoom-en-gas-turbine (STEG) met een capaciteit van iets meer dan 400 MW beschikken. Een STEG van deze omvang vertegenwoordigt iets minder dan 3% van de productiecapaciteit in België.

Figuur 10: Gemiddelde belasting op maandbasis op het Elia-net van 2007 tot 2016 (Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

69 De belasting van het Elia-net is gebaseerd op de injecties van elektrische energie in het Elia-net. Ze omvat de nettoproductie van de (lokale) centrales die injecteren aan een spanning van minstens 30 kV en de balans van de invoer en uitvoer. De productie-installaties die aangesloten zijn op een spanning van minder dan 30 kV in de distributienetten, worden enkel meegerekend voor zover een netto-injectie op het Elia-net wordt gemeten. De energie die nodig is voor het oppompen van water in de opslagbassins van de pompcentrales aangesloten op het Elia-net, wordt afgetrokken. De injecties van de decentrale productie-eenheden aangesloten op een spanning lager dan 30 kV in de distributienetten zijn niet opgenomen in de belasting van het Elia-net.

70 Het Elia-net omvat de netten op een spanning van minstens 30 kV in België, alsook het net van Sotel/Twinerg in het zuiden van het Groothertogdom Luxemburg.

MWh/uur

7.500

8.500

9.500

10.500

11.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

9.921

10.009

9.309

8.0808.224

7.958 7.981

8.571

9.007 9.1539.064

9.617 9.634

9.207

8.547

8.048

8.311

7.718

7.918

8.421

8.935

9.4979.723

8.606



De HHI, een vaak gebruikte concentratie-index, steeg licht in 2016. Hij blijft heel hoog met een waarde van 4.730. Ter ver-gelijking: een markt wordt beschouwd als zeer geconcentreerd wanneer de HHI gelijk is aan 2.000 of meer.

Tabel 8 geeft dezelfde raming weer, maar op vlak van effectief geproduceerde energie. Globaal hebben de eenheden die op het net van Elia zijn aangesloten in 2016 bijna 69,5 TWh opge-wekt, wat een sterke stijging (25,4%) vormt in vergelijking met het jaar ervoor. Deze evolutie is het gevolg van de hervatting van de nucleaire productie die 66,9% hoger was dan in 2015, het jaar met de laagste nucleaire productie van het decennium. Het was van 2011 geleden dat er meer nucleaire productie was dan in 2016.

Electrabel was de enige producent van de 4 grootste elektrici-teitsproducenten waarvan het marktaandeel steeg, tot 77,7% van de totale productie, als gevolg van een hogere beschik-baarheid van het Belgische nucleaire park.

Electrabel heeft zijn dominante positie in 2016 versterkt tot een niveau dat het sinds 2010 niet meer gekend had. Deze recente evolutie verklaart de sterke vermindering van de HHI van 4.530 in 2015 tot 6.160 in 2016.

Tabel 7: Marktaandelen van de groothandel in de productiecapaciteit van elektriciteit (Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

Productiecapaciteit (GW) Marktaandeel (%)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Electrabel 13,1 13,6 12,0 11,5 11,2 10,9 9,9 9,4 9,5 9,5 85% 85% 74% 70% 68% 67% 66% 66% 67% 67%

EDF Luminus (1) 1,9 2,0 2,3 2,4 2,4 2,3 2,2 1,8 1,7 2,1 12% 13% 14% 14% 14% 14% 15% 13% 12% 15%

E.ON 0,0 0,0 1,4 1,4 1,4 1,4 1,0 1,0 0,8 0,5 0% 0% 8% 8% 8% 8% 7% 7% 6% 3%

T-Power 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

POWEO (ENEL) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 0% 2% 2% 3% 3% 3% 3%

Andere (<2%) 0,4 0,4 0,5 0,7 0,7 0,9 1,1 1,3 1,3 1,3 3% 3% 3% 4% 4% 6% 7% 9% 9% 9%

Totaal 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,2 14,2 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

HHI 7.440 7.350 5.820 5.220 4.900 4.740 4.660 4.540 4.690 4.730

(1) De aandelen van SPE en EDF Luminus zijn vanaf 2010 samengevoegd wegens de overname van SPE door EDF.

Tabel 8: Marktaandelen van de groothandel in de geproduceerde energie (Bronnen: gegevens Elia, berekeningen CREG)

Geproduceerde energie (TWh) Marktaandeel (%)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Electrabel 71,2 65,8 69,4 62,4 58,0 49,8 48,9 39,8 36,2 54,0 86% 85% 81% 72% 72% 70% 69% 67% 65% 78%

EDF Luminus (1) 9,3 9,4 12,2 12,2 9,3 8,5 8,8 7,8 6,9 6,8 11% 12% 14% 14% 12% 12% 13% 13% 12% 10%

T-Power 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,5 0,4 1,4 2,2 2,6 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 2% 4% 4%

Andere (<2%) 2,1 2,2 3,9 11,9 11,8 12,7 12,2 10,6 10,1 6,1 3% 3% 5% 14% 15% 18% 17% 18% 18% 9%

Totaal 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,6 55,4 69,5 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

HHI 7.570 7.370 6.800 5.520 5.490 5.120 5.090 4.750 4.530 6.160

(1) De aandelen van SPE en EDF Luminus zijn vanaf 2010 samengevoegd wegens de overname van SPE door EDF.



3.2.2.3. Uitwisseling van energie

• Het marktreglement van Belpex

Belpex werd in januari 2006 aangewezen om de Belgische elek-triciteitsbeurs te organiseren, een platform waar transacties worden gesloten in verband met de verhandeling van elektri-citeit om door middel van injecties en/of afnames leveringen te verzorgen in de Belgische regelzone. De oprichting van Belpex ging gepaard met de eerste opstart van de koppeling van de Nederlandse, Belgische en Franse markt.

In het kader van de integratie van de activiteiten van APX en Bel-pex binnen EPEX Spot, heeft Belpex wijzigingen aan zijn markt-reglement voorgesteld.

In 2016 heeft de CREG drie adviezen geformuleerd betreffende aanvragen tot wijziging aan het marktreglement van Belpex.

Op 16 december 2015 heeft de CREG van de minister van Energie een eerste verzoek ontvangen om een advies te geven betreffende de voorgestelde wijzigingen aan het marktregle-ment van Belpex. Dit voorstel was onder andere ingediend om het marktreglement in overeenstemming te brengen met het clearing model dat toegepast wordt door European Commodity Clearing AG. De CREG heeft het door Belpex voorgelegde dos-sier beoordeeld en de aanbeveling gegeven om de voorgestelde wijzigingen aan het reglement toe te lichten71. Dit advies heeft geleid tot het ministerieel besluit van 25 januari 2016 houdende goedkeuring van de wijzigingen aan het marktreglement voor

de uitwisseling van energieblokken (Belgisch Staatsblad van 30 maart 2016).

Op 19 juli 2016 heeft de CREG een advies uitgebracht72 als ge-volg van de aanvraag tot goedkeuring van de door Belpex voor-gestelde wijzigingen aan het marktreglement van Belpex met als doel het transactieplatform Eurolight te vervangen. De CREG herinnert eraan dat de algemene principes van niet-discrimina-tie, objectiviteit en een gelijk speelveld in het marktreglement moeten worden nageleefd. Het advies dat CREG op 22 septem-ber 201673 heeft uitgebracht, betreft een gewijzigd voorstel van wijziging aan het marktreglement van Belpex ten gevolge van de opmerkingen die de CREG op 19 juli 2016 geformuleerd had. In haar advies beveelt de CREG de minister nogmaals aan om het voorstel tot wijziging van het marktreglement van Belpex te doen aanpassen in het licht van de in dit advies geformuleerde opmerkingen, of zo nodig aan Belpex te vragen waarom deze aanpassingen niet kunnen gebeuren. Het advies van de CREG heeft geleid tot het ministerieel besluit van 28 september 2016 houdende goedkeuring van de wijzigingen aan het marktregle-ment voor de uitwisseling van energieblokken (Belgisch Staats-blad van 17 november 2016).

• Aanwijzing van 'NEMO's'

Op 14 januari 2016 heeft de CREG, op verzoek van de minis-ter van Energie, twee adviezen74 uitgebracht in het kader van de respectieve aanvragen van Belpex en Nord Pool Spot AS (Nord Pool) om te worden aangewezen als benoemde elektrici-teitsmarktbeheerder (NEMO). In deze twee adviezen kwam de

CREG tot het besluit dat Belpex en Nord Pool Spot aantoonden dat zij voldoen aan de aanwijzingscriteria van artikel 6 van Ver-ordening (EU) nr. 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewij-zing en congestiebeheer.

Bij ministerieel besluit van 28 januari 2016 (Belgisch Staats-blad van 5 februari 2016) werd Belpex nv aangewezen als "benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO)" om taken uit te voeren met betrekking tot eenvormige day-ahead- of eenvormige intradaykoppeling overeenkomstig verordening (EU) nr. 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vast-stelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer.

Bij ministerieel besluit van 28 januari 2016 (Belgisch Staats-blad van 5 februari 2016) werd Nord Pool AS aangewezen als "benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO)" om taken uit te voeren met betrekking tot eenvormige day-ahead- of eenvormige intradaykoppeling overeenkomstig verordening (EU) nr. 2015/1222 van de Commissie van 24 juli 2015 tot vast-stelling van richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer.

Eind oktober 2016 heeft Elia bij de CREG een goedkeuringsaan-vraag ingediend voor de regelingen voor meerdere benoemde elektriciteitsmarktbeheerders voor de Belgische biedzone. De CREG besliste de voorgestelde regelingen goed te keuren75.

71 Advies (A)160107-CDC-1502 over de aanvraag tot goedkeuring van de door Belpex voorgestelde wijzigingen aan het Belpex marktreglement.72 Advies (A)160719-CDC-1549 over de aanvraag tot goedkeuring van de door Belpex voorgestelde wijzigingen aan het Belpex marktreglement.73 Advies (A)160922-CDC-1567 over de aanvraag tot goedkeuring van het door Belpex gewijzigd voorstel van wijziging aan het Belpex marktreglement.74 Advies (A)160114-CDC-1501 over de aanvraag van BELPEX NV/SA tot aanwijzing van benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO); advies (A)160114-CDC-1503 over de aanvraag van Nord Pool Spot AS tot aanwijzing van benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO).75 Beslissing (B)1575 van 22 december 2016 over het voorstel van de NV Elia System Operator voor de Regelingen voor meerdere NEMO’s (MNA) voor de Belgische biedzone.



• CWEmarktkoppeling

Ondanks de progressieve marktkoppeling is er eens te meer geen prijsconvergentie in de Centraal-West-Europese (CWE) regio. Dit kan worden verklaard door verschillende factoren zo-als de opeenvolgende stillegging van verschillende Belgische kerncentrales de laatste jaren (zie punt 3.2.2.2 van dit verslag) en de aanwezigheid van loop flows (zie studie nr. 1520 van de CREG over de prijspieken die op 22 september en 16 oktober 2015 werden vastgesteld op de Belgische day-aheadelektrici-teitsbeurs Belpex).

In het algemeen werden in de bestudeerde periode (2007-2016) de hoogste gemiddelde prijzen in de CWE-regio opgetekend in 2008, een jaar waarin de tarieven de pan uit rezen, maar ook het eerste jaar van de financiële en economische crisis. Ver-volgens zijn de gemiddelde prijzen gedaald en bereikten ze in

2016 hun laagste niveau. In 2016 bedroeg de gemiddelde prijs in Frankrijk en België ongeveer 36,6 €/MWh, d.i. een niveau dat respectievelijk 14% en 26% hoger is dan dat in Nederland en Duitsland.

Met uitzondering van de maand februari 2012 – een zeer kou-de maand – was er vanaf juli 2010 twee jaar lang een ster-ke convergentie tussen de Belgische en Franse prijzen. Vanaf augustus 2012 daalde de convergentie van de tarieven echter maand na maand, in het bijzonder als gevolg van de sluiting van verschillende Belgische kerncentrales. Deze tendens is in 2014 versterkt en zelfs versneld. In 2015 is de prijsconver-gentie tussen de markten echter gemiddeld achteruitgegaan tussen België en Frankrijk enerzijds en Nederland en Duitsland anderzijds. In 2016 was de gemiddelde prijs in België gelijk aan die in Frankrijk. De tendens naar een betere convergentie tussen de gemiddelde prijs in Nederland en die in Duitsland

werd ook in 2016 voortgezet. Het ontbreken van een betere prijsconvergentie in de regio CWE in 2016 is voornamelijk toe te schrijven aan de gespannen situatie op de markten van sep-tember tot december.

Van de vier bestudeerde landen is de prijsconvergentie tussen België en Duitsland veruit het zwakst. Deze dalende prijscon-vergentie is waarschijnlijk grotendeels het gevolg van de on-beschikbaarheid van een aanzienlijk deel van de Belgische nucleaire capaciteit sinds augustus 2012.

De hoge prijspiek van februari 2012, die het gevolg was van de koudegolf, werd niet meer zo scherp vastgesteld, ondanks de onbeschikbaarheid van verschillende Belgische kerncentrales. De Belgische kortetermijnprijzen hebben dankzij de koppeling met de buitenlandse markten de algemeen dalende tendens gevolgd, maar in mindere mate.

Figuur 11: Gemiddelde maandprijzen van de dagmarkt voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio voor de periode 2007-2016 (Bronnen: Belpex, EPEX Spot, EEX, berekeningen CREG)

43,49

37,48

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

BE NL FR DE

01/2

007

03/2

007

05/2

007

07/2

007

09/2

007

11/2

007

01/2

008

03/2

008

05/2

008

07/2

008

09/2

008

11/2

008

01/2

009

03/2

009

05/2

009

07/2

009

09/2

009

11/2

009

01/2

010

03/2

010

05/2

010

07/2

010

09/2

010

11/2

010

01/2

011

03/2

011

05/2

011

07/2

011

09/2

011

11/2

011

01/2

012

03/2

012

05/2

012

07/2

012

09/2

012

11/2

012

01/2

013

03/2

013

05/2

013

07/2

013

09/2

013

11/2

013

01/2

014

03/2

014

05/2

014

07/2

014

09/2

014

11/2

014

01/2

015

03/2

015

05/2

015

07/2

015

09/2

015

11/2

015

01/2

016

03/2

016

05/2

016

07/2

016

09/2

016

11/2

016

55,46

65,14

21,99

€/M

Wh



Het totale verhandelde volume op de Belpex DAM bedroeg 19,6 TWh in 2016, tegenover 23,7 TWh in 2015 en 19,8 TWh in 2014. Het op Belpex verhandelde volume komt overeen met ongeveer 25,4% van de totale afname van het Elia-net. Het verhandelde volume daalde terwijl het door de Belgische kern-centrales geproduceerde volume een forse stijging kende.

Eind 2016 telde de Belpex DAM drieënveertig marktdeelne-mers, hetgeen er elf minder zijn dan in 2015.

De gevoeligheid van de elektriciteitsprijs ten opzichte van aan-kopen van bijkomend volume (de marktdiepte) is een belangrijk

gegeven. Figuur 13 geeft de gevoeligheid van de prijs van Bel-pex DAM weer, namelijk de maandelijkse gemiddelde relatie-ve stijging of daling van de prijs indien 500 MW extra wordt gekocht of verkocht. Hoe groter de prijsgevoeligheid, hoe gemakkelijker de prijs kan worden gemanipuleerd. De grote prijsgevoeligheid uit 2007 en begin 2008 is tot eind 2012 sterk verminderd (met uitzondering van februari), wat aantoont dat de markt veel beter in staat was om het hoofd te bieden aan een bijkomend aanbod en een bijkomende vraag. Sinds 2013 is de tendens omgekeerd en in september 2015 werd voor de beschouwde periode een hoogtepunt bereikt. Het jaar 2015 eindigde zoals het begonnen was: met hernieuwde kracht. De

volatiliteit van de negende maand van het jaar valt toe te schrij-ven aan de hoge prijzen (hoogtepunt vastgesteld op 22 sep-tember 2015 met 448,70 €/MWh) in zwakke volumes. Tijdens het laatste kwartaal van 2016 waren de gevoeligheden hoger dan in de rest van het jaar. Vooral in oktober steeg de sensiti-viteit, met een gemiddelde stijging van 11,09 €/MWh bij extra aankoop van 500 MW.

20

30

40

50

60

70

80

BE NL FR DE

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figuur 12: Gemiddelde jaarprijzen voor de levering van elektriciteit in de landen van de CWE-regio voor de periode 2007-2016 (Bronnen: Belpex, EPEX Spot, EEX, berekeningen CREG)

36,636,7

32,2

29,031,6

38,5

40,1

44,7

€/M

Wh



Sinds maart 2008 organiseert Belpex ook een intradaybeurs waarop marktdeelnemers overdag energie kunnen uitwisse-len. De intradaymarkt geeft aan marktdeelnemers de moge-lijkheid hun onverwachte veranderingen in verwachte injectie of afname, die ontstaan na het sluiten van de day-aheadmarkt, via een publieke markt te regelen. Onverwachte veranderin-gen zijn bijvoorbeeld de onverwachte onbeschikbaarheid vaneen centrale maar ook veranderingen ten gevolge van geac-tualiseerde voorspellingen betreffende de injecties van winden zonne-energie. Uit de onderstaande figuur blijkt dat het

verhandelde volume jaar na jaar steeg tot in 2014. Het feit dat de Belpex-intradaybeurs in 2011 impliciet werd gekoppeld aan de Nederlandse beurs heeft misschien een positieve invloed gehad op de verhandelde volumes. Het jaar 2015 maakte ech-ter een einde aan die gestage vooruitgang. In 2015 daalden de volumes, maar in 2016 zijn ze weer beginnen stijgen en bereikten ze voor de eerste keer sinds de organisatie van de intradaybeurs een volume van meer dan 1 TWh. In 2016 werd een verhandeld volume van 1.028 GWh bereikt.

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

500 MW extra aankoop 500 MW extra verkoop

Figuur 13: Gemiddelde maandelijkse robuustheid van de Belpex-markt tussen 2007 en 2016 (Bronnen: Belpex, berekeningen CREG)

-8,60 -8,55 -6,50-4,82 -4,69 -4,69

-6,00-9,03

13,77 12,52

22,30

6,61 7,95

41,43

11,09

€/M

Wh

01/2

007

03/2

007

05/2

007

07/2

007

09/2

007

11/2

007

01/2

008

03/2

008

05/2

008

07/2

008

09/2

008

11/2

008

01/2

009

03/2

009

05/2

009

07/2

009

09/2

009

11/2

009

01/2

010

03/2

010

05/2

010

07/2

010

09/2

010

11/2

010

01/2

011

03/2

011

05/2

011

07/2

011

09/2

011

11/2

011

01/2

012

03/2

012

05/2

012

07/2

012

09/2

012

11/2

012

01/2

013

03/2

013

05/2

013

07/2

013

09/2

013

11/2

013

01/2

014

03/2

014

05/2

014

07/2

014

09/2

014

11/2

014

01/2

015

03/2

015

05/2

015

07/2

015

09/2

015

11/2

015

01/2

016

03/2

016

05/2

016

07/2

016

09/2

016

11/2

016

De hiernavolgende figuur toont ook aan dat de gemiddelde prijs in 2016 op de intradaymarkt gedaald is tot 37,97 €/MWh, het laagste niveau sinds 2009. De intradayprijzen zijn hoger dan de day-aheadprijzen, voornamelijk door het feit dat er meer intradaytransacties plaatsvinden tijdens de piekuren wanneer de prijzen van nature hoger zijn.



Figuur 15 vergelijkt de groothandelsprijs voor korte- en lan-getermijncontracten. De verhandelde langetermijncontracten zijn contracten voor de volgende maand (M+1), het volgende kwartaal (Q+1) en het volgende jaar (Y+1). De figuur geeft de gemiddelde transactieprijs per kalenderjaar en per product weer. Hoewel in 2014 is gebleken dat de langetermijnprijzen anders evolueerden dan de kortetermijnprijzen (D+1), wijst het jaar 2015 echter op een sterke prijsconvergentie ongeacht de termijn. Deze convergentie zet zich in 2016 voort voor de day-ahead-, month-ahead- en quarter-aheadproducten, terwijl het year-aheadproduct in vergelijking met de andere prijzen sterker gedaald is, waarbij het verschil ongeveer 3,5 €/MWh bedraagt.

0

10

20

30

40

50

60

200

0

400

600

800

1000

1200

Volume Belpex CIM Prijzen Belpex CIM

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figuur 14: Uitgewisselde energie en gemiddelde prijs op de intradaybeurs (Bron: Belpex, berekeningen CREG)

€/M

Wh

41,78

187

275

364

513

651

786749

102849,88

55,59

51,66 52,40

42,55 43,85

37,97

D + 1 M + 1 Q + 1 Y + 1

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figuur 15: Vergelijking van de groothandelsprijs voor korte- en langetermijncontracten (Bronnen: Belpex, EEX, APX, berekeningen CREG)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

43,68

36,6236,44

33,38

43,32 37,54

GWh



3.2.2.4. REMIT

De REMIT-verordening (Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency) stelt een aantal voorschriften vast om misbruik op de groothandelsmarkten voor energie tegen te gaan en te bestraffen. De marktspelers moeten sinds 28 december 2011 de inhoudelijke regels van REMIT naleven, maar de totstandbrenging van gecoördineerde toezichtstructuren (registratie van marktspelers, gegevensinzameling, monitoring, bestraffing) is pas in 2015 operationeel geworden.

In het kader van REMIT moesten de marktspelers die betrok-ken waren bij de tweede fase van gegevensinzameling zich uiterlijk op 7 april 2016 registreren. Deze fase heeft betrekking op standaardcontracten buiten de georganiseerde marktplaat-sen, niet-standaardcontracten, grootverbruikers (> 600 GWh/jaar) en fundamentele gegevens.

Vóór 7 juli 2016 moesten de in het kader van REMIT geregi-streerde marktspelers de contracten aangeven die onder REMIT vallen en afgesloten waren vóór 7 april 2016.

De CREG heeft in 2016 analyses uitgevoerd van zeven potenti-ele gevallen van schending van de REMIT-verordening. 3.2.2.5. Charter voor goede praktijken voor

prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas

De CREG heeft in 2016 verder toegezien op de naleving van het charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkings-websites voor elektriciteit en gas door de ondertekenende dienst verleners. Dit toezicht verloopt aan de hand van steek-proeven (zie ook punt 3.3 hieronder).

Op 31 december 2016 droegen vijf prijsvergelijkingswebsites het label van het charter. Het gaat om VREG V-test (Vlaan-deren), CWaPE COMPACWaPE (Wallonië), Brugel - BruSim (Brussel), Mijn Energie (België) en Energie-Vergelijker (België).

3.3. Consumentenbescherming

In 2016 is de CREG de nadruk blijven leggen op de bescherming van de consumenten in het kader van haar werkzaamheden.

Tijdens een op 5 januari 2016 georganiseerde perslunch heeft de CREG de nadruk gelegd op de besparingen die consumen-ten kunnen doen indien zij het aanbod van de leveranciers vergelijken. De CREG heeft er tevens opnieuw op gewezen dat honderdduizenden klanten beschikken over slapende con-tracten die niet langer actief op de markt worden aangeboden. Hierdoor is het voor deze klanten onmogelijk om de door leve-ranciers aangeboden prijzen te vergelijken.

In februari 2016 heeft de CREG op vraag van de minister van Energie en de minister van Economie en Consumenten een evaluatie uitgevoerd van het consumentenakkoord. Op 31 de-cember 2016 was dit werk nog steeds bezig.

In maart 2016 heeft de CREG haar jaarlijkse studie over de evo-lutie van componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen gepubliceerd (zie punt 3.2.1.1 van dit verslag).

In haar studie van mei 2016 over het gebruik van elektrici-teitsmeters op laagspanning in België formuleerde de CREG aanbevelingen die huishoudelijke consumenten en kmo's moeten helpen om een keuze te maken tussen een enkel-voudige, een tweevoudige of een exclusief-nacht meter (zie punt 3.2.1.1 van dit verslag).

In oktober 2016 heeft de CREG haar jaarverslag over het vang-netmechanisme gepubliceerd. In dit verslag ligt de focus op het identificeren van eventuele marktverstorende effecten bin-nen de energiemarkt die het gevolg kunnen zijn van het vang-netmechanisme (zie punt 3.2.1.2 van dit verslag).

In december 2016 heeft de CREG een studie uitgevoerd over de levering aan grote industriële klanten in België. Deze studie heeft als doel de transparantie omtrent elektriciteitslevering aan grote industriële klanten te vergroten (zie punt 3.2.1.1 van dit verslag).

De CREG heeft bovendien op haar website de publicatie voort-gezet van de infografieken en de maandelijkse boordtabel over elektriciteit en aardgas (zie punt 3.1.2.3 van dit verslag).

De CREG voert eveneens een voortdurende vergelijking uit van de energiecomponent voor de levering van elektriciteit en aardgas aan residentiële eindafnemers en kmo’s met het ge-middelde van de energiecomponent in de buurlanden (zie punt 3.2.1.2 van dit verslag).

De CREG publiceert ook maandelijks de gasbijdragen TTF101 en TTF103. Zij publiceert driemaandelijks de indexeringspara-meters van de variabele producten die gebruikt worden door elke leverancier en gecontroleerd worden door de CREG

Het charter voor goede praktijken voor de prijsvergelijkings-websites wil een label toekennen aan onlineprijsvergelijkers zodat klanten die prijzen vergelijken er zeker van zijn dat zij onpartijdige en correcte informatie ontvangen over de producten die de leve-ranciers voorstellen. In het kader van haar taak om consumenten te beschermen, heeft de CREG in 2016 verder toegezien op de naleving van de bepalingen van het charter. Zij ziet er tevens op toe dat het label van het charter op rechtmatige wijze wordt ge-bruikt (zie punt 3.2.2.5 van dit verslag). Eind 2016 heeft de CREG een evaluatie van het charter gemaakt teneinde een raadpleging van de belanghebbende partijen te organiseren over een aange-paste versie van het charter voor goede praktijken. Tot slot heeft de CREG deelgenomen aan een studie van de CEER betreffende de opstelling van richtsnoeren van goede praktijken voor prijsver-gelijkingsinstrumenten op de kleinhandelsmarkt voor energie.

Al deze studies en publicaties hebben als doel de consument beter te informeren over de prijzen die gelden op de kleinhan-delsmarkt, alsook over hun evolutie.

De lezer wordt tevens verwezen naar de punten 5.8.2 en 5.8.3 van dit verslag over de werkzaamheden van de CREG in het ka-der van de werkgroepen van ACER, de CEER en de Europese Commissie over de aspecten met betrekking tot consumen-tenbescherming op het vlak van energie.



De CREG is bovendien op vrijwillige basis de aan haar gerichte vragen en klachten blijven behandelen en blijven samenwer-ken met de federale en regionale ombudsdiensten voor ener-gie in het kader van klachten (zie punt 5.5 van dit verslag).

Bovendien werd de website van de CREG in december 2016 in een nieuw jasje gestoken (zie punt 5.6 van dit verslag).

3.4. Bevoorradingszekerheid

3.4.1. Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod

• Vraag76

De belasting van het Elia-net vertegenwoordigt 77,30 TWh in 2016, tegenover 77,18 TWh in 2015, wat overeenkomt met een daling van 0,1% tussen 2015 en 2016.

Tabel 9: Belasting (energie en piekvermogen) van het Elia-net

voor de periode 2007-2016 (Bron: Elia, 2016: voorlopige

gegevens)

Energie (GWh)

Piekvermogen (MW)

2007 86.619 14.033

2008 87.760 13.431

2009 81.575 13.513

2010 86.501 13.845

2011 83.350 13.201

2012 81.717 13.369

2013 80.534 13.446

2014 77.161 12.736

2015 77.184 12.634

2016 77.295 12.734

• Geïnstalleerde capaciteit en geproduceerde energie

In de loop van 2016 is de geïnstalleerde productiecapaciteit, die aangesloten is op het net van Elia in België en die geen deel uitmaakt van de strategische reserve, afgenomen in ver-gelijking met 2015, van 14.502 MW tot 13.978 MW. Deze da-ling is hoofdzakelijk te wijten aan de buitenwerkingstelling van de laatste Belgische steenkoolcentrale te Langerlo. Eind 2016 bedroeg het totale productievermogen dat deel uitmaakt van de strategische reserve 750 MW (eenheden van Seraing en Vilvoorde).

Tabel 10: Opdeling per soort centrale van het geïnstalleerde

vermogen aangesloten op het Elia-net op 31 december

2016 (Bron: Elia)

Type centrale

Geïnstalleerd vermogen

MW %

Kerncentrales 5.919 42,3

STEG en gasturbines 3.793 27,1

Klassieke centrales 315 2,3

Warmtekrachtkoppeling 837 6,0

Verbrandingsovens 230 1,6

Dieselmotoren 5 0,0

Turbojets 201 1,4

Hydro (zonder pompcentrales) 86 0,6

Pompcentrales 1.308 9,4

Onshorewindmolens 186 1,3

Offshorewindmolens 713 5,1

Biomassa 385 2,8

Totaal 13.978 100,0

Tabel 11: Opdeling per soort primaire energie van de elektriciteit

geproduceerd in 2016 door centrales gelegen op sites die

zijn aangesloten op het Elia-net

Primaire energie

Geproduceerde energie

GWh %

Kernenergie1 41.430 57,7

Aardgas1 17.503 25,3

Steenkool1 1.814 2,5

Fuel1 0 0,0

Andere lokaal verbruikte autoproductie3

2.325 3,2

Hydro (inclusief pompcentrales)1 1.334 1,9

Andere1 7.393 10,3

Totaal2 71.800 100,0

1 Bron: Elia, voorlopige gegevens2 Bron: Synergrid, voorlopige gegevens3 Bron: berekeningen CREG (niet door Elia overgemaakte waarden)

3.4.2. Toezicht op de investeringsplannen van de transmissienetbeheerder

Op basis van het ontwikkelingsplan van het transmissienet voor elektriciteit heeft de CREG in 2016 de geplande investe-ringen in de netinfrastructuur verder opgevolgd. Dit plan wordt opgesteld door elektriciteitstransmissienetbeheerder Elia in samenwerking met de Algemene Directie Energie en het Fe-deraal Planbureau.

3.4.3. Operationele netveiligheid

De figuur hiernaast geeft de evolutie weer van de maximale fysische belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland. Deze fysische belasting is een combinatie van stromen ten gevolge van commerciële invoer naar en uitvoer

76 De hier beschouwde vraag is de belasting van het Elia-net, berekend als de balans van de netto geïnjecteerde productie in het Elia-net, de invoer en de uitvoer, waarvan de door de pompcentrales opgepompte energie wordt afgetrokken. Het is derhalve de som van de nettoafnames en de verliezen.



vanuit België en van stromen ten gevolge van doorvoer door-heen het Belgische net. In 2016 zijn de hoogste stroompieken opgetreden sinds de voorbije 10 jaar, op zowel de interconnec-ties met Frankrijk en Nederland en dit in beide richtingen.

De maximale stroompiek van 3.341 MW op de Nederland-se grens richting Nederland (uitvoer) werd genoteerd in de maand augustus, de enige maand waarin België netto uitvoer-de en Nederland netto invoerde. De maximale stroompiek van 3.982 MW op de Nederlandse grens richting België (invoer) vond plaats in december 2016 wanneer zowel België als Frank-rijk invoerden uit Duitsland en Nederland. Ook in oktober en november werden in die richting piekstromen van meer dan 3.800 MW genoteerd.

De maximale stroompiek van 3.218 MW op de Franse grens richting Frankrijk (uitvoer) vond plaats in januari 2016 op het mo-ment dat Frankrijk invoerde. In december 2016 was er stroom-piek van 3.009 MW (uitvoer). De waarde van de stroompiek richting Frankrijk lag lager in december dan in januari, omdat België in december ook een netto-invoerder van elektriciteit was. De stroompieken op de Franse grens in de richting van België (invoer) werden genoteerd in maart, mei, juni en juli; met een maximum van 3.962 MW in juni.

Om het hoofd te kunnen bieden aan moeilijke situaties blijkt de coördinatie met de naburige transmissienetbeheerders eens te meer onontbeerlijk. Hierbij is een belangrijke rol weggelegd

voor Coreso, het eerste centrum voor regionale technische co-ordinatie voor verschillende transmissienetbeheerders, dat op 19 december 2008 werd opgericht door de Franse transmissie-netbeheerder (RTE) en de Belgische transmissienetbeheerder (Elia). REE (de Spaanse transmissienetbeheerder) is in 2016 lid geworden van Coreso, daarin voorafgegaan door National Grid, Terna, 50 Hertz en REN.

3.4.4. Investeringen in de grensoverschrijdende interconnecties

Elia heeft de ambitie om op korte en middellange termijn de bestaande interconnecties met Nederland en Frankrijk te ver-sterken en nieuwe interconnecties met het Verenigd Koninkrijk, Duitsland en het Groothertogdom Luxemburg te ontwikkelen.

De meeste van deze projecten werden opgenomen in de lijst van “Projects of Common Interest (PCI)”77 van de Europese Commissie, dat het maatschappelijk belang in het kader van het Europees energiebeleid en de daaruit volgende nodige ver-sterking van de elektrische infrastructuur, benadrukt.

• Voorziene versterking van de noordgrens (BRABOproject)

In de loop van 2016 werd de tweede dwarsregeltransforma-tor in Zandvliet78 in parallelconfiguratie gezet samen met de upgrade van het tweede draadstel Doel – Zandvliet van 150 naar 380 kV. Voor de bestudeerde scenario’s met maximaal 2.000 MW productie in Doel verhogen deze investeringen de interconnectiecapaciteit van de noordgrens vanuit Neder-land met ongeveer 1.000 MW. Wanneer er in Doel meer dan 2.000 MW geproduceerd wordt, zal volgens Elia de verho-ging van de interconnectiecapaciteit van de noordgrens met 1.000 MW enkel na de realisatie van de tweede en derde fase van het Brabo-project volledig kunnen benut worden.

Figuur 16: Evolutie van 2007 tot 2016 van de maximale fysische belasting van de interconnecties met Frankrijk en Nederland (Bron: CREG,

op basis van de gegevens van Elia)

77 Gedelegeerde Verordening (EU) 2016/89 van de Commissie van 18 november 2015 tot wijziging van Verordening (EU) nr. 347/2013 van het Europees Parlement en de Raad wat betreft de Unielijst van projecten van gemeenschappelijk belang.78 De vierde op de noordgrens: twee in Zandvliet en twee in het onderstation Van Eyck in Kinrooi.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2.055 2.095 2.714 3.030 2.470 2.678 2.963 2.154 2.199 3.218

2.553 2.663 2.208 2.724 2.567 2.510 2.825 2.235 1.898 3.341

-3.597 -3.333 -1.917 -2.637 -3.171 -3.301 -3.643 -3.461 -3.795 -3.962

-3.260 -3.477 -2.740 -2.989 -2.711 -2.922 -3.050 -3.312 -4.005 -3.982

max. belasting BE ➝ FR

max. belasting BE ➝ NL

max. belasting FR ➝ BE

max. belasting NL ➝ BE

MW

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000



De tweede fase voorziet in de aanleg van een nieuwe hoog-spanningslijn van 380 kV tussen de bestaande hoogspannings-stations te Zandvliet en Lillo en de oversteek van de Schelde ter hoogte van Liefkenshoek. Volgens de huidige planning zul-len de werken van de tweede fase plaatsvinden tussen 2017 en 2020.

In de derde fase wordt de bestaande 150 kV-verbinding vanaf Liefkenshoek gemoderniseerd en opgewaardeerd tot 380kV. Deze lijn loopt van Liefkenshoek (gemeente Beveren) via het hoogspanningsstation Kallo (gemeente Beveren), tot het hoog-spanningsstation Mercator (gemeente Kruibeke). Deze werken worden volgens de huidige planning voltooid in 2023.

• Voorziene versterking van de zuidgrens

Om in te spelen op de context van de bevoorradingszekerheid, werden Ampacimon-modules geïnstalleerd op bestaande ver-bindingen met Frankrijk. Deze stellen Elia in staat deze verbin-dingen ten volle te exploiteren tot hun effectieve limiet.

Niettemin zal het op middellange termijn nodig zijn de ver-bindingen met Frankrijk meer structureel te versterken om de marktwerking te blijven faciliteren. De geplande verster-king bestaat uit het vervangen tegen 2022 van de bestaan-de geleiders tussen Avelin/Mastaine (FR) en Avelgem (BE) en vervolgens tot Horta in Zomergem door zogenaamde “hoog-performantie”-geleiders79, teneinde de capaciteit op de zuid-grens met ongeveer 1.000 MW te verhogen.

• Geplande interconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk (NEMOproject))

Het NEMO-project houdt de realisatie in van een onderzeese kabelverbinding van 1.000 MW op gelijkstroom met een lengte

van ongeveer 140 km. Door dit project zal er een verbinding ge-maakt worden tussen Richborough in het Verenigd Koninkrijk en het onderstation “Gezelle”, onderdeel van het Stevin-project in Brugge.

Voor België betekent dit dat er op een rechtstreekse wijze energie kan worden uitgewisseld met het Verenigd Koninkrijk, wat tot een verhoogde bevoorradingszekerheid moet leiden gezien de diversificatie die een nieuwe interconnectie met zich meebrengt.

De finale investeringsbeslissing werd in het voorjaar van 2015 genomen en de contracten voor de conversiestations en de kabelverbinding zijn midden 2015 toegewezen. Midden 2016 zijn de bouwwerkzaamheden gestart. De technische opleve-ring van de nieuwe verbinding is voorzien in januari 2019, waar-na de commerciële exploitatie van start kan gaan.

• Geplande interconnectie tussen België en Duitsland (ALEGrOproject)

Bij dit project, dat ALEGrO (Aachen Liège Electric Grid Overlay) werd gedoopt, zal een gelijkstroomkabel met een vermogen van ongeveer 1.000 MW worden aangelegd over een afstand van ongeveer 90 km tussen de onderstations Lixhe (Visé) in België en Oberzier in Duitsland.

Deze nieuwe interconnectie zal, voornamelijk via de marktdi-versificatie geboden door de rechtstreekse energie-uitwisse-ling tussen België en Duitsland, de bevoorradingszekerheid verhogen en de verdere marktintegratie faciliteren, wat zich zal vertalen in verdere prijsconvergentie binnen de CWE-regio. Daarnaast kan ALEGrO ook een belangrijke rol spelen bij de integratie van een steeds groter aandeel aan hernieuwbare energiebronnen.

De contracten voor de omvormingsstations en de kabelverbin-ding zijn in de tweede helft van 2016 toegewezen. Elia en Am-prion (de betrokken Duitse netbeheerder) voorzien om tegen eind 2017 alle vergunningen te verkrijgen om dan van start te kunnen gaan met de werken, met het oog op een technische oplevering eind 2019 en commerciële uitbating vanaf 2020.

• Interconnector BeDeLux

Elia, Creos (de Luxemburgse transmissienetbeheerder) en Amprion werken aan de koppeling van hun netwerken. Het project kreeg de naam Interconnector BeDeLux. Het doel van dit project is de bevoorradingszekerheid van het Groothertog-dom Luxemburg te verbeteren en een commerciële koppeling tussen de Belgische en Duitse markt te realiseren.

In een eerste fase plaatste Creos een dwarsregeltransfor-mator van 400 MVA/220 kV in het hoogspanningstation van Schifflange (Luxemburg). Door een betere beheersing van de energiestromen in het bestaande net zal deze dwarsregel-transformator hoofdzakelijk bijdragen tot de bevoorradingsze-kerheid van het Groothertogdom Luxemburg. In 2017 zal Creos bijkomende investeringen uitvoeren in het Luxemburgse trans-missienet om de drie landen beter met elkaar te koppelen.

Na een grondige studie en uit analyse van gedetailleerde gegevens over de verwachte impact van de implementering van een nieuwe dwarsregeltransformator van Creos op de day-aheadmarkt, heeft de projectgroep (bestaande uit Elia, Creos en Amprion) besloten om de commercialisering van de nieuwe BeDeLux-interconnector uit te stellen. De huidige simulaties van de impactanalyse geven aan dat het effect op de welvaart in de Centraal-West-Europese zone neutraal zou zijn, terwijl de operationele processen aanzienlijk complexer zouden worden. Bijkomende analyses zijn nodig om te garanderen dat

79 Hoogperformantie- of HTLS- (high-temperature low-sag) geleiders zijn geleiders die minder uitzetten dan klassieke geleiders bij uitbating op hogere temperaturen. Hierdoor kan er meer stroom doorheen de geleiders worden getransporteerd en vergroot aldus de capaciteit van de verbinding.



de nodige veiligheidsmarges binnen het day-aheadtijdsbestek niet in het gedrang komen.

De beslissing met betrekking tot de commercialisering van de nieuwe Creos-dwarsregeltransformator zal geëvalueerd worden na een testfase van een jaar die van start gaat zodra het systeem technisch in werking treedt (voorzien begin 2017). Dit zal gebeu-ren op basis van een grondige beoordeling van de impactanaly-se en de technische parameters en er zal ook rekening worden gehouden met de lessen uit het werkelijke realtimegebruik.

3.4.5. Maatregelen om de vraagpieken te dekken en het hoofd te bieden aan bevoorradingstekorten

3.4.5.1. Strategische reserve: winterperiode 2016-2017

Op 15 januari 2016 besliste de minister van Energie dat er geen bijkomende strategische reserve nodig is voor de win-terperiode 2016-2017. 750 MW aan strategische reserve (een STEG-eenheid en een open cyclus gaseenheid) werd in 2014 gecontracteerd voor een periode van drie jaar: deze productie-capaciteit aan strategische reserve blijft tijdens de winterperio-de 2016-2017 als strategische reserve beschikbaar.

In januari 2016 heeft de CREG haar opmerkingen gegeven over de proceduremodaliteiten voor de aanleg van de strate-gische reserve die Elia had voorgesteld voor de winterperiode 2016-2017.80

In oktober 2016 heeft de CREG een beslissing genomen81 over de werkingsregels van de strategische reserve die Elia heeft voorgesteld en die vanaf 1 november 2016 van toepassing zijn. Vooraleer deze beslissing werd genomen, werd er een eerste raadpleging georganiseerd in januari 2016 over het voorstel van werkingsregels van de strategische reserve en het ontwerp

van beslissing van de CREG betreffende dit voorstel en werd er een tweede raadpleging georganiseerd in september 2016 over de wijzigingen die de CREG aan haar ontwerpbeslissing had aangebracht nadat ze rekening had gehouden met een ad-dendum aan het voorstel van werkingsregels dat ze van Elia had ontvangen en vaststellingen die de CREG had gedaan met betrekking tot de werking van de strategische reserve tijdens de winterperiode 2015-2016.

Het tarief voor de openbaredienstverplichting "strategische re-serve", door de CREG bepaald in januari 2015, bedraagt in 2016 0,6110 euro/netto per afgenomen MWh. Bij beslissing van 17 november 201682 heeft de CREG bovendien het voorstel van Elia goedgekeurd betreffende het tarief voor de financiering van de strategische reserve van toepassing op 1 januari 2017. Dit tarief bedraagt 0,1902 euro/MWh.

3.4.5.2. Toegang tot het vraagbeheer

• De deelname aan de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België

In haar rapport over de deelname van de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België83 stelt de CREG een nieuw marktmodel voor dat telegemeten eindverbruikers een centrale rol geeft in het systeem. Deze eindverbruiker houdt zelf zijn flexibiliteit in handen en kan zijn dienstverlener van flexibiliteit vrij kiezen, onafhankelijk van zijn elektriciteitsleve-rancier. Het rapport behandelt in dit stadium de flexibiliteit van de vraag op het niveau van telegemeten eindgebruikers (dit zijn hoofdzakelijk industriële klanten). Volgens de CREG is het van belang om de deelname van de vraag aan de verschillende elektriciteitsmarkten te bevorderen maar ze is voorstander van een gefaseerde aanpak. Ze pleit er in geen geval voor om over-al slimme meters in te voeren.

Door de toename van intermitterende hernieuwbare produc-tie heeft het elektriciteitssysteem steeds meer behoefte aan flexibiliteit. Met het oog op de bevoorradingszekerheid van het land, heeft de federale regering de CREG gevraagd om "de middelen te onderzoeken die moeten worden toegepast om de toegang tot de markt voor vraagbeheer te faciliteren". Het marktmodel dat de CREG ontwikkeld heeft, moet telegeme-ten eindverbruikers (hoofdzakelijk industriële klanten) toelaten om de flexibiliteit van hun vraag te valoriseren. Op die manier dragen zij bij tot een veilige uitbating van het net en tot de bevoorradingszekerheid en zouden prijspieken kunnen worden uitgevlakt met een positief effect voor alle eindverbruikers.

Het nieuwe marktmodel dat de CREG voorstelt, geeft de te-legemeten eindverbruiker een centrale rol in het systeem. Hij beheert zelf zijn flexibiliteit en heeft het recht die te valorise-ren zonder dat zijn leverancier noch diens evenwichtsverant-woordelijke hierin tussenkomen. De eindverbruiker heeft ook het recht om zijn dienstverlener van flexibiliteit zelf te kiezen, los van zijn elektriciteitsleverancier. Hij blijft eigenaar van zijn meet- en telgegevens en kan deze vrij doorgeven. Het model garandeert ook de vertrouwelijkheid van commercieel gevoe-lige gegevens.

Het voorgestelde marktmodel gaat uit van tien basisprincipes en voorziet twee nieuwe marktfuncties: die van dienstverle-ner van flexibiliteit en die van beheerder van de flexibiliteits-gegevens. De eindverbruiker verkoopt zijn flexibiliteit aan de dienstverlener zonder tussenkomst van de leverancier. De dienstverlener stort een financiële compensatie door aan de leverancier onder de vorm van een onderhandelde prijs, of vice versa, naargelang het gaat om een verhoging of een verlaging van de vraag. Bij afwezigheid van een onderhandeld akkoord tussen partijen, zou een bilaterale standaardoplossing worden toegepast, gebaseerd op een prijsformule, dit om te vermijden

80 Nota (Z)160121-CDC-1507 over het voorstel van de proceduremodaliteiten voor de aanleg van strategische reserves – winterperiode 2016-2017.81 Beslissing (B)161020-CDC-1494 over het voorstel van nv Elia System Operator betreffende de werkingsregels van de strategische reserve toepasbaar vanaf 1 november 2016.82 Beslissing (B)161117-CDC-658E/40 over de vraag tot goedkeuring van het geactualiseerd tariefvoorstel tot aanpassing vanaf 1 januari 2017 van het tarief voor de financiering van de openbaredienstverplichting van de Strategische Reserve, ingediend door de nv Elia System Operator.83 Studie (F)160503-CDC-1459 over de middelen die moeten worden toegepast om de deelname aan de flexibiliteit van de vraag op de elektriciteitsmarkten in België te faciliteren – Definitief verslag.



dat het aanbod van flexibiliteit niet zou kunnen worden gecom-mercialiseerd. Het centraal beheer van de volumes van flexibi-liteit laat toe om de evenwachtsverantwoordelijkheid over te dragen tussen de evenwichtsverantwoordelijken die betrokken zijn bij de activering van flexibiliteit.

In haar rapport stelt de CREG verder ook voor om de onder-steunende diensten (die het evenwicht van het transmissienet garanderen) evenals de toegang tot de elektriciteitsmarkten te verbeteren. Ook deze markten zijn vandaag vooral gericht op elektriciteitsproductie en zouden meer kunnen worden open-gesteld voor vraagbeheer.

Het rapport behandelt in dit stadium de flexibiliteit van de vraag van telegemeten eindverbruikers. Dit zijn eindverbruikers die uitgerust zijn met meters op kwartuurbasis, hoofdzakelijk in-dustriële klanten. Deelname van kleine verbruikers is een doelstelling op langere termijn, rekening houdend met de spe-cifieke aspecten die hiermee verbonden zijn.

Dit rapport kwam tot stand via een interactieve aanpak die startte in september 2015. De CREG heeft in eerste instan-tie de marktspelers geraadpleegd met de vraag wat volgens hen de belangrijkste hinderpalen zijn die de ontwikkeling van het vraagbeheer in de weg staan. Vervolgens heeft de CREG een aantal oplossingen voorgesteld. De definitieve opties zijn weerhouden op basis van een workshop en bilaterale contac-ten met deze marktspelers.

Om het model dat de CREG voorstelt concreet uit te werken, zal eerst en vooral de elektriciteitswet moeten worden aangepast. Hierin zal het recht voor de telegemeten eindverbruiker om zijn flexibiliteit te valoriseren moeten worden verankerd, de nieuwe marktfuncties gekaderd en zal er een basis moeten worden ge-creëerd voor de gegevensoverdracht. In tweede instantie zullen koninklijke uitvoeringsbesluiten moeten worden uitgevaardigd.

• De behoefte aan adequacy en flexibiliteit in het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 20172027

Eind april publiceerde Elia haar studie over de nood aan adequacy en flexibiliteit in het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2017-2027. In haar analyse84 die de CREG op vraag van de minister van Energie heeft uitgevoerd, beschouwt de CREG deze studie als een goede basis voor verdere opvolging. De inschatting van Elia op het vlak van gebruikte interconnectiecapaciteit (6.500 MW) blijft echter te beperkt. Ook de hypotheses rond vraagparticipatie zijn zeer conservatief. De CREG vraagt dat Elia een tweejaarlijkse update van de studie zou maken om zo de situatie op te volgen.

De CREG stelt zelf ook een aantal maatregelen voor om de marktwerking en de bevoorradingszekerheid verder te verster-ken. Zo pleit ze voor het responsabiliseren van de evenwichts-verantwoordelijken via de mogelijkheid van een selectieve afschakeling, en voor het verbeteren van de liquiditeit op de intraday- en forwardmarkten. Een piste die nog verder onder-zoek behoeft, is het invoeren van scarcity pricing, een metho-de om piekcapaciteit marktgebaseerd te vergoeden.

84 Nota (Z)160527-CDC-1532 over de studie van Elia over de nood aan ‘adequacy’ en aan flexibiliteit in het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2017-2027.


4. De aardgasmarkt

De aardgasmarkt

4


4. De aardgasmarkt

4.1. Regulering

4.1.1. Levering van aardgas

4.1.1.1. Federale leveringsvergunningen voor aardgas

De levering van aardgas aan in België gevestigde afnemers (distributieondernemingen of eindafnemers van wie de gasafnames aan iedere leveringsaansluiting bestendig minimum één miljoen m³ per jaar bedragen) is onderworpen aan de voorafgaande toekenning van een individuele vergunning, afgegeven door de minister van Energie (behalve indien zij wordt verricht door een distributienetonderneming binnen haar eigen distributienet).

De dossiers voor de aanvraag van federale leveringsvergunnin-gen voor aardgas worden gericht aan de CREG, die na onder-zoek van de criteria haar advies aan de minister van Energie overmaakt.

In 2016 heeft de CREG aan de minister vier adviezen gege-ven naar aanleiding van aanvragen voor leveringsvergunningen voor aardgas afkomstig van Gas Natural Europe, RWE Sup-ply & Trading, Société Européenne de Gestion de l’Energie en Lampiris.85

In de loop van 2016 heeft de minister van Energie een indivi-duele leveringsvergunning voor aardgas afgegeven aan Essent Belgium NV86, Enovos Luxembourg SA87 (dossiers waarvoor de CREG advies heeft overgemaakt in december 2015) en RWE

Supply & Trading GmbH88, Lampiris NV89, Gas Natural Europe SAS90 en Société Européenne de Gestion de l’Energie NV91.De leveringsvergunning voor aardgas van Electrabel Customer Solutions is bovendien van rechtswege afgelopen in 2016 naar aanleiding van de integratie ervan in Electrabel.

In 2016 bedroeg het totale aardgasverbruik92 179,4 TWh, wat een stijging is van 2,1% ten opzichte van het verbruik in 2015 (175,8 TWh). Er was een duidelijk hoger verbruik van de ein-dafnemers aangesloten op de distributienetten (+5,6%), een nagenoeg stabiel verbruik voor de productie van elektrici-teit (eventueel in combinatie met de productie van warmte) (+0,1%) en een lichte daling van het verbruik van de industriële afnemers (-3,1%).

Het aantal ondernemingen dat leveringsactiviteiten uitvoert op de groothandelsmarkt voor aardgas bleef in 2016 stabiel. Indien men rekening houdt met de samenvoeging van vervoersactivi-teiten binnen een onderneming van dezelfde groep waren vorig jaar 23 ondernemingen actief op de Belgische vervoersmarkt.

De top 3 van de leveringsondernemingen is ook in 2016 nog steeds dezelfde. Ook hun respectieve plaats blijft dezelfde. Electrabel Engie behoudt de eerste plaats en versterkt op-nieuw zijn marktaandeel van 31,4% tot 34,6% (+3,2%). Elec-trabel Engie is hiermee de sterkste stijger van de markt. Eni gas & power behoudt de tweede plaats maar ziet zijn markt-aandeel dalen van 1,7% tot 22,8%. Eni gas & power is de sterkste daler op de markt. EDF Luminus stijgt met 0,4% en komt net boven de drempel van 10% (10,0%).

RWE Supply & Trading behoudt de vierde plaats en weet opnieuw beperkt marktaandeel te winnen (+0,3%) tot 5,5%. Slechts deze vier marktpartijen hebben een marktaandeel hoger dan 5%.

Wingas bekleedt de vijfde plaats ondanks een licht verlies van 0,17% tot 4,2%. Lampiris wordt zesde, maar lijdt opnieuw een licht verlies (-0,4%) en ziet zijn marktaandeel terugvallen tot minder dan 4% (3,8%). Statoil is met -1,4% de tweede sterk-ste daler (marktaandeel 3,6%) en valt van plaats vijf naar plaats zeven. Vattenfall Energy Trading Netherlands gaat licht achter-uit (-0,4%) tot 3,1%. Gas Natural Fenosa groeit met 0,6% en komt opnieuw boven 2% (2,5%). ArcelorMittal Energy S.C.A. behoudt een marktaandeel van 2,4% (+0,06%). Eneco België BV lijdt licht verlies tot 1,3%. Total Gas & Power behoudt 1,1%. Enel Trade daalt met 0,2% tot 1,1%. SEGE (Société européen-ne de Gestion de l’Energie) daalt relatief veel (-0,6%) en is de laatste speler met een marktaandeel boven 1% (1,1%).

De overige actieve netgebruikers zijn Antargaz, Belgian Eco Energy, Direct Energie Belgium, UNIPER Global Commodities, Enovos Luxembourg, European Energy Pooling, GETEC Ener-gie, natGas, Progress Energy Services. Al deze partijen heb-ben elk een marktaandeel dat lager is dan 1%. Samen hebben deze 9 ondernemingen een marktaandeel van 3,0%.

Het globaal beeld van 2016 in vergelijking met 2015 toont een markt waar zowel de activiteiten als de onderlinge posities van de verschillende marktpartijen nauwelijks gewijzigd zijn.

85 Advies (A)160324-CDC-1518 over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Gas Natural Europe SAS; Advies (A)160413-CDC-1523 over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan RWE Supply & Trading GmbH; Advies (A)160825-CDC-1558 over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Société Européenne de Gestion de l’Energie S.A.; Advies (A)160908-CDC-1561 over de aanvraag tot handhaving van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Lampiris N.V.

86 Ministerieel besluit van 8 januari 2016 (Belgisch Staatsblad van 18 januari 2016).87 Ministerieel besluit van 25 januari 2016 (Belgisch Staatsblad van 5 februari 2016).88 Ministerieel besluit van 25 mei 2016 (Belgisch Staatsblad van 13 juni 2016).89 Ministerieel besluit van 22 september 2016.90 Ministerieel besluit van 28 oktober 2016.91 Ministerieel besluit van 18 november 2016.92 Hieromtrent dient te worden gemeld dat de evaluatie berust op cijfers in verband met de shipping-activiteiten op het vervoersnet zoals ze werden meegedeeld door de vervoersnetbeheerder.


4. De aardgasmarkt

Op 31 december 2016 waren 33 netgebruikers in het bezit van een leveringsvergunning. Drieëntwintig (23) onder hen hebben in de loop van 2016 activiteiten uitgevoerd op het vervoers-net voor de shipping van aardgas ten behoeve van Belgische eindklanten. Ter vergelijking: eind 2007 waren er op het ver-voersnet van Fluxys Belgium voor leveringen aan Belgische eindklanten slechts zes netgebruikers actief.

Tabel 12: Ondernemingen die in 2016 op het vlak van shipping van gas actief waren op de Belgische markt – evolutie t.o.v. 2015 (Bron: CREG)

VOLUME VERVOERD IN BELGIË (IN TWH)*MARKTAANDEEL IN BELGIË (IN%)

2015 2016 Δ2016/2015

TWh % TWh % (%)** (%punt)***

ANTARGAZ SA 0,26 0,15 0,98 0,54 279 0,40

ARCELORMITTAL ENERGY SCA 4,25 2,42 4,44 2,47 4,4 0,06

BELGIAN ECO ENERGY NV 0,09 0,05 0,10 0,06 17,8 0,01

DIRECT ENERGIE 0,06 0,03 0,37 0,20 521 0,17

EDF LUMINUS 16,94 9,64 17,97 10,02 6,1 0,38

ELECTRABEL ENGIE 55,23 31,42 62,04 34,57 12,3 3,16

ENECO BELGIË BV 2,45 1,40 2,31 1,29 5,8 0,11

ENEL TRADE SpA 2,33 1,33 1,96 1,09 16,0 0,23

ENI SpA 43,00 24,46 40,86 22,77 5,0 1,69

ENOVOS LUXEMBOURG SA 0,45 0,25 0,15 0,09 65,2 0,17

EUROPEAN ENERGY POOLING 0,44 0,25 0,67 0,37 54 0,13

GAS NATURAL EUROPE 3,27 1,86 4,51 2,51 37,9 0,65

GETEC ENERGIE AG 0,26 0,15 0,30 0,17 12,3 0,02

LAMPIRIS SA 7,43 4,22 6,75 3,76 9,1 0,46

NATGAS AKTIENGESELLSCHAFT 1,55 0,88 1,42 0,79 8,2 0,09

PROGRESS ENERGY SERVICES 0,24 0,14 0,75 0,42 210 0,28

RWE SUPPLY & TRADING GmbH 9,09 5,17 9,84 5,48 8,3 0,31

SOC. EUROP. DE GESTION DE L’ENERGIE SA 2,88 1,64 1,88 1,05 34,8 0,59

STATOIL ASA 8,78 4,99 6,47 3,61 26,2 1,38

TOTAL GAS & POWER Ltd 1,95 1,11 1,99 1,11 2,0 0,00

UNIPER GLOBAL COMMODITIES SE 0,90 0,51 0,56 0,31 38,1 0,20

VATTENFALL ENERGY TRADING NETHERLANDS NV 6,28 3,57 5,62 3,13 10,6 0,44

WINGAS GmbH 7,67 4,36 7,52 4,19 2,0 0,17

Eindtotaal 175,8 100,0 179,4 100,0 2,1

* Deze cijfers slaan alleen op: leveringen aan klanten aangesloten op het aardgasvervoersnet en op de afnamepunten van de distributienetten. Voor afzonderlijke statistieken over de levering aan klanten aangesloten op het aardgasvervoers- en distributienet, wordt de lezer verzocht de geza-

menlijke publicatie van de vier energieregulatoren te raadplegen op de website van de CREG (www.creg.be).** Relatieve evolutie 2016 in vergelijking met 2015 (de basis is 2015).*** Absolute evolutie van het marktaandeel.


4. De aardgasmarkt

4.1.1.2. Maximumprijzen

De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van aardgas voor de periode vanaf 1 februari 2016 tot en met 31 juli 2016 bedroeg 2,924 c€/kWh (0,02924 €/kWh).

De sociale maximumprijs (excl. btw en andere taksen) voor de levering van aardgas voor de periode vanaf 1 augustus 2016 tot en met 31 januari 2017 bedroeg 2,252 c€/kWh (0,02252 €/kWh).

Dit tarief is zonder de federale bijdrage, de aansluitingskosten (Wallonië) en de bijdrage energiefonds (Vlaanderen). Andere taksen met betrekking tot netwerktarieven (transmissie en/of distributie) zijn inbegrepen.

De lezer wordt overigens verwezen naar punt 3.1.2.2 van dit verslag dat mutatis mutandis van toepassing is op aardgas.

4.1.1.3. Evolutie en fundamentals van de aardgasprijs

De lezer wordt verwezen naar punt 3.1.2.3 van dit verslag dat ook van toepassing is op aardgas.

4.1.2. Transmissie en distributie

4.1.2.1. Corporate governance

In het kader van de controle op de toepassing van artikel 8/3 van de gaswet en op de evaluatie van de doeltreffendheid er-van ten aanzien van de eisen van onafhankelijkheid en onpar-tijdigheid van de beheerders, heeft de CREG kennis genomen van de activiteitenverslagen voor 2015 van de corporategover-nancecomités van Fluxys Belgium en Fluxys LNG.

Zij nam bovendien kennis van het verslag van de Complian-ce Officer over de naleving van het verbintenissenprogramma door de medewerkers van Fluxys Belgium en Fluxys LNG in 2015. Dit programma moet erop toezien dat discriminatie van netgebruikers en/of categorieën van netgebruikers wordt voor-komen. De CREG heeft vragen gesteld aan de Compliance Officer en de diensten van Fluxys Belgium en Fluxys LNG om bijkomende toelichtingen te krijgen in het kader van deze ver-slagen teneinde de tenuitvoerlegging van hun wettelijke taken te verifiëren.

4.1.2.2. Technische werking

A. Vervoersvergunningen voor aardgas

Om zijn vervoersinstallaties te bouwen en uit te baten moet de beheerder van het aardgasvervoersnet, Fluxys Belgium, vooraf een aanvraag tot vervoersvergunning indienen bij de Algeme-ne Directie Energie. De CREG beschikt over adviesbevoegd-heid met betrekking tot dergelijke aanvragen.

In 2016 heeft de CREG veertien gunstige adviezen83 uitge-bracht in het kader van aanvragen tot vervoersvergunning of van een bijvoegsel aan een bestaande vergunning.

Op 7 juli 2016 heeft de CREG op verzoek van de minister van Energie bovendien een advies uitgebracht betreffende een ont-werp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk be-sluit van 14 mei 2002 betreffende de vervoersvergunning voor gasachtige producten en andere door middel van leidingen84.

B. Balanceringsmodel en balanceringszone

De veranderingen in het nieuwe marktgebaseerde balance-ringsmodel, dat sinds 1 oktober 2012 van kracht is, opgeno-men in het jaarverslag 2013 (p. 55-56), blijven in 2016 actueel.

In overeenstemming met de verordening (EU) nr. 312/2014 van de Commissie van 26 maart 2014 tot vaststelling van een netcode inzake gasbalancering van transmissienetten, heeft Fluxys Belgium aan de CREG gevraagd om te worden aange-wezen als de partij die de prognoses opstelt in een balance-ringszone. Het gaat meer bepaald om de niet binnen de dag gemeten afnames uit het aardgasvervoersnet door een netge-bruiker en om de daaruit voortvloeiende allocaties. Sinds de invoering van het nieuwe vervoersmodel op 1 oktober 2012 werd Fluxys Belgium al impliciet aanvaard als verantwoorde-lijke partij. Na raadpleging van de betrokken beheerders en distributienetbeheerders heeft de CREG op 28 januari 2016 beslist95 deze aanvraag goed te keuren.

C. Regels voor de veiligheid en betrouwbaarheid van het aardgas vervoersnet en normen en vereisten op het vlak van kwaliteit van de diensten en van de levering

In uitvoering van artikel 133 van de gedragscode imple-menteert de beheerder van het aardgasvervoersnet een zorgsysteem dat waakt over de kwaliteit en de betrouwbaar-heid van de werking van zijn aardgasvervoersnet en de gele-verde vervoersdiensten.

93 Adviezen 1514, 1522, 1535, 1536, 1557, 1559, 1564, 1565, 1580, 1581, 1592: de volledige titels worden vermeld in punt 5.10 van dit verslag. 94 Advies (A)160707-CDC-1545 betreffende een ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 11 maart 1966 tot verklaring van openbaar nut voor het oprichten van gasvervoerinstallaties, van het koninklijk besluit van 11 maart 1966 betreffende de te nemen veiligheidsmaatre-

gelen bij de oprichting en bij de exploitatie van installaties voor gasvervoer door middel van leidingen en van het koninklijk besluit van 14 mei 2002 betreffende de vervoersvergunning voor gasachtige producten en andere door middel van leidingen, tot bepaling van de inwerkingtreding van diverse be-palingen van de wet van 8 mei 2014 houdende diverse bepalingen inzake energie en ter omschrijving van de nadere regels van het vermoeden van openbaar nut, bedoeld in artikel 8/7 van de wet van 12 april 1965 betreffende het vervoer van gasachtige producten en andere door middel van leidingen.

95 Beslissing (B)160128-CDC-1487 over de aanvraag door de NV Fluxys Belgium tot aanwijzing als partij die de prognoses opstelt inzake gasbalancering van het aardgasvervoersnet.


4. De aardgasmarkt

Dit zorgsysteem laat onder meer toe de kwaliteitsparameters te bepalen op het gebied van:- de frequentie van de onderbrekingen en/of reducties;- de gemiddelde duur van de onderbrekingen en/of reducties;- de oorzaak en de oplossing van deze onderbrekingen en/of

reducties; - de portefeuille van de aangeboden aardgastransmissie -

diensten.

In 2016 heeft geen enkele vervoersdienst onderbrekingen of reducties opgetekend.

D. Tijd genomen door de beheerder van het aardgasvervoers-net om aansluitingen en herstellingen uit te voeren

Overeenkomstig de gaswet is de CREG belast met het toe-zicht op de tijd die de beheerder van het aardgasvervoersnet nodig heeft om de aansluitingen en herstellingen uit te voeren.

In 2016 werden vier nieuwe aansluitingen gerealiseerd voor eindklanten en vijf voor de openbare distributie. De aanleg van deze negen nieuwe aansluitingen nam respectievelijk 22, 23, 39 en 57 maanden in beslag voor de eindklanten en 117, 117, 46, 97 en 9 maanden voor de openbare distributie.

Er vonden in 2016 vier herstellingen plaats naar aanleiding van ongevallen of incidenten en twintig herstellingen in het kader van onderhoudsperiodes. Alle niet-geplande herstellingen (op een na) zijn binnen de dag verricht, en dit na overleg met – en zonder impact op – de shippers en de eindklanten. De twintig herstellingen in het kader van geplande onderhoudsperiodes werden uitgevoerd om een impact op de levering van dien-sten te vermijden. Alle geplande interventies waren beperkt in de tijd (meestal een dag en maximum acht dagen) en werden uitgevoerd met de medewerking van de eindklant en/of de be-trokken shippers.

E. Gedragscode

• Aardgasvervoer

In 2016 heeft de CREG twee beslissingen genomen betreffende de door Fluxys Belgium voorgestelde wijzigingen van het Stan-daard Aardgasvervoerscontract, het Aardgasvervoersprogram-ma en het Toegangsreglement voor Aardgasvervoer:

- Beslissing 1531 van 19 mei 2016 over de aanvraag tot goedkeuring van het door NV Fluxys Belgium aangepast voorstel van het Aardgasvervoersprogramma en van de bijlagen A, B, C1, E en G van het Toegangsreglement voor Aardgasvervoer:

In april 2016 diende Fluxys Belgium bij de CREG een aanvraag in tot goedkeuring van wijzigingen in het Aardgasvervoers-programma en het Toegangsreglement voor Aardgasvervoer. Fluxys Belgium wilde deze documenten aanpassen aan de be-palingen van de Europese netwerkcodes rond interoperabiliteit en gegevensuitwisseling. Verder zijn de algemene voorwaarden voor toegang tot het PRISMA-platform niet langer opgenomen in het Toegangsreglement voor Aardgasvervoer. Tot slot zijn een aantal materiële fouten gecorrigeerd en is de beschrijving van een aantal diensten op binnenlandse afnamepunten verbeterd.

Fluxys Belgium heeft in maart 2016 zelf een openbare raad-pleging over deze wijzigingen georganiseerd. De CREG heeft deze wijzigingen ondertussen goedgekeurd.

Wat betreft het interconnectiepunt Zeebrugge Beach, vraagt de CREG dat Fluxys Belgium een nieuw voorstel uitwerkt en aan de markt voorlegt om de intradaycapaciteiten ter beschik-king te stellen van de netgebruikers. Wat betreft de toekenning van aardgas aan interconnectiepunten, vraagt de CREG dat

Fluxys Belgium een verbeterde formulering uitwerkt en aan de markt voorlegt. - Beslissing 1571 van 20 oktober 2016 over de aanvraag

van de NV Fluxys Belgium tot goedkeuring van het gewij-zigde Standaard Vervoerscontract, Toegangsreglement voor Vervoer en Vervoersprogramma:

In augustus 2016 diende Fluxys Belgium bij de CREG een aanvraag in tot goedkeuring van wijzigingen in het Standaard Vervoers contract, het Aardgasvervoersprogramma en het Toe-gangsreglement voor Aardgasvervoer. Met deze aanpassingen wil Fluxys Belgium de hubdiensten integreren in haar diensten-aanbod. Verder wordt een nieuwe 'binnen de dag'-dienst aan-geboden op Zeebrugge Beach, wordt de secundaire markt op het PRISMA-platform uitgebreid en zijn een aantal materiële fouten verbeterd.

Fluxys Belgium heeft in juni 2016 zelf een openbare raadpleging over deze wijzigingen georganiseerd. De CREG heeft deze wij-zigingen goedgekeurd. De CREG heeft evenwel een aantal op-merkingen geformuleerd en aan Fluxys Belgium gevraagd om deze op te nemen in de documenten die worden voorgelegd tijdens de volgende openbare raadpleging.

• Aansluiting van distributienetbeheerders op het aardgas vervoersnet

Eind 2015 diende Fluxys Belgium bij de CREG een voorstel in ter goedkeuring van het Standaard Aansluitingscontract voor distributienetbeheerders. Dit contract moet de bestaande sa-menwerkingsovereenkomst uit 2006 tussen Fluxys Belgium en de distributienetbeheerders vervangen. Om het voorstel af te stemmen op de gedragscode pleegde Fluxys Belgium vooraf overleg met de regionale regulatoren, de CREG en de distributie-netbeheerders en organiseerden ze een openbare raadpleging.

96 Beslissing (B)160908-CDC-1508 over het door de NV Fluxys Belgium voorgestelde standaard DNB-aansluitingscontract (d.w.z. voor de aansluiting van de distributienetbeheerders op het aardgasvervoersnet).


4. De aardgasmarkt

De CREG heeft op 8 september 2016 beslist96 het voorstel van Fluxys Belgium goed te keuren, rekening houdend met de reac-ties van de marktactoren naar aanleiding van haar ontwerpbe-slissing die ze eerder zelf had voorgelegd aan de markt.

F. Maatregelen gericht op het waarborgen van de bevoorra-dingszekerheid

De Gas Coordination Group van de Europese Commissie co-ordineert de toepassing van Verordening (EU) Nr. 994/2010 die gericht is op het waarborgen van de aardgasbevoorrading in Europa. De CREG vertegenwoordigt er België, naast de aan-gewezen bevoegde instantie, de Algemene Directie Energie. In 2016 ging de aandacht vooral uit naar de herziening van Verordening (EU) Nr. 994/2010, naast de tweejaarlijkse actu-alisatie van de risicoanalyses, de preventieve actieplannen en noodplannen van de Europese lidstaten. De CREG heeft in 2016 samengewerkt met de Algemene Directie Energie om de gevraagde actualisaties van de plannen voor België op te stellen. De CREG levert verder bijstand aan de bevoegde instantie om Verordening (EU) Nr. 994/2010 in België toe te passen. De aandacht van de CREG gaat hierbij vooral uit naar een maximale benutting van marktinstrumenten om de be-voorradingszekerheid te waarborgen. Residuele risico’s vragen een aangepast overheidsoptreden dat in de marktwerking kan worden ingepast. De CREG heeft op dit vlak met de Algemene Directie Energie nauw kunnen samenwerken waardoor ze haar verantwoordelijkheid als bevoegde instantie kon invullen. De CREG heeft onder meer bijstand verleend bij de realisatie van het jaarlijks opvolgingsverslag van de bevoorradingszekerheid.

De Europese Commissie heeft in 2014 het initiatief genomen om Verordening (EU) Nr. 994/2010 te herzien. In dit kader en in nauwe samenwerking met de Europese Commissie, heeft de CEER een taskforce samengesteld op 26 november 2014 om

de Europese Commissie bijstand te bieden in deze herziening en een opinie betreffende bevoorradingszekerheid op te stel-len namens de Europese energieregulatoren. De CREG is de vicevoorzitter van deze taskforce.

Begin 2016 heeft de Europese Commissie een voorstel van nieuwe verordening gepubliceerd. De daaropvolgende debat-ten in zowel de Europese Raad als in het Europees Parlement zijn nauwlettend opgevolgd en is de leiding van de CEER-taks-force in bespreking geweest met de voorzitter het ITRE-Com-missie van het Europees Parlement, dhr. J. Buzek, op 10 mei 2016 om de standpunten van het CEER te verduidelijken. In het wetgevend proces dat gevoerd werd in 2016 ging vooral aan-dacht naar het nieuwe principe van regionale samenwerking en het nieuwe principe van grensoverschrijdende solidariteit tussen lidstaten tijdens een noodsituatie in de aardgasbevoor-rading. In 2017 zal dit proces leiden tot de publicatie van een nieuwe verordening die rechtstreeks van toepassing wordt in de Europese lidstaten.

Trouw aan haar taken van algemeen toezicht en controle op de toepassing van de gedragscode (zie eveneens punt 4.1.2.2.E van dit verslag), heeft de CREG de balancering op het ver-voersnetwerk voor H-gas en L-gas opgevolgd. In 2016 heeft de CREG geen problemen vastgesteld die een bedreiging waren voor de beheersing van het netevenwicht. Het huidige netbalanceringsregime legt een grote verantwoordelijkheid bij de netgebruikers zelf, waardoor de beheerder van het aard-gasvervoersnet nog enkel moet instaan voor een residuele balancering, mocht dit nodig zijn. Het op de markt gebaseer-de balanceringsmechanisme wordt nauw opgevolgd en wordt door de CREG beoordeeld als een succesvol en een belangrijk mechanisme, dat tevens de continuïteit van aardgasleveringen aan alle eindverbruikers helpt te waarborgen. De Belgische balanceringszone voor H-gas is op 1 oktober 2015 verruimd

door de samenvoeging met de Luxemburgse aardgasmarkt. Vanaf deze datum gelden dezelfde balanceringsregels voor beide marken die verenigd zijn in één balanceringszone, met één handelsplatform (het bestaande Zeebrugge Trading Plat-form - ZTP) en één entry-exitzone. De marktgebaseerde ba-lancering in de eengemaakte zone wordt door Fluxys Belgium georganiseerd in afwachting van de toekenning van deze ver-antwoordelijkheid aan de afzonderlijke onderneming (Balan-sys) opgericht door zowel Fluxys Belgium als de Luxemburgse transmissiesysteembeheerder Creos (zie punt 4.1.3.3 van dit verslag).

4.1.2.3. Nettarieven en LNG-tarieven

A. Transmissienet, opslag en LNG

a) Tariefmethodologie

n Transmissie, opslag en LNG

Zoals aangegeven in haar jaarverslag van 2014 heeft de CREG op 18 december 2014 haar tariefmethodologie goedgekeurd. Deze dient als basis voor de goedkeuring van de tarieven voor het aardgasvervoersnet, de opslaginstallatie voor aardgas en de LNG-installatie, met het oog op de toepassing ervan tijdens de regulatoire periode 2016-2019 wat betreft het aardgasver-voersnet en de opslaginstallatie voor aardgas97.

Bovendien heeft de CREG in 2016, na raadpleging van de marktspelers, de methodologie en criteria vastgelegd98 voor de evaluatie van de investeringen in de elektriciteits- en gasin-frastructuur en de daarbij horende grotere risico’s. Deze is van toepassing op nieuwe projecten waarvoor er op 15 juli 2016 nog geen definitieve investeringsbeslissing was genomen.

97 Wat betreft de LNG-infrastructuur nam de CREG op 30 september 2004 reeds een beslissing ter zake op basis van het koninklijk besluit van 15 december 2003, tot goedkeuring van het meerjarentariefvoorstel van Fluxys LNG voor het gebruik van de capaciteit van de LNG-terminal van Zeebrugge na 2006 en dat geldt tot het jaar 2026. Op 29 november 2012 nam de CREG beslissing (B)121129-CDC-657G/06 betreffende het geactualiseerde tariefvoorstel van Fluxys LNG, waardoor de toepassingstermijn van de tarieven tot 1 april 2027 werd verlengd. Het nieuwe besluit doet geenszins afbreuk aan deze beslissing en vormt integendeel een nieuwe wettelijke basis ervoor.

98 Beslissing (A)160707-CDC-1480 tot vaststelling van de methodologie en de criteria voor de evaluatie van investeringen in elektriciteits- en gasinfrastructuur en de daarbij horende grotere risico’s.


4. De aardgasmarkt

n Interconnector (UK)

Op 28 januari 2016 heeft de CREG besloten99 om enerzijds haar goedkeuring van de vergoedingsmethodologie (exclusief gedifferentieerde prijzen) van Interconnector (UK) te verlengen met betrekking tot de vervoersdiensten die worden verkocht tot en met 31 december 2016 voor gebruik vanaf gasdag 1 oktober 2018 en onder de voorwaarden van de Toegangsover-eenkomst met Interconnector (UK) en het Toegangsreglement van Interconnector (UK) en anderzijds om Interconnector (UK) te verplichten om jaarlijks gedetailleerd aan de CREG te rap-porteren over de toegepaste tarieven, de werkelijke kosten, de opbrengsten en de winst.

Op 22 december 2016 heeft de CREG besloten100:- om de goedkeuring van haar actuele vergoedingsmethodo-logie (exclusief gedifferentieerde prijzen) van Interconnector (UK) te verlengen met betrekking tot de vervoersdiensten die worden verkocht tot en met 31 december 2017 voor gebruik vanaf gasdag 1 oktober 2018 en onder de voorwaarden van de Toegangsovereenkomst met Interconnector (UK) en het Toegangsreglement van Interconnector (UK);

- om de wijziging van de vergoedingsmethodologie voor de profielherzieningsdienst en de vereenvoudigde conversie-dienst goed te keuren op voorwaarde dat deze diensten door de betrokken regulatoren worden goedgekeurd zonder af-breuk te doen aan deze laatste goedkeuringen; en

- dat Interconnector (UK) jaarlijks aan de CREG gedetailleerd dient te rapporteren over de toegepaste tarieven, de werkelij-ke kosten, opbrengsten, en winst.

b) Evolutie van de tarieven

n Vervoers- en opslagtarieven

Op 29 oktober 2015 keurde de CREG het tariefvoorstel goed101 van Fluxys Belgium met betrekking tot de tarieven voor de aansluiting op en het gebruik van het aardgasvervoersnet en de opslagdien-sten en de ondersteunende diensten voor de jaren 2016-2019.

De Europese verordening tot vaststelling van een netcode inzake gasbalancering van transmissienetten trad op 1 oktober 2015 in werking. Deze datum is tevens een belangrijke mijlpaal voor het integratieproces van de Belgische en Luxemburgse gasmarkt. De CREG heeft in dit kader op voorstel van Fluxys Belgium de tarieven102 goedgekeurd met betrekking tot de balancering van het aardgasvervoersnet. Zo wordt de dagelijkse en de 'binnen de dag'-onbalansheffing op het huidige niveau gehouden en een

neutraliteitsheffing ingevoerd. Deze tarieven zijn van toepassing van 1 januari 2017 tot en met 31 december 2017.

n Tarieven van de LNG-installaties

De tarieven van Fluxys LNG voor het jaar 2016 voor het ge-bruik van de installaties van de LNG-terminal in Zeebrugge zijn identiek aan die van 2015, met uitzondering van de toepassing van de inflatiegraad. Bij beslissing van 29 november 2012 (zie jaarverslag 2013, p. 18-19), had de CREG immers een geactua-liseerde versie van de tarieven, geldig van 1 januari 2013 tot 31 maart 2027, goedgekeurd en heeft zij zo het werkelijke tariefni-veau bevestigd van de tarieven goedgekeurd in haar beslissing van 30 september 2004.

De tarieven van Fluxys LNG voor het jaar 2016 voor overslag-diensten zijn identiek aan die van 2015, met uitzondering van

99 Beslissing (B)160128-CDC-1442/2 betreffende de verlenging van de geldigheid van de vergoedingsmethodologie met betrekking tot de toegangsovereenkomst met Interconnector (UK) en het toegangsreglement van Interconnector (UK) tot het kalenderjaar 2016.100 Beslissing (B)1442/3 van 22 december 2016 betreffende de verlenging van de geldigheid van de vergoedingsmethodologie met betrekking tot de toegangsovereenkomst met Interconnector (UK) en het toegangsreglement van Interconnector (UK) tot het kalenderjaar 2017.101 Beslissing (B)151029-CDC-656G/31 betreffende het tariefvoorstel van FLUXYS BELGIUM NV voor de tarieven voor de aansluiting op en het gebruik van het transmissienet, alsook van de opslagdiensten en de ondersteunende diensten voor de jaren 2016-2019.102 Beslissing (B)161208-CDC-656G/33 betreffende de neutraliteitsheffing voor balancering en de waarde van de kleine aanpassing.

€/kW

h/h/

jaar

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20160,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

Figuur 17: Evolutie van de transmissietarieven voor aardgas (entry-exittarieven H-gas) van Fluxys Belgium van 2007 tot 2016 (Bron: CREG)


4. De aardgasmarkt

de toepassing van de inflatiegraad. Bij beslissing van 2 oktober 2014 (zie het jaarverslag 2014, p. 65), had de CREG immers deze nieuwe tarieven goedgekeurd voor 20 jaar.

c) Saldi

In juni 2016 keurde de CREG de exploitatiesaldi van Fluxys Belgium103 en van Fluxys LNG104 over het boekjaar 2015 goed. Hiervoor onderzocht de CREG de aangepaste tariefverslagen van beide ondernemingen en controleerde enerzijds het totale inkomen en anderzijds de exploitatiesaldi. Deze saldi vloeien voort uit de verschillen tussen de tarifaire schattingen en de werkelijk vastgestelde cijfers en volumes.

B. Distributienetten

De lezer wordt eveneens verwezen naar punt 3.1.3.5.B van dit verslag.

4.1.3. Grensoverschrijdende kwesties en marktintegratie

4.1.3.1. Toegang tot grensoverschrijdende infrastructuren

In het kader van de Europese verordening TEN-E nr. 347/2013105 die op 25 april 2013 is verschenen en die op 15 mei 2013 in wer-king is getreden, kunnen projectpromotoren tijdens een twee-jaarlijkse selectieronde investeringsprojecten indienen bij de Europese Commissie met het oog op het verkrijgen van de sta-tus van “project van algemeen belang” (hierna: PCI - Project of Common Interest). Enkel projecten die minstens één landsgrens binnen de Europese Unie overschrijden kunnen in aanmerking komen. Dankzij de PCI-status kan het project genieten van ver-snelde en meer doeltreffende procedures voor de toekenning

van vergunningen, alsook van aangepaste reguleringsvoorwaar-den. Daarnaast wordt ook een kosten-batenanalyse gemaakt van de PCI-projecten voor de verschillende landen die zich in de impactzone van deze projecten bevinden. Dit met het oog op eventuele grensoverschrijdende kostencompensaties indien projecten anders niet gerealiseerd zouden worden. Pas in laat-ste instantie kan er sprake zijn van subsidies van de Europese Commissie om de nodige werkzaamheden te helpen financie-ren, als de markt de financiering van de investeringskosten niet kan dragen en er toch belangrijke positieve externaliteiten aan het project verbonden zijn zoals marktintegratie, mededinging, aardgasbevoorradingszekerheid en duurzaamheid.

In 2016 werden de PCI-projecten opgevolgd die de Europese Commissie op 18 november 2015 bekend heeft gemaakt106. Deze lijst is het resultaat van een evaluatie van de bestaande PCI’s en nieuwe kandidaat-PCI-projecten in de zogenaamde ‘Regionale Groepen’ onder leiding van de Europese Commis-sie. Deze tweede PCI-lijst omvat geen infrastructuurprojecten op Belgische bodem maar wel een reeks van projecten in de omringende landen, met name in Duitsland, die een invloed kunnen hebben op het toekomstige gebruik van de Belgische aardgasinfrastructuur en daarom nauwgezette opvolging verei-sen. Eind 2016 werd dan weer gestart met de tweejaarlijkse actualisatie van de PCI-lijst binnen de ‘Regionale Groepen’ om een nieuwe lijst van PCI-projecten samen te stellen tegen het einde van 2017. In de periode lopende van 21 december 2016 tot 22 januari 2017 werden projectpromotoren door de Europese Commissie uitgenodigd om bestaande PCI-projecten opnieuw en/of nieuwe PCI-projecten in te dienen voor de selectie van de inmiddels derde PCI-lijst.

De lijst van Europese PCI-projecten wordt tweejaarlijks geactua-liseerd en gemonitord binnen de respectieve Europese regionale

werkgroepen. De CREG volgt deze activiteiten op binnen de werk-groep voor de regio NSI Gas West107. Naast de betrokkenheid van de CREG in het selectieproces en de monitoring van PCIs, is de CREG in nauw overleg met andere regulatoren en ACER om de uitvoering van de TEN-E verordening Nr. 347/2013 in goede banen te helpen te leiden. Dit behelst onder meer de beoordeling van de kosten en baten voor België die eventueel worden opgenomen in PCI-projecten in het buitenland en de eventuele daaruit volgende kostencompensaties voor buitenlandse projecten. Tot op heden is België niet betrokken in eventuele grensoverschrijdende kosten-compensaties voor de realisatie van PCI-projecten.

4.1.3.2. Analyse van het investeringsplan van de beheerder van het aardgasvervoersnet wat betreft de overeenstemming met het ontwikkelingsplan van het net in de gehele Europese Unie

De lezer wordt verwezen naar punt 4.4.2 van dit verslag.

4.1.3.3. Marktintegratie

België en de omringende landen vertegenwoordigen 58% van de Europese aardgasmarkt. België is gelegen in het centrum van belangrijke aardgascorridors in Noordwest-Europa en kent een intensieve grensoverschrijdende aardgashandel. Het Ne-derlandse TTF is de belangrijkste aanliggende handelsmarkt voor de verhandeling van aardgas (H-gas en L-gas) voor de Belgi-sche markt. In 2016 bedroegen de netto aardgastransacties van TTF naar ZTP 140,1 TWh. Het Britse NBP blijft een netto positief saldo vertonen van aardgastransacties naar ZTP (51,5 TWh in 2016). De aardgastransacties met beide Duitse aardgasmarkten kennen een snelle verandering van richting van stromen tussen exit naar Duitsland en entry naar België. Met het Noord-Duit-se Gaspool bedroegen de netto aardgastransacties naar ZTP

103 Beslissing (B)160622-CDC-656G/32 over het aangepast tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door NV FLUXYS BELGIUM voor het exploitatiejaar 2015.104 Beslissing (B)160622-CDC-657G/12 over het aangepast tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door NV FLUXYS LNG voor het exploitatiejaar 2015.105 Verordening (EU) Nr. 347/2013 van het Europees Parlement en de Raad van 17 april 2013 betreffende richtsnoeren voor de trans-Europese energie-infrastructuur en tot intrekking van Beschikking nr. 1364/2006/EG en tot wijziging van de Verordeningen (EG) nr. 713/2009, (EG) nr. 714/2009 en (EG)

nr. 715/2009. Gepubliceerd op 25 april 2013 en van toepassing met ingang van 15 mei 2013. 106 https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/5_2%20PCI%20annex.pdf107 North-South gas interconnections in Western Europe.


4. De aardgasmarkt

11,9 TWh in 2016 terwijl er netto aardgastransacties van ZTP met het Zuid-Duitse NCG worden genoteerd van 1,6 TWh in 2016. Frankrijk is sterk afhankelijk van aardgastransacties tussen ZTP en PEG Nord (183,4 TWh in 2016).

De prijscurven in figuur 19 geven de jaarlijkse gemiddelde day-aheadaardgasprijs (DAM) weer voor de Belgische aardgas-markt ZTP (sinds 1 oktober 2015 bestrijkt ZTP tevens de Luxem-burgse aardgasmarkt), het Nederlandse TTF en beide Duitse markten Gaspool en NCG. Deze prijscurven lopen samen wat erop wijst dat er vlotte grensoverschrijdende aardgashandel mogelijk is tussen deze markten. De jaarlijkse gemiddelde year- aheadaardgasprijs (Y+1) wordt tevens in beeld gebracht. Gezien de prijsconvergentie en -correlatie op de kortetermijnmarkt, kan de langetermijnprijs in Nederland en Duitsland ook worden ge-bruikt als referentieprijs voor de Belgisch-Luxemburgse markt.

De daling van de aardgasprijzen zet zich verder. De aardgasprijs-notering op ZTP ligt op ZTP gemiddeld het laagst op een niveau van 13,3 €/MWh. Dit is een aanzienlijk daling ten opzichte van de notering van 19,9 €/MWh in 2015 en 27,2 €/MWh in 2013.

Figuur 18: Netto aardgastransacties tussen Belgische aardgasmarkt ZTP* en de markten in de buurlanden van 2011 tot 2016 (in TWh/jaar,

H-gas en L-gas) (Bronnen: CREG, gegevens gasdata.fluxys.com)

2011 2012 2013 2014 2015 2016

TWh/

/jaar

naa

r ZTP

TTF Gaspool NCG PEG Nord NBP Totaal-220-200-180-160-140-120-100-80-60-40-20

020406080

100120140160180200220

* Sinds 1 oktober 2015 bestrijkt ZTP tevens de Luxemburgse aardgasmarkt.

Figuur 19: Gemiddelde jaarlijkse aardgasprijs op de day-ahead- en year-aheadmarkt (Bronnen: CREG, bewerkte gegevens afkomstig van icis.com, ice.com, eex.com en powernext.com)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0

5

10

15

20

25

30

35

€/M

Wh

ZTP DAM TTF DAM NCG DAM Gaspool DAM TTF Y+1 NCG Y+1 Gaspool Y+1


4. De aardgasmarkt

Integratie van de Belgische en Luxemburgse markt voor Hgas

Sinds 1 oktober 2015 is de Belgische en Luxemburgse markt voor H-gas geïntegreerd tot één enkele Belux-markt. Er is één balan-ceringszone voor H-gas die beide landen dekt via de oprichting van een uniek entry-exitsysteem met een gemeenschappelijk balanceringsregime en één handelsplatform (hub), het bestaande Zeebrugge Trading Platform (ZTP). Deze realisatie is het eerste voorbeeld van een marktintegratieproject tussen twee Europe-se lidstaten. Dit project sluit volledig aan bij de Europese ambitie om aardgasmarkten verder te integreren en werd op 13 juli 2016 voorgesteld als een pilootproject tijdens een workshop over de implementatie van het Gas Target Model108 georganiseerd bij de Oostenrijkse energieregulator E-Control. De volgende afbeelding geeft een beknopte weergave van het project.

Vóór 1 oktober 2015 vormden de twee markten voor H-gas on-afhankelijke nationale entry-exitsystemen waartussen intercon-nectiecapaciteit (Bras/Pétange) moest worden aangekocht door netgebruikers voor handel tussen België en Luxemburg. Na de integratie zijn deze capaciteitsreservatie en entry-exittarieven niet meer van toepassing en is het ZTP de enige handelsplaats voor aardgas van de BeLux-markt geworden. Bovendien gelden dezelfde balanceringsregels en werd er een gemeenschappelijk bedrijf opgericht door beide transmissiesysteembeheerders om de commerciële balancering van de geïntegreerde H-gasmarkt te beheren109. Tegelijkertijd hebben de twee transmissiesysteembe-heerders hun eigen identiteit en organisatiestructuur bewaard. De samenvoeging van de markten biedt extra efficiëntie en flexibiliteit aan leveranciers en grootverbruikers die in beide lan-den actief zijn. Ze brengt vooral een zichtbare verandering in de werking van de aardgasmarkt in Luxemburg aangezien de be-voorradingszekerheid van aardgas in Luxemburg gunstig wordt beïnvloed en de Luxemburgse afnemers gemakkelijk toegang

108 Zie ACER, European Gas Target Model - Review and Update. www.acer.europa.eu109 Op 7 mei 2015 werd Balansys nv in Luxemburg opgericht, de gemeenschappelijke balanceringsbeheerder (zie www.balansys.eu). Dit nieuwe bedrijf is nog niet actief in de geïntegreerde balanceringszone aangezien nog een aantal regulatoire procedures en goedkeuringen in behandeling zijn om

te voldoen aan de Belgische gaswet. Intussen verzorgt Fluxys Belgium de balanceringstaken van Balansys. Deze aanpak heeft geen gevolgen voor de marktintegratie die sinds 1 oktober 2015 een feit is.

Figuur 20: Integratie van de grensoverschrijdende Belgisch-Luxemburgse markten (Bronnen: coördinatie Fluxys Belgium, CREOS, ILR, CREG)

• Twee entry-exitmarkten met onderlinge capaciteitsvergoedingen

• Andere handelsplaats voor gas in België

• Twee onafhankelijke regelingen

• Eén enkele entry-exitmarkt die gebruik maakt van de bestaande

middelen van de transmissienetbeheerders

• Eén enkele handelsplaats voor gas op het BeLux ZTP

• Geharmoniseerde balanceringsregeling, een gemeenschappelijke

balanceringsovereenkomst

Eynatten

Remich

Fluxys

Belgium

Bras / Pétange

Bras / Pétange

Eynatten

Remich

Fluxys Belgium

Creos Creos

ZTP

ZTP

Gemeenschappelijke instantie

België-Luxemburg: gescheiden aardgasmarkten vóór 1 oktober 2015

België-Luxemburg: geïntegreerde aardgasmarkten na 1 oktober 2015

krijgen tot een meer concurrerende aardgasmarkt. De Luxem-burgse leveranciers beschikken voortaan over vereenvoudigde bevoorradingsmogelijkheden dankzij rechtstreekse toegang tot het ZTP en de Belgische opslag- en LNG-installaties.

Bovendien kunnen ze voortaan hun gekoppelde portefeuilles beheren in overeenstemming met het verbruik van hun klan-ten in beide landen samen.


4. De aardgasmarkt

4.2. Mededinging

4.2.1. Prijsmonitoring op groot- en kleinhandelsniveau

4.2.1.1. Studies uitgevoerd door de CREG in 2016

• Studie over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015

De studie over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015110 die de CREG in augustus 2016 heeft uitgevoerd, ana-lyseert de marktaandelen, de prijsvorming, het prijsniveau, de prijssamenstelling en de facturatie in de verschillende seg-menten (invoer, doorverkoop, levering aan residentiële afne-mers, industriële afnemers en elektriciteitscentrales) van de Belgische aardgasmarkt in 2015.

De Belgische aardgasmarkt staat jaar na jaar meer open voor concurrentie met de voortdurende komst van nieuwe leveranciers.

De studie buigt zich in het bijzonder over de bruto verkoop-marges op de verschillende marktsegmenten en over de types indexeringen. Gasnoteringen zijn de belangrijkste vector van de prijs in alle segmenten voor de eindverbruikers. Aardolie-noteringen zijn gemiddeld slechts in 5% van de industriële contracten opgenomen. Wat residentiële afnemers en kmo’s betreft, was 2015 een overgangsjaar voor de facturering van de vervoerscomponent. Die wordt vanaf nu gescheiden van de energiecomponent. Om de transparantie te bevorderen, wordt deze gescheiden facturering ook voor de andere segmenten aanbevolen.

• Studie over de aardgaslevering aan grote industriële klanten

Eind september 2016 maakte de CREG een studie111 over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in België in 2015. Deze klanten, rechtstreeks aangesloten op het net van Fluxys Belgium, vertegenwoordigen 28% van het verbruik van de Belgische eindklanten in 2015. Uit een analyse van de leve-ringscontracten blijkt dat zij vooral contracten met een korte looptijd (1 of 2 jaar) aangaan. Ze doen ook steeds meer een beroep op aardgasnoteringen, zowel upstream (bevoorra-dingscontracten) als downstream (verkoopcontracten). Verder heeft de CREG aanzienlijke verschillen vastgesteld in de ener-gieprijzen die worden gefactureerd aan grote industriële klan-ten. In 2015 situeren de contractprijzen zich tussen 18 en 31 €/MWh. Uit de analyse van het gemiddelde afnamegedrag blijkt een sterke daling van de jaarlijkse aardgasafname vanaf 2009. De economische crisis vanaf september 2008 ligt aan de ba-sis hiervan. Bovendien kent de geaggregeerde jaarlijkse aard-gasafname ook een seizoensgebonden karakter. In 2010 en 2012 vond het grootste aantal leverancierswissels plaats. Van het totale aantal industriële klanten verandert tussen 17% en 25% minstens éénmaal per jaar van leverancier. Concluderend kunnen we stellen dat de markt van grote industriële klanten (warmtekrachtkoppelingen inbegrepen) een dynamische markt is met veel concurrentie

• Andere studies

De lezer wordt verwezen naar punt 3.2.1.1. van dit verslag.

4.2.1.2. Vangnet


4.2.2. Monitoring van de transparantie en openstelling van de markt

• De REMITverordening


• Charter voor goede praktijken voor prijsvergelijkingswebsites voor elektriciteit en gas


4.3. Consumentenbescherming

De lezer wordt verwezen naar punt 3.3. van dit verslag.

110 Studie (F)160825-CDC-1548 over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015.111 Studie (F)160929-CDC-1570 over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in België.


4. De aardgasmarkt

4.4. Bevoorradingszekerheid

4.4.1. Monitoring van het evenwicht tussen vraag en aanbod

A. Aardgasvraag

In 2016 lag het totale aardgasverbruik op 179,4 TWh. Dit is een stijging van 2,1% ten opzichte van het verbruik in 2015 (175,8 TWh). De minder zachte temperaturen in 2016 in verge-lijking met 2015 hebben, hoewel niet zeer afwijkend van een normaal jaar, tot een stijging van de verwarmingsnoden geleid van meer dan 10% volgens de ramingen. Deze vaststelling verklaart deels de toename van de aardgasvraag op de distri-butienetten met 5,6%. In deze omstandigheden bedroeg het aandeel van de aardgasafname op de distributienetten 51,8% in 2016 (tegenover 50,1% in 2015). Ondanks de sterke daling van de aardgasprijzen op de groothandelsmarkt, die van 19,9 €/MWh in 2015 teruggevallen zijn naar 13,8 €/MWh in 2016 (-31%), is er geen nieuwe heropleving van de vraag vastge-steld bij de grote verbruikers, zoals het geval was in 2015. Het industriële aardgasverbruik is verminderd met 3,2%, terwijl hetardgasverbruik voor elektriciteitsproductie met nauwelijks 0,2% is toegenomen.

Tabel 13: Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische aardgasvraag van 2002 tot 2016 (in TWh) (Bron: CREG)

Gebruikerssegment 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2016/2015

Distributie 78,3 83,1 88,3 87,2 88,3 82,6 88,5 87,6 101,2 82,5 91,9 97,9 79,6 88,1 93,0 +5,6%

Industrie (recht streekse afnemers) 54,7 50,7 49,3 50,2 50,2 50,0 47,8 39,2 46,9 47,0 45,5 42,8 41,1 43,1 41,8 -3,2%

Elektriciteitsproductie (gecentraliseerd park) 40,9 51,1 49,7 52,5 51,9 56,7 54,6 67,3 67,1 53,9 48,1 42,5 39,7 44,6 44,7 +0,2%

Totaal 173,9 184,9 187,3 189,9 190,4 189,3 190,9 194,2 215,3 183,4 185,6 183,2 160,4 175,8 179,4 +2,1%

Figuur 21: Verdeling per gebruikerssegment van de Belgische vraag naar H-gas en L-gas in 2015 en 2016 (Bron: CREG)

0

20

40

60

80

100

Elektriciteitsproductie DistributienettenIndustriële afnemers

2015 TWh 2016 TWh

Totaal H L Totaal H L Totaal H L


4. De aardgasmarkt

B. Aardgasbevoorrading

De aardgasleveranciers hebben de keuze uit een waaier van in-gangspunten voor toegang tot het aardgasvervoersnet om zo-wel nationale als internationale aardgastransacties uit te voeren en hun Belgische klanten met H-gas te bevoorraden. De aard-gasklanten die L-gas verbruiken worden rechtstreeks bevoor-raad vanuit Nederland of onrechtstreeks, in tegenstroom, via het interconnectiepunt Blaregnies met Frankrijk. De invoer van

LNG, hoofdzakelijk uit Qatar, via de terminal van Zeebrugge ver-tegenwoordigt in 2016 een aandeel van 3,9% van de gemiddel-de invoerportefeuille voor de Belgische markt. Zeebrugge is het belangrijkste bevoorradingspunt voor de Belgische aardgascon-sumenten en vertegenwoordigt in 2016 een aandeel van 36,6%. Virtueel is er invoer via het interconnectiepunt met Frankrijk te Blaregnies, zowel voor H-gas als voor L-gas, door nominaties in tegenstroom van grens-tot-grens aardgasstromen die initieel bedoeld zijn voor de Franse markt.

Globaal leiden de bevoorradingsportefeuilles van de individue-le aardgasleveranciers tot een gespreide bevoorrading volgens contracttype. Het aandeel van de rechtstreeks met de aard-gasproducenten afgesloten langetermijncontracten, met een resterende looptijd van meer dan 5 jaar, daalt verder (43,7% in 2016 tegenover 48,2% in 2015, 51,1% in 2014 en 55,5% in 2013) maar blijft de belangrijkste component. De totale bevoor-rading via bevoorradingscontracten rechtstreeks afgesloten met aardgasproducenten bedraagt 57,9% (59,9% in 2015). De

Figuur 22: Evolutie van het aardgasverbruik per gebruikerssegment van 1990 tot 2016 (1990=100), aangepast op basis van de klimaatveranderingen (Bron: CREG)

huishoudelijk & equivalent

industrieelektriciteits-

productie

totaal

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

100 99 105 109 116 116 113 122 129 134 143 137 146 145 155 158 162 169 164 166 157 173 164 163 179 173 167

100 92 100 103 111 124 132 131 138 149 155 145 152 141 137 140 139 139 132 109 130 130 126 119 114 120 116

100 118 122 127 133 161 171 180 240 295 271 255 278 348 338 357 353 386 372 458 457 367 328 289 270 303 304

100 99 105 109 116 125 129 134 148 162 165 156 166 171 172 177 178 186 179 182 186 182 170 161 164 168 165

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

340

360

380

400

420

440

460


4. De aardgasmarkt

netto bevoorrading op de groothandelsmarkt kent een stijging in 2016 tot 42,1% (40,1% in 2015). Langetermijncontracten met aardgasproducenten blijven de ruggengraat in de porte-feuille van de belangrijkste leveranciers op de Belgische markt maar steeds meer bevoorraden leveranciers zich op de groot-handelsmarkten (hubs).

In 2016 waren er in totaal 23 leveringsondernemingen actief op de Belgische markt (zelfde groep als in 2015). Electrabel (Engie) 35% (31% in 2015)) en ENI S.p.A. 23% (24% in 2015) beheersen samen 58% (55% in 2015 en 60% in 2014) van de aardgasleveringen aan de grootverbruikers rechtstreeks aangesloten op het vervoersnetwerk en de distributienetten. De derde grootste leverancier is EDF Luminus met een sta-biel aandeel van 10% in 2016. De overige 20 leveringsonder-nemingen (samen een marktaandeel van 32%) beschikken elk over een marktaandeel van maximaal 5% waarvan 9 leve-ringsondernemingen met een aandeel van elk nog geen 1%. De marktconcentratie is stabiel gebleven in 2016 ten opzichte van 2015.

Figuur 23: Verdeling van de instroom van aardgas per ingangszone

in 2016 (Bron: CREG)

* De ingangspunten van Blaregnies worden “in tegenrichting” gebruikt van de fysieke stromen (“reverse flow”) door gebruik te maken van de op die punten overheersende doorvoerstromen.

Figuur 24: Samenstelling van de gemiddelde

bevoorradingsportefeuille van de leveranciers die in 2016

in België actief waren (Bron: CREG)

Spotbevoorrading en contracten met een looptijd van minder dan een jaar Contracten voor minstens één jaar afgesloten met andere leveranciers Contracten met producenten die vervallen binnen vijf jaar Contracten met producenten die nog meer dan vijf jaar lopen

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figuur 25: De samenstelling van de gemiddelde bevoorradingsportefeuille voor de Belgische aardgasmarkt 2000-2016 (aandelen in%)

(Bron: CREG)

Westen (Zeebrugge) 37%

LNG terminal 4%

Noorden (Zelzate, Zandvliet)

2%

Noorden (L - gas))27%

Noordoosten (‘s-Gravenvoeren, Dilsen)

23%

Est (Eynatten)

7%

Blaregnies* (H-gas)

1%

Blaregnies* (L - gas)

0%

Contracten met de producenten > 5 jaar

44%

Contracten met de producenten < 5 jaar14%

Andere contracten > 1 jaar4%

Andere contracten < 1 jaar38%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


4. De aardgasmarkt

4.4.2. Toezicht op de investeringsplannen van de beheerder van het aardgasvervoersnet

Het aardgasvervoersnet in beheer van Fluxys Belgium is uit-gegroeid tot een belangrijk kruispunt van vervoersleidingen in Noordwest-Europa met een topscore als het gaat over kop-pelingen met naburige vervoersnetwerken. De invoercapaci-teit bedraagt meer dan 10 miljoen kubieke meter aardgas per uur (100 GWh/uur), met aardgasstromen in twee richtingen en zonder congestieproblemen. Deze maturiteit verklaart dat

grote uitbreidingsinvesteringen niet onmiddellijk op het pro-gramma staan. Daarnaast zal echter de noodzaak om delen van de vervoersinstallaties te vernieuwen toenemen.

Er zijn enkele ongunstige evoluties die nieuwe investeringen minder vanzelfsprekend maken. Er is een algemene stagnatie tot daling van de aardgasvraag die verder gekenmerkt wordt door een grotere volatiliteit. Er wordt steeds meer vervoers-capaciteit besteld voor de korte termijn zonder zich nog te ver-binden tot langlopende vervoerscontracten met de beheerder van het aardgasvervoersnet. Verder heerst er onzekerheid over de inzet van aardgasgestookte centrales voor toekomstige elektriciteitsproductie.

Fluxys Belgium heeft in 2016 een indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net (2017-2026)112 opgesteld conform artikel 15/1, §5 van de gaswet. De CREG heeft dit plan geëvalu-eerd in samenhang met het Europees 10-jareninvesteringsplan van ENTSO-G (TYNDP 2015) en het regionale investeringsplan (GRIP) van de netbeheerders van Noordwest-Europa. Er wer-den geen knelpunten vastgesteld. De belangrijkste uitdaging die zich aandient is de conversie van het gescheiden L-gas-vervoersnetwerk opdat geëvolueerd kan worden naar een Belgische aardgasmarkt die uitsluitend bevoorraad wordt met H-gas. Deze conversie dringt zich op omdat geen nieuwe lange-termijncontracten vanuit Nederland zullen worden afgesloten voor de levering van L-gas gezien het Nederlandse beheer van de resterende L-gasvoorraden. Bovendien heeft de Nederland-se regering ingrijpende maatregelen genomen om de winning van L-gas uit het Groningenveld aan banden te leggen wegens de risico’s op aardbevingen in Noord-Nederland. In 2016 heeft de CREG met Fluxys Belgium verder overlegd om een efficiënt L/H-omschakelplan uit te werken voor het aardgasvervoersnet met waarborg van de nodige vervoerscapaciteit voor de L-gas-leveringen naar Frankrijk dat tevens zal starten met een om-schakelprogramma. Het doel is om tegen 2029 het Belgische

aardgassysteem volledig te voorzien met H-gas. Fluxys Bel-gium heeft vervolgens dit indicatief omschakelplan getoetst en verder verfijnd met de distributienetbeheerders binnen Synergrid113 met oog op het bekend maken van een indicatief L/H-omschakelplan door Synergrid tijdens een informatieses-sie op 1 juli 2016. Inmiddels is dit indicatief L/H-omschakelplan opgenomen in het indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net en is Fluxys Belgium klaar om in 2018 te beginnen met de stelselmatige uitvoering van de voorgestelde omscha-keling van L-gas naar H-gas en in 2029 af te ronden.

Onder impuls van nieuwe LNG-stromen en de marktontwik-kelingen voor LNG als scheepsbrandstof, kent de LNG-termi-nal van Zeebrugge een belangrijke uitbreiding. Een tweede aanlegsteiger voor LNG-schepen is in dienst genomen eind december 2016. Zowel grote als kleine LNG-schepen kun-nen laden en lossen via deze nieuwe aanlegsteiger. De klei-ne LNG-schepen kennen een belangrijke opkomst om andere schepen te bevoorraden die LNG als brandstof gebruiken of voor de bevoorrading van kleine bunkerterminals. Verder wordt de LNG-terminal van Zeebrugge uitgebreid met de bouw van een vijfde tank met een capaciteit van 180.000 m³ LNG (2015-2018). Deze investering is nodig om vanaf 2018 ijsbre-ker-LNG-schepen te ontvangen vanuit het noordoosten van Siberië (Yamal LNG). Via de LNG-terminal kan dan de LNG-la-ding worden gelost en later overgebracht naar de gebruikelijke LNG-schepen die het vervoer kunnen verderzetten.

Een beperkte jaarlijkse groei op de distributienetwerken van ongeveer 1% en de verwachte evolutie van industriële aard-gasafnemers en elektriciteitscentrales leiden tot een aantal (lokale) versterkingen die aanzienlijk lager liggen dan in de voorbije jaren. Bovendien blijft de realisatie van deze investe-ringen afhankelijk van voldoende vergoeding van de capaciteit door de eindgebruikers.

Figuur 26: Marktaandelen van de leveringsondernemingen op het

vervoersnet in 2016. (Bron: CREG)

* Leveringsondernemingen met elk een marktaandeel van minder dan 1%: Progress Energy Services BVBA, E.ON Global Commodities SE, natGAS Aktiengesellschaft, Total Gas & Power Ltd, Vattenfall Energy Trading Netherlands NV, Belgian Eco Energy NV, Enovos Luxembourg SA, European Energy Pooling BVBA, Antargaz SA, Getec Energy AG, Direct Energie, Enel Trade S.p.A.

112 http://www.fluxys.com/belgium/en/About%20Fluxys/Investment/Investment.113 Federatie van de vervoers- en distributienetbeheerders elektriciteit en aardgas in België.

Wingas GmbH 4%

Eni S.p.A. 23%

EDF Luminus SA 10%

Lampiris SA 4%

Total Gas & Power Ltd 1%Vattenfall Energy Trading Netherlands NV 3%

ArcelorMittal Energy S.C.A. 2%

Société Européenne de Gestion de l'Énergie SA 1%

Electrabel 35%

Eneco België BV 1%Gas Natural Europe SAS 3%

Statoil ASA 4%

RWE Supply & Trading GmbH 5%

Enel Trade S.p.A. 1%

Overige 3%


4. De aardgasmarkt

De Europese investeringscontext is in evolutie met enerzijds wijzigend gedrag aan de vraagzijde en anderzijds de grotere aandacht van de Europese regelgeving om trans-Europese gascorridors te realiseren (zie 4.1.3.1) niet enkel ten behoe-ve van fysische bevoorradingsnoodzaak maar tevens om de marktintegratie, de mededinging, de voorzieningszekerheid en de duurzaamheid te bevorderen. Kostenbewustzijn blijft evenwel van kernbelang voor de CREG en het is duidelijk dat er grotere aandacht zal uitgaan voor alternatieve oplossingen om gestrande investeringen te vermijden en de competitiviteit van aardgas te vrijwaren. Grensoverschrijdende investerings-beslissingen worden meer en meer onderworpen aan nieuwe criteria die het nationaal belang overstijgen.

4.4.3. Voorspellingen van de toekomstige vraag, beschikbare reserves en bijkomende capaciteit

• VraagIn figuur 27 worden de vooruitzichten weergegeven van de totale Belgische aardgasvraag volgens het referentiescenario van de CREG dat gehanteerd wordt voor de opvolging van de nodige investeringen op het netwerk van Fluxys Belgium. Deze totale aardgasvraag wordt bepaald door de som te ma-ken van het verwachte verbruik door de residentiële sector, de tertiaire sector, de industrie en de elektriciteitsproductie. Het betreft hier de evolutie genormaliseerd om rekening te hou-den met de temperatuur. Rekening houdend met de talrijke onzekerheden op dit moment zijn deze vooruitzichten sterk hypothetisch en kunnen deze op korte termijn wijzigen bij ver-anderende marktomstandigheden. Er is vooral een grote ge-voeligheid waar te nemen met betrekking tot de aanwending van bestaande en de bouw van nieuwe aardgasgestookte elek-triciteitscentrales, de concurrentiepositie van aardgas in de energiemix (in het bijzonder voor grootverbruikers), de econo-mische vooruitzichten en de rol van aardgas in de transitie naar een koolstofarme economie. In de vooruitzichten wordt een raming opgenomen van de groei van de H-gasvraag ter vervan-ging van de L-gasvraag en dit volgens het L/H-omschakelplan

opgenomen in het indicatief tienjarenplan voor de ontwikkeling van het net van Fluxys Belgium (zie punt 4.4.2 van het huidi-ge verslag). Er wordt een beeld geschetst van een geleidelijke convergentie naar één geïntegreerde H-gasmarkt binnen een context van stagnerende aardgasvraag behoudens koerswijzi-gingen of schokken die momenteel onvoorzienbaar zijn. • Bevoorrading Het aantal invoerders van H-gas voor de Belgische markt groeit en bedraagt momenteel 23 (zoals in 2015). Geaggregeerd over de invoerders is er een sterke graad van diversificatie, zowel in termen van bevoorradingsbronnen als -routes. De aardgas-markt kent, mede onder impuls van de Europese marktorga-nisatie, steeds meer aardgastransacties op korte termijn, een hogere intensiteit van de handel, een sterkere volatiliteit en een grotere internationale arbitrage en prijskoppeling van de

Figuur 27: Verwachtingen voor de vraag naar aardgas in België tot in 2026 (GWh, genormaliseerde t°, H+L) (Bron: CREG)

H + L H L

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

GWh

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Europese marktplaatsen. In België zijn de omstandigheden voor het aantrekken en verdelen van aardgasstromen gun-stig en dit kan versterkt worden door de geleidelijke overgang naar één geïntegreerde H-gasmarkt in 2029. Het op peil hou-den van de marktliquiditeit in België is essentieel voor zowel de Belgische bevoorradingszekerheid als voor de “uitvoer” van bevoorradingszekerheid naar andere afzetmarkten in Noordwest-Europa.

Voor de bevoorrading in L-gas zijn er momenteel 17 (19 in 2015) leveranciers (die tevens actief zijn op de Belgische H-gasmarkt) die quasi uitsluitend aangewezen zijn op het interconnectie-punt Poppel/Hilvarenbeek voor de bevoorrading vanuit Neder-land. Evoluties op de Belgische L-gasmarkt zullen sterk bepaald worden door de geleidelijke omschakeling van L-gasklanten op H-gas.


4. De aardgasmarkt

4.4.4. Dekking van de piekafnames

De piekafname van aardgas in 2016 werd genoteerd op maan-dag 18 januari. Het Belgisch aardgasverbruik bedroeg toen 957 GWh (933 GWh in 2015), ofwel 1,95 maal het gemiddelde dag-verbruik. De distributienetten vertegenwoordigden 65% van de piekafname, 21% was bestemd voor de elektriciteits productie en de resterende 14% werd afgenomen door de industrie.

Het piekdagverbruik van 957 GWh op maandag 18 januari 2016 werd gedekt door een waaier van aardgasbronnen. Via Neder-land was er een nettoaardgastoevoer die 54% van de piek-vraag dekte (27% H-gas en 27% L-gas). 33% was rechtstreeks afkomstig van de Noorse aardgasvelden in de Noordzee via de Zeepipe in Zeebrugge. De gasstromen die door Duitsland transiteerden, dekten 3% van de piekvraag. Daarnaast stond de ondergrondse opslag van Loenhout voor 8% in, 1% was afkomstig van de LNG-terminal van Zeebrugge en 1% was afkomstig van de omzetting van H-gas in L-gas door de toe-voeging van stikstof via de kwaliteitsconversiefaciliteiten van netbeheerder Fluxys Belgium.

Figuur 28: Verdeling van de piekafname per gebruikerssegment in

2016 (Bron: CREG)

Figuur 29: Verdeling van de aardgasbronnen voor de dekking van de

piekafname in 2016 (Bron: CREG)

Elektriciteitsproductie21%

Industrie14%

Distributienetten65%

Maandag 18 januari 2016957 GWh

Duitsland 3%NL L - gas

27%

Conversie L - gas 1%

NL H-gas 27% Noorwegen

33%

LNG 1%

Opslag Loenhout 8%

Maandag 18 januari 2016957 GWh


5. De CREG

De CREG

5


5. De CREG

5.1. Directiecomité en personeel van de CREG Het directiecomité staat in voor het operationeel bestuur van de CREG en stelt alle handelingen die nodig of dienstig zijn voor de opdrachten die het door de elektriciteitswet en gaswet worden toevertrouwd. De voorzitter en de drie directeurs die het directiecomité vormen, worden benoemd bij een in ministerraad overlegd koninklijk besluit voor een eenmalig hernieuwbaar mandaat van zes jaar. Zij vormen een college dat volgens de gewone regels van beraadslagende vergaderingen beraadslaagt.

Sinds 1 september 2013 wordt het voorzitterschap van het directiecomité, inclusief het management van de CREG, waargenomen door mevrouw Marie-Pierre Fauconnier. De drie directeurs zijn de heer Laurent Jacquet, directeur van de controle prijzen en rekeningen, de heer Koen Locquet, direc-teur van de administratieve directie en de heer Andreas Tirez, directeur van de technische werking van de elektriciteits- en aardgasmarkten.

Op 31 december 2016 telde de CREG, buiten het directie-comité, 70 personeelsleden.


5. De CREG

Tabel 14: Directies en personeelsleden van de CREG op 31 december 2016

VOORZITTERSCHAP VAN HET DIRECTIECOMITÉFAUCONNIER Marie-Pierre Voorzitster van het DirectiecomitéDEVACHT Christiane DirectieassistenteFIERS Jan Secretaris van het DirectiecomitéDE VREESE Annemarie Communicatieverantwoordelijke VAN HAUWERMEIREN Geert Europees strategisch adviseurCASTELEYN IsabelDE PEUTER Caroline Eerstaanwezende adviseursCOZIGOU Liana Adviseur

DIRECTIE TECHNISCHE WERKING VAN DE MARKTEN TIREZ Andreas Directeur

GOOVAERTS Wendy DirectieassistenteVAN KELECOM Inge Polyvalente secretaresseGHEURY JacquesMARIEN Alain MEES Emmeric VAN ISTERDAEL IvoWILBERZ Eric HoofdadviseursCLAUWAERT Geert CUIJPERS Christian DE WAELE Bart FONTAINE ChristianPONCELET Yves Eerstaanwezende adviseursFILS Jean-FrançoisMAENHOUDT MarijnSCHOUTTEET NicoVERHELST Clara Adviseurs

DIRECTIE CONTROLE PRIJZEN EN REKENINGENJACQUET Laurent DirecteurFELIX Kim DirectieassistenteCORNELIS Natalie LAERMANS Jan Hoofdadviseurs

ALLONSIUS JohanBARZEELE Elke DEBRIGODE PatriciaDUBOIS FrédéricHERNOT KurtJOOS Benedikt MAES Tom SOFIAS Anastasio Eerstaanwezende adviseursCOBUT Christine LIBERT BriceMAY Kristof PIECK An WILMART Gilles Adviseurs

DIRECTIE ALGEMENE ZAKENLOCQUET Koen DirecteurSELLESLAGH Arlette Directieassistente

Adviesraad gas en elektriciteit DE LEEUW Han HERREZEEL Marianne Adviseurs

Algemene administratie BAUWENS EviSAMYN EmilieVAN ZANDYCKE Benjamin VertalersLOI Sofia Coördinator administratie en logistiekJUNCO Daniel Logistiek medewerkerDE DONCKER NadineHAMELRIJCKX MaryseWYNS Evelyne Polyvalente bedienden

Dienst HRSMEDTS Hilde Eerstaanwezend juridisch adviseurQUERTINMONT Carole Adjunct-adviseurVAN MAELE Nele Administratief assistente

Dienst informaticaDAELEMAN Kurt Systeem- en netwerkbeheerderGORTS-HORLAY Pierre-Emmanuel Adjunct-informaticus

FinanciënSCIMAR Paul Verantwoordelijke van de dienst FinanciënLECOCQ Nathalie BoekhoudsterCROMBEZ Thomas Boekhoudkundig en administratief medewerker PINZAN Laurent Administratief medewerker

Studiedienst, documentatie en archieven BOUCQUEY Pascal HoofdadviseurCHICHAH Chorok DETAND Maria-IsabellaGODDERIS Philip HEREMANS Barbara ROOBROUCK Myriam STEELANDT Laurence ZEGERS Laetitia

Eerstaanwezende adviseursHENGESCH Luc Documentalist


5. De CREG

5.2. Adviesraad Gas en Elektriciteit

De Adviesraad Gas en Elektriciteit is een adviesinstantie en een discussieforum opgericht bij de CREG en de federale mi-nister bevoegd voor Energie.

Hij heeft als taak: - op eigen initiatief of op verzoek van de minister richtsnoeren

te bepalen voor de toepassing van de elektriciteitswet en de gaswet en de uitvoeringsbesluiten ervan;

- een advies te formuleren betreffende elke kwestie die hem door het Directiecomité van de CREG wordt voorgelegd;

- een discussieforum te zijn over de doelstellingen en strate-gieën van het energiebeleid.

De Adviesraad heeft in 2016 zes plenaire vergaderingen gehouden.

Het voorzitterschap werd waargenomen door de heer Peter Claes en het vicevoorzitterschap door de heer Jean-François Tamellini.

De regelmatige deelname van een vertegenwoordiger van de federale minister voor Energie heeft het de Adviesraad moge-lijk gemaakt zijn werk toe te spitsen op de meest dringende as-pecten en periodiek op de hoogte gehouden te worden van de regeringsbekommernissen op het vlak van gas en elektriciteit. De talrijke vragen gesteld door de leden aan de vertegenwoor-diger van de minister maakten het mogelijk de minister op de hoogte te houden van de bekommernissen van de Adviesraad.

De Adviesraad heeft in 2016 vier adviezen uitgebracht. De werkgroepen 'marktwerking elektriciteit', 'prijzencomponen-ten’, ‘SoS’ (security of supply) en ‘hernieuwbare energie’ heb-ben respectievelijk gewerkt aan de opstelling ervan.

Advies nr. 65 over de studie 1520 van de CREG getiteld “Study on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot ex-change on 22 September and 16 October 2015” (hierna volgt het volledige advies):

1. De Adviesraad dankt de CREG voor de diepgaande en dui-delijke analyse van de oorzaken van de prijspieken op de betrokken dagen. Hij onderschrijft deze analyse en de aan-bevelingen van het Directiecomité.

2. De Adviesraad ziet op een aantal punten nog mogelijkheden tot verdere analyse, bv. van de volgende aspecten:

• Evolutie van de beschikbare productiecapaciteiten in de Elia-regelzone tussen 22 en 23 september;

• Verdere analyse van het belang van “LTA coverage” (cfr. p. 59 van de studie), dit mede met het oog op de implemen-tatie van de Forward Capacity Allocation code.

Hij nodigt de CREG dan ook uit op deze punten een verdere analyse uit te voeren.

3. Voor de Adviesraad is het van essentieel belang dat de be-schikbare interconnectiecapaciteiten in alle omstandighe-den optimaal worden benut. Hij is dan ook bezorgd over hun ogenschijnlijk suboptimaal gebruik voor de betrokken onder-zochte dagen en de impact daarvan op de elektriciteitskos-ten van de gebruikers in de verschillende betrokken landen. Hij roept de betrokken overheden, regulatoren, TSO’s en beurzen ertoe op verder onderzoek te voeren of dit struc-turele oorzaken heeft en waar nodig verbeteringen aan de berekenings- en allocatiemethode uit te werken:

• Om het effect van loopflows op de beschikbare intercon-nectiecapaciteiten voor de markt te beperken en de oor-zaken ervan in kaart te brengen;

• Om, op basis van de lopende studie, het fenomeen van de “flow factor competition” in kaart te brengen; alleszins dient te worden vermeden dat kleinere regelzones sys-tematisch het slachtoffer worden van congesties omwille van de ingebouwde maximalisatie van de “social welfare” van de gehele prijszone.

De Adviesraad nodigt de CREG uit de resultaten van de studie toe te lichten in de werkgroep.

4. De Adviesraad steunt de voorstellen van de CREG om tot oplossingen te komen en dringt erop aan dat deze zo spoe-dig mogelijk worden geïmplementeerd, dit bv. door ze op te nemen in de capaciteitsberekeningmethodologie.

Advies nr. 66 over de studie 1540 van de CREG betreffende “het gebruik van elektriciteitsmeters op laagspanning in Bel-gië” (hierna volgt het volledige advies):

De Adviesraad bedankt het Directiecomité voor studie 1540 betreffende "het gebruik van elektriciteitsmeters op laagspan-ning in België" van 26 mei 2016.

Doel van deze studie is de verstrekking van een kadaster van de huidige elektriciteitsmeters (enkelvoudig, tweevoudig & ex-clusief nacht) op laagspanning in België, en de verstrekking aan huishoudelijke consumenten, prosumers en kmo's van aanbevelingen betreffende de keuze tussen metertypes, in functie van hun verbruiksprofiel.

Deze studie gaat over meters op laagspanning met enkelvou-dig tarief, met tweevoudig tarief of met exclusief nacht tarief. De intelligente meters worden niet geanalyseerd omdat ze momenteel een beperkt marktaandeel hebben.

De Adviesraad stelt vast dat de CREG in deze studie ervoor gekozen heeft om een momentopname uit te voeren van de actuele situatie met het oog op de evolutie sinds 2010. Voor de Adviesraad biedt deze studie dan ook een belangrijk inzicht in de situatie van het huidige meterpark.

De Adviesraad deelt de aanbeveling die het Directiecomité in deze studie formuleert en die huishoudelijke consumenten, prosumers en kmo’s ertoe aanzet om de prijzen van diverse elektriciteitsleveranciers te vergelijken, in het bijzonder via si-mulatiewebsites van de regulatoren zelf of die waaraan een


5. De CREG

label is toegekend door de CREG waarvan de principes in over-leg met de Adviesraad werden besproken.

Aanvullend wenst de Adviesraad de volgende aanbevelingen/overwegingen te formuleren:

1. In de conclusie van dit onderzoek raadt de CREG huishou-delijke consumenten, prosumers en kmo's aan om hun ver-bruiksprofiel nauwkeurig te bepalen, om op basis daarvan de meest geschikte meter (enkelvoudig/tweevoudig/exclu-sief nacht) te bepalen en eventueel te veranderen. Een der-gelijke verandering kan een besparing tot wel 100 € per jaar opleveren.

Zonder het debat over slimme meters te willen aansnijden, is het voor de Adviesraad onmiskenbaar dat de introductie van slimme meters de komende jaren een rol zal spelen in de toekomst van het Belgische energielandschap.

Ter herinnering: de Commissie beveelt de lidstaten aan –

afhankelijk van een kosten/baten-analyse per lidstaat – te overwegen om tegen 2020 een percentage slimme meters van 80% te installeren. De voormelde kosten-batenanaly-ses gaven in de 3 gewesten voor een volledige uitrol een negatief resultaat. Volgens de Adviesraad is het evenwel belangrijk dat de CREG deze evolutie vermeldt in deze aanbevelingen, wetende dat, zoals blijkt uit de studie, de afschrijvingstermijn van een verandering van meter (enkel-voudig/tweevoudig/exclusief nacht) – afhankelijk van het huidige type meter, de huidige metertarieven en het histori-sche meterinvesteringsbeleid van elke DNB – tussen 3 en 8 jaar bedraagt.

Naast deze studie moet er volgens de Adviesraad tevens

rekening worden gehouden met de opportuniteiten die slimme meters bieden voor de verdere ontwikkeling van slimme netten, de verbetering van de marktwerking en om deel te nemen aan de bevoorradingszekerheid. De Adviesraad vraagt trouwens dat de bevoegde instanties een regulatoir kader vastleggen voor de zogenoemde “slimme” meetactiviteit.

2. De toenemende evolutie van lokale energieproductie via zonnepanelen heeft een grote invloed op het verbruiks-profiel van de betrokken “prosumers”.

Zoals vermeld in §1 beseft de Adviesraad wel degelijk dat de slimme meters geen voorwerp van deze studie uitmaakten.

De Adviesraad is wel van mening dat dit type meters

geschikt lijkt voor de prosumers. De aanbevelingen van studie 1540 kunnen volgens de Adviesraad dan ook niet als zodanig op hen van toepassing zijn.

De Adviesraad vraagt aan de CREG om op termijn, zodra het reglementair kader is bepaald, in haar aanbevelingen rekening te houden met deze verwachte evolutie.

3. Het Belgische energielandschap zal de komende jaren verder evolueren naar een decentraal energiesysteem, met een toenemend aandeel van hernieuwbare energieën op de markt.

Deze evolutie zal onmiskenbaar gevolgen hebben voor de productie- en prijsstructuur.

4. In haar aanbevelingen moedigt de CREG consumenten (huishoudelijk, prosumers en kmo's) aan om hun meter goed te kiezen in functie van hun verbruiksprofiel.

De Adviesraad wijst erop dat het voor consumenten soms niet eenvoudig is om hun "energieprofiel" exact te kennen.

Zij dienen rekening te houden met de tijdsindeling (dag/

nacht) die verschilt per DNB. Bovendien dienen zij oog te hebben voor het beleid van de DNB met betrekking tot de meters (aanbod, tarieven).

5. Wat betreft de afschrijvingstermijn voor de installatie van een nieuwe meter (geschat tussen 3 en 8 jaar door de CREG) vraagt de Adviesraad de CREG om een meer gede-tailleerde analyse per DNB van het huidige meterbestand,

en van de voorwaarden voor de plaatsing en vervanging van deze meters.

Ter samenvatting en conclusie bedankt de Adviesraad het Directiecomité voor deze uiterst interessante studie maar vraagt dat er in haar aanbevelingen rekening wordt gehou-den met de bovenvermelde suggesties.

Advies nr. 67 over de studie van Elia: “Nood aan ‘adequacy’ en flexibiliteit in het Belgische elektriciteitssysteem – periode 2017-2027” (hierna volgt het volledige advies):

• ContextOp vraag van minister Marghem heeft Elia, in haar studie over de nood aan ‘adequacy’ en flexibiliteit in het Belgische elektri-citeitssysteem – periode 2017-2027, twee essentiële aspecten van het elektriciteitssysteem in kaart gebracht, namelijk de nood aan ‘adequacy’ of het op elkaar afstemmen van de elek-triciteitsproductie en het verbruik, en de behoefte aan flexibili-teit in het elektriciteitssysteem.

De minister heeft op deze studie een sensitiviteitsanalyse ge-vraagd die gepubliceerd werd op 29/9/2016.

De Adviesraad heeft dit advies op 19 oktober 2016 goedge-keurd met onthouding van het ABVV.

• Bevindingen en aanbevelingen

1. De Adviesraad dankt Elia voor de studie en verwelkomt de gehanteerde methodologie als een bijdrage voor een kader voor de toekomst. De Adviesraad raadt aan om deze informatie en informatie uit aanvullend onderzoek mee te nemen in mogelijke beleidsopties ter invulling van een energievisie en/of pact voor de toekomst waarin de meest techno-economisch efficiënte oplossingen zich kunnen aanbieden en de nodige investeringen kunnen plaatsvinden met het oog op het garanderen van de bevoorradingszekerheid en het halen van de klimaat- en hernieuwbare energiedoelstellingen aan een betaalbare kost.


5. De CREG

Om bevoorradingszekerheid te kunnen garanderen leren we uit de resultaten van deze studie dat er, volgens de hy-potheses uit de studie (importcapaciteit, ontwikkeling van biomassa, beschikbaarheid van nucleaire eenheden, be-schikbaarheid van buitenlandse en binnenlandse productie, …), op korte termijn geen nood is aan een structureel blok voor adequacy in de base case. Echter, vanaf 2023-2025, blijkt dat het structurele blok zou toenemen tot 4000 MW in 2027 volgens de hypotheses uit de studie (importcapaciteit, beschikbaarheid van nucleaire eenheden, beschikbaarheid van buitenlandse en binnenlandse productie, …). Deze hy-potheses baseren zich op de sluiting van de kerncentrales tegen 2025, zoals voorzien in de wetgeving. De Adviesraad benadrukt dat onzekerheid die gecreëerd wordt rond de sluiting van deze centrales nefast is voor een goed werken-de elektriciteitsmarkt die moet zorgen voor de nodige inves-teringen in de toekomst.

2. We erkennen de bevinding van de studie dat import uit het buitenland een belangrijke rol in de Belgische bevoorradings-zekerheid speelt. Voldoende interconnecties met onze buur-landen kunnen de grootte van het structurele blok aanzienlijk verlagen en kunnen zorgen voor meer synergie met de buurlanden. In dat opzicht dient de optimale balans bepaald te worden tussen productie in eigen land en import met de laagst mogelijke maatschappelijke kost en rekening hou-dend met leveringszekerheid en met macro-economische elementen zoals de impact van de elektriciteitsproductie en van de resulterende gastransport- en elektriciteitskosten (inclusief de impact van meer convergerende prijzen met de buurlanden) en -opbrengsten op de Belgische economie (waaronder de resulterende impact op tewerkstelling in alle sectoren). Het lijkt de raad aangewezen dat voor het uit-voeren van een dergelijke kosten-batenanalyse een beroep gedaan wordt op de expertise van bijvoorbeeld het Federaal Planbureau, de Nationale Bank van België, …

a. Interconnecties en uitwisselingen tussen landen zijn po-sitief vanuit het Europese kader waarbinnen er naar een

eengemaakte markt en optimale dispatching gestreefd wordt. Een belangrijke kanttekening die we hierbij wen-sen te maken is dat het structureel, gegarandeerd en voorspelbaar ter beschikking zijn van deze interconnec-ties voor alle marktactoren over alle tijdshorizonten een primordiale voorwaarde is om deze positieve bijdrage te kunnen leveren. Garantie op de exacte beschikbare capa-citeit in de toekomst wordt vandaag niet gegeven.

b. De verantwoordelijkheid voor het contracteren van onder meer productiecapaciteit voor het honoreren van leve-ringscontracten ligt bij de leveranciers en evenwichts-verantwoordelijken. De Adviesraad benadrukt dat de beschikbaarheid van productiecapaciteit in het buitenland in dit kader eveneens een cruciale voorwaarde is voor de positieve bijdrage van interconnecties. De grootte van het structurele blok in België is daarom sterk afhankelijk van de situatie in de andere beschouwde landen. De studie brengt aan het licht dat de omvang van het structurele blok tot 8000 MW kan oplopen in een scenario waarbij meer buitenlandse productie-eenheden buiten werking worden gesteld. Het strekt dan ook tot aanbeveling om deze studie ook uit te voeren op Europese/regionale schaal, zoals aanbevolen in het tussentijds rapport van de Europese Commissie over de capaciteitsmechanismen.

Momenteel behoort bevoorradingszekerheid tot de soevereiniteit van elke lidstaat, hoewel de elektriciteits-voorziening geëvolueerd is naar een regionale schaal tus-sen geïnterconnecteerde landen. De Adviesraad vraagt de minister om binnen een Europees kader overleg te plegen en te werken aan een solide invulling van de regionale be-nadering van bevoorradingszekerheid waarin transparantie geboden wordt over de binnenlandse en buitenlandse aan-gehouden capaciteit. Dit moet leiden tot afspraken rond het aanhouden van de nodige zekere capaciteit in de ver-schillende regio’s en lidstaten (waaronder in België) en zekerheid bieden over de beschikbaarheid van de intercon-necties. Enkel op deze manier kan op een efficiënte manier

zekerheid van bevoorrading gegarandeerd worden in een geïnterconnecteerde markt en kunnen een duidelijk kader en gelijk speelveld geboden worden aan de marktspelers en investeerders.

3. De Adviesraad wenst erop te wijzen dat de studie niet voor-ziet in een inschatting van de kosten en baten bij een aantal mogelijke configuraties van het structurele blok en evenmin wat de impact is op de Belgische elektriciteitsprijzen bij het invullen van het structurele blok met de mogelijke configu-raties. Zo blijkt uit de studie dat een groot gedeelte van het structurele blok tegen 2027 een laag aantal werkingsuren zal tellen die specifiek voor de invulling van de Belgische bevoorradingszekerheid nodig zijn. Dit kan in het geval van productie-eenheden en opslag een invloed hebben op de rendabiliteit van deze capaciteiten indien zij niet competitief zijn op de elektriciteitsmarkt in de andere uren. Hierbij vallen verder volgende punten op in de studie:

a. De studie analyseert twee scenario’s met betrekking tot de evolutie van de ontwikkeling van hernieuwbare ener-gieproductie: een scenario waarbij er wordt voldaan aan de hernieuwbare energiedoelstellingen en een bijkomend scenario met een hogere ontwikkelingssnelheid. We leren uit de studie dat het steeds groeiende aandeel van produc-tievermogen op basis van hernieuwbare energiebronnen in vergelijking met stuurbare capaciteit een beperkte invloed heeft op de grootte van het structurele blok gezien productie uit winden zonne-energie minder aanwezig is op de piek-momenten en haar impact tijdens de uren van structureel tekort dus kleiner is, maar dat de gebruiksuren van het blok wel minderen. Uit de resultaten van de studie blijkt dat de verminderde nood aan structureel blok door bijkomende capaciteit aan hernieuwbare productie grotendeels wordt gecompenseerd door een hogere nood aan installaties voor balancing ten gevolge van een hoger aandeel intermittente bronnen (voornamelijk offshore). De invulling van deze nood aan flexibiliteit kan een deel zijn van het structurele blok.


5. De CREG

b. De studie bekijkt in welke mate flexibiliteit, opslag en vraagbeheer een invloed heeft op de grootte van het structurele blok. Hieruit zien we dat ook een hogere flexi-biliteitsgraad op het desaggregatieniveau van de studie een relatief lage bijdrage levert aan de vermindering van de grootte van het structurele blok maar dat het aantal werkingsuren van het structurele blok vermindert.

c. De studie leert dat een sterkere groei van de elektriciteits-vraag, de grootte van het structureel blok met 1000 MW kan verhogen. Dit wijst enerzijds op de vraagverhogende impact van elektrificatie en anderzijds op de vraagverla-gende impact van energie-efficiëntie in het kader van de bevoorradingszekerheid.

De Adviesraad vraagt om een brede systeemkostenba-tenanalyse te maken op een meer gedesaggregeerd niveau met een open invulling van het structurele blok (productie en vraag, bestaande en nieuwe productiecapaciteit, innovaties zoals demand response, opslag,…). Hierbij dient gekeken te worden onder meer naar verschillende technologiekeu-zes, inclusief projecties naar mogelijke technologische ont-wikkelingen die hier een impact op kunnen hebben, naar combinaties van maatregelen die kunnen bijdragen aan het structurele blok en naar de verschillende benuttingsgraad van de delen van het structurele blok.

4. De studie concentreert zich op het aspect van een mogelijk energietekort als risico op een lagere bevoorradingszeker-heid. De Adviesraad is dan ook vragende partij om een aan-vullende studie te laten maken door Elia waarbij de evolutie van het risico op een lagere bevoorradingszekerheid door een mogelijk energieoverschot in kaart wordt gebracht. Hierbij hoort een analyse op systeemniveau met inbegrip van de evolutie van het aandeel en het risico van loopflows. Deze informatie is niet alleen belangrijk in het kader van de flexibiliteitsnoden, maar is waardevol voor het opstellen van

een beleidskader 2020-2030 en de toekomstige governan-ce systemen voor de elektriciteitsmarkt.

De Adviesraad roept de betrokken overheden, regulatoren,

transmissienetbeheerders en beurzen ertoe op verder on-derzoek te voeren:

• om het effect van loopflows op de huidige en toekomstige beschikbare interconnectiecapaciteiten voor de markt in kaart te brengen, de oorzaken en mogelijke toekomstige evoluties ervan te identificeren en maatregelen te nemen om deze loopflows te beperken die op regionaal niveau aangekaart worden;

• om, op basis van de lopende studie, het fenomeen van de “flow factor competition” in kaart te brengen; alleszins dient te worden vermeden dat kleinere regelzones sys-tematisch het slachtoffer worden van congesties omwille van de ingebouwde maximalisatie van de “social welfare” van de gehele prijszone.

5. Het lijkt de raad belangrijk dat België voorbereid is om de uit-daging van de kernuitstap en de energietransitie het hoofd te bieden. De Adviesraad roept de minister dan ook op om dringend een breed stakeholdersoverleg op te starten om te zoeken naar efficiënte oplossingen en een draagvlak voor de invulling van het structurele blok.

Advies nr. 68 over de studies inzake hernieuwbare energie (1) Assessment of the impact of renewable generation on Cen-tral-Western Europe electricity markets door FTI-CL en (2) De-termining the impact of renewable energy on balancing costs, back up costs, grid costs and subsidies door KULeuven (hierna volgt het volledige advies):

De Adviesraad voor Gas en Elektriciteit (ARGE) gaf op 16/11/2015 de opdracht aan FTI-CL en KULeuven om een onderzoek uit te voeren naar de impact van hernieuwbare energieopwekking op respectievelijk de elektriciteitsmarkten

en -prijzen in Centraal-West-Europa (studie FTI-CL) en op de integratiekosten (back-up, balancering- en netwerkkosten) en de subsidies in België (studie KULeuven). De werkgroep her-nieuwbare energie van de ARGE stond in voor de opvolging van de studies. Ze werden vastgesteld op de raadszitting van 19 oktober 2016 en kunnen gevonden worden op de website van de Adviesraad voor Gas en Elektriciteit.

De studies geven een interessant overzicht van de door de onderzoekers ingeschatte grootteorde van de impact van meer hernieuwbare energie op de elektriciteitsprijzen in de CWE-regio en in België en van de systeemimpact in termen van integratiekosten.

Effect op de elektriciteitsprijzen

De FTI-CL studie onderzocht de impact van de generatie van intermittente hernieuwbare energie (IHE) op de elektriciteitsprij-zen in 2012, 2020 en 2030. Het verlagend effect op de gemid-delde spotprijzen in België is respectievelijk -3 €/MWh in 2012, -1,4 €/MWh in 2020 en -2,9 €/MWh in 2030 t.o.v. een scenario zonder hernieuwbare energieproductie (situatie 2008). Het ver-lagend effect op de prijs is groter in de andere CWE-landen.

Voor 2030 vergelijkt de studie 3 scenario’s; hieruit blijkt dat het prijsverlagend effect op de piekprijzen (prijzen tijdens de pie-kuren) substantieel stijgt in verhouding tot het aandeel IHE. Dit effect geldt niet voor de off-piekprijzen waar het resultaat stijgend of dalend kan zijn.

De studie onderzocht ook de impact van IHE-generatie op de volatiliteit van de prijzen. In 2012 werd in België een licht da-lend effect vastgesteld. Voor 2020 en 2030 is er een toename van de volatiliteit114 van de elektriciteitsprijzen op de spotmarkt bij hogere IHE-capaciteit. Deze situatie doet zich bv. voor tij-dens de winterperiodes als een grote vraag gecombineerd wordt met weinig IHE en zo een effect heeft op de prijspieken.

114 De volatiliteit wordt uitgedrukt als de ratio van de standaardafwijking t.o.v. het gemiddelde van de elektriciteitsprijs.


5. De CREG

Voor België stijgt de volatiliteit in 2030 van 15% naar 25% (er is geen afschakeling van IHE). In Duitsland stijgt de volatiliteit in 2030 zelfs tot 45%. In 2020 wordt er in Duitsland 300 GWh windproductie afgeschakeld om het evenwicht op het net te bewaren en in 2030 4500 GWh aan wind en 200 GWh aan zon.

Ook de impact op de CO2-uitstoot van de CWE-landen wordt toe-gelicht. Zo kan het scenario met de meeste hernieuwbare energie in 2030 leiden tot een vermindering van de CO2-uitstoot in de elek-triciteitssector met 130 miljoen ton in de CWE-zone in vergelijking met een scenario met een lagere groei van hernieuwbare energie. Voor België kan een scenario met meer hernieuwbare energie ver-mijden dat de uitstoot gelinkt aan de Belgische elektriciteitsvraag toeneemt en een besparing van 3 tot 4 miljoen ton CO2 realiseren ten opzichte van deze uitstoot in het referentiejaar 2012.

De scenario’s met meer hernieuwbare energie hebben ook een im-pact op de import/export-situatie en de productiebalans. Zo wordt in België de afhankelijkheid van import meer dan verdubbeld in het scenario met de meeste hernieuwbare energie. Het resultaat van de studie is een productiebalans waarbij niet de adequacy (bevoor-radingszekerheid) van het systeem het uitgangspunt is maar wel de economische optimalisatie van de (rendabele) productiecentra-les. Gezien de mark up van bids van producenten in de spot markt, zoals toegepast in het model van FTI-CL, kan men aan de hand van de resultaten van de studie geen uitspraken doen over de rendabili-teit van de elektriciteitscentrales in het huidige marktmodel.

Tenslotte stellen de onderzoekers van FTI-CL dat het gebruikte eco-nometrische model aangeeft dat er – door de verhoogde volatiliteit en dus onzekerheid op de spotmarkt – een verhogend effect van een hogere capaciteit aan hernieuwbare energie lijkt te zijn op de forward prijzen. Dit effect moet volgens de onderzoekers echter

met de nodige voorzichtigheid geïnterpreteerd worden, aangezien het niet met afdoende zekerheid aangetoond kon worden vanwe-ge de beperkte beschikbaarheid van gegevens.

Integratiekosten hernieuwbare energie

De KULeuven onderzocht een aantal kostenposten gelieerd aan de integratie van meer IHE, nl. integratiekosten (back-up, balancering- en netwerkkosten) en de subsidies in België, en dit voor 2020 en 2030. De studie toont dat de kost gerela-teerd aan de variabiliteit van IHE-generatie, met name de back-upkost, een belangrijke factor is die kan oplopen van 3,2 tot 8,2€/MWh IHE. In de berekening van de back-upkost werd de investeringskost in bijkomende capaciteit gebaseerd op de inzet van nieuwe STEG’s, maar kan deze volgens de studie la-ger zijn indien hiervoor bv. bestaande centrales opengehou-den worden. De back-upkosten voor België liggen lager in het scenario met een sterk Europees kader met het oog op het behalen van de hernieuwbare energiedoelstellingen (scenario V4) in vergelijking met een aanpak per land (scenario V3).

De evenwichtskosten, gelieerd aan het gedeeltelijk onvoor-spelbaar karakter van IHE, bedragen 2 – 5€/MWh IHE. Het

effect van de flexibiliteit in de Belgische elektriciteitsproductie zoals gemodelleerd in de studie werd hierin reeds meegeno-men. Het gaat om het sterk uitgebouwd transmissienetwerk, het stijgend aandeel gascentrales, het hoger aandeel DSM, de uitfasering van de nucleaire centrales en de hogere capaciteit aan pompcentrales. Deze Belgische flexibiliteit is hoger dan de situatie vandaag. De balancingkosten liggen voor België echter hoger dan voor de CWE in zijn geheel (gezien de kleinere geo-grafische schaal van België waarover weersfenomenen minder uitgemiddeld kunnen worden).

De netwerkkosten verbonden aan de integratie van IHE op het transmissienet bedragen 2,4-3,1 €/MWh IHE; een groot deel hiervan is het gevolg van de aansluiting van offshore wind-energie (1,5-2,2 €/MWh IHE). De resterende kosten op het transmissienet zijn het gevolg van interconnecties en netver-sterkingen. Deze laatsten kunnen echter niet exclusief toege-wezen worden aan IHE; vandaar dat er met een range gewerkt wordt. Er werd ook een kost ingeschat van 2,5-9 €/MWh IHE voor distributienetversterkingen op basis van buitenlandse literatuurgegevens115.

115 De voornaamste reden voor de aanzienlijke marge in de kosten is het gebruik van verschillende assumpties en scenario’s in de geconsulteerde studies.

Systeem integratiekosten: België

€/MWh IHE

Scenario

V1

Scenario

V3

Scenario

V4Back-upkosten 5.5 8.2 3.2Balanceringskosten 4.1 2.1 2.8

Netintegratiekostentransmissieniveau exclusief interconnecties en interne netversterkingen 1.6 2.1 2.2totale netintegratiekost op transmissieniveau 2.4 2.8 3.1distributieniveau 2.5-9 2.5-9 2.5-9


5. De CREG

Tenslotte wijst de studie erop dat, afhankelijk van het type aan HE, de subsidiekosten (verbonden aan het systeem van groenestroomcertificaten) zowel voor de locked-insubsidies als voor de nieuwe capaciteit (aanzienlijk) hoger kunnen zijn dan de integratiekosten waardoor de kosten voor subsidie per verbruikte MWh in 2030 kunnen oplopen van 10 € tot 19 €/MWh voor een scenario zonder bijkomende capaciteit na 2020 (scenario V1) versus aanzienlijke bijkomende capaciteit aan hernieuwbaar (scenario V3)116. Bij de berekening van de subsidies werd rekening gehouden met een levensduur van 20-25 jaar van de installaties terwijl de subsidies typisch de eerste 10-15 jaar verleend worden.

Aanbevelingen van de Raad

De nood aan meer HE werd vastgelegd in Europese afspraken met doelstellingen van 20% op Europees en 13% op Belgisch niveau voor 2020 (13% aandeel HE in het primaire energie-verbruik)117 en minstens 27% op Europees niveau voor 2030 (waarbij er geen doelstelling vastgelegd werd per land)118. Het langetermijnobjectief wordt bepaald door het engagement om tegen 2050 de uitstoot van CO2 te verminderen met 80 tot 95%119 en de doelstelling om de opwarming van de aarde te beperken tot maximaal 2 °C en te streven naar een maximale opwarming van 1,5 °C zoals vastgelegd in het klimaatakkoord van Parijs120.

De transitie van het elektriciteitssysteem met de uitrol en de integratie van hernieuwbare energie kent een kost. Tegenover deze kost staan er ook potentiële baten zoals een verminde-ring van de CO2-uitstoot, verbetering handelsbalans, tewerk-stelling, gezondheid, lokale productie en actieve betrokkenheid

van consumenten. Er moet onderzocht worden welke beleids-maatregelen ervoor kunnen zorgen dat de kost voor de maat-schappij zo laag mogelijk en draagbaar wordt gehouden en de baten worden gerealiseerd en gemaximaliseerd.

De Raad wijst erop dat het verhogen van het aandeel IHE bij-draagt tot een prijsverlagend effect op de groothandelsmarkt en er bijgevolg een negatief effect is op de marktinkomsten van de hernieuwbare energietechnologieën en op de ren-dabiliteit van de conventionele productietechnologieën. De systeemkosten (integratiekosten en vooral de subsidiekosten) bedragen met de huidige hernieuwbare energietechnologieën een veelvoud van de prijsdalingen op de spotmarkt.

Bij de ontwikkeling van IHE moet er meer aandacht zijn voor het evenwicht tussen uitrol en innovatie om de kostenefficiën-tie te verhogen van technologieën en om de oplossingen te ontwikkelen. Onderbenutting van IHE-installaties door afscha-keling moet vermeden worden om de systeemkosten niet ver-der te laten oplopen en IHE-productie niet te beknotten. Het gaat onder meer om oplossingen om de productie af te stem-men op de vraag.

De Raad wijst ook op het belang van de flexibiliteit van het energiesysteem en samenwerking met de buurlanden om de integratiekosten omlaag te halen. Interconnecties en de aan-wezigheid van flexibele eenheden spelen een grote rol hierin. De verhouding van het (toekomstige) aandeel van niet-flexibele productie tot de baseload is relevant. In dat opzicht bieden ook de recente studie van ELIA (Adequacy 2017-2027) interessante inzichten. Gezien het toenemend belang van flexibiliteit en een lager aantal werkingsuren voor de aanvullende technologieën,

is de inzet van technologieën met hoge technische flexibiliteit en lage operationele kosten belangrijk. Flexibiliteit kan op alle spanningsniveaus met alle soorten technologieën en op alle termijnen spelen en op verschillende manieren in de markt worden geïntegreerd.

Een volgende aanbeveling van de Raad is om te werken aan een meer kostenefficiënte back-upcapaciteit dan de invulling door nieuwe CCGT’s die verondersteld werd in de studie. An-dere flexibele oplossingen met lagere investerings- en operati-onele kosten kunnen hier een deel van de oplossing uitmaken.

Conclusie

De Raad is van mening dat de informatie uit de studies meege-nomen moet worden door de beleidsmakers om de integratie van hernieuwbare energie in ons energiesysteem met het oog op een koolstofarme maatschappij zo kostenefficiënt mogelijk en op een maatschappelijk optimale manier te organiseren. Dit betekent dat tegelijkertijd de doelstellingen inzake klimaatveran-dering, duurzaamheid, bevoorradingszekerheid en competitieve prijzen voor de verschillende verbruikersgroepen moeten nage-streefd worden in het volledige energiesysteem waar hernieuw-bare energie deel van uitmaakt. Enkel een overkoepelende visie over de verschillende aspecten van het energiebeleid via een gezamenlijke aanpak door de verschillende bevoegdheidsni-veaus leidt tot de meest efficiënte en coherente transitie naar een koolstofarme economie. Transparantie in het gevoerde be-leid is belangrijk. Een maatschappelijk gedragen visie over deze punten, die onderling met elkaar verbonden zijn, is een nood-zakelijke voorwaarde om tot een efficiënt en effectief energie-systeem en bijhorend investeringsbeleid te komen in ons land.

116 Eigen berekening door de AR-CC op basis van de gegevens voor de verschillende ENTSOE-scenario’s die in de studie gebruikt worden.117 http://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2020_en118 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy/2030-energy-strategy119 http://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2050_en120 http://unfccc.int/paris_agreement/items/9485.php


5. De CREG

Tabel 15: Leden van de Adviesraad Gas en Elektriciteit op 31 december 2016 (Bron: Belgisch Staatsblad)

EFFECTIEVE LEDEN PLAATSVERVANGENDE LEDENFederale regering VANEYCKEN Sven

ROOBROUCK NeleCHAHID RidouaneANNANE JihaneDORREKENS FrançoisDASGUPTA Jivan

JUSTAERT ArnoutWAEYAERT NicolasJOURDAIN SigridNIKOLIC DianaNICOLAS StéphaneDEMEYERE Frank

Gewestregeringen BIESEMAN WilfriedAUTRIQUE HenriJACQUET Annabelle

TANGHE MartineBOHET MauriceDECROP Jehan

Representatieve werknemersorganisaties die zetelen in de Nationale Arbeidsraad VERJANS MathieuVERHUE MaureenVAN DAELE DanielDE CROCK Bart

NICAISE DidierVAN WIJNGAERDEN JanVAN MOL ChristiaanSKA Marie-HélèneJONCKHEERE Caroline

Representatieve werknemersorganisaties die zetelen in de Raad voor het Verbruik DE WEL BertSTORME Sébastien

QUINTARD ChristopheSPIESSENS Eric

Organisaties die de promotie en de bescherming van de algemene belangen van de kleine verbruikers tot doel hebben ADRIAENSSENS ClaudeDOCHY Stéphane

RENSON Marie-ChristineMOERS Jan

Representatieve organisaties van de industrie, het banken het verzekeringswezen die zetelen in de Centrale Raad voor het Bedrijfsleven

VANCRONENBURG GeertBROUWERS ElsVAN der MAREN Olivier

VANDERMARLIERE FrankCALOZET MichelAERTS Kristin

Representatieve organisaties van het ambacht, de kleine en middelgrote handelsondernemingen en de kleine nijverheid die zetelen in de Centrale Raad voor het Bedrijfsleven

DE BUYSER CapucineVANDEN ABEELE Piet

DEPLAE ArnaudVAN GORP Michel

Grote elektriciteitsverbruikers CLAES Peter EELENS Claire Grote aardgasverbruikers BRAET Luc de MUNCK LaurentElektriciteitsproducenten die behoren tot de Federatie van de Belgische elektriciteits- en gasbedrijven (FEBEG) VAN DEN BOSCH Marc

SCHOONACKER FrankDE GROOF Christiaande VILLENFAGNE Aude

Producenten van elektriciteit met behulp van hernieuwbare energie LAUMONT Noémie BODE BartProducenten van elektriciteit met behulp van warmtekrachtkoppelingsinstallaties BOYDENS Jean-Pierre MARENNE YvesIndustriëlen die elektriciteit voor eigen behoefte produceren BÉCRET Jean-Pierre ZADORA PeterDistributienetbeheerders

GRIFNEE FernandHUJOEL LucDE BRUYCKER Luc

DE BLOCK Gert

DECLERCQ ChristineDEBATISSE JenniferVERSCHELDE Martin

HOUGARDY Carine

- INTERMIXT

- INTER-REGIESBeheerder van het transmissienet voor elektriciteit DAMILOT Julien MERTENS StevenBeheerder van het vervoersnet voor aardgas GOSSUIN Luc DESCHUYTENEER ThierryTitularissen van een leveringsvergunning voor aardgas behorend tot FEBEG VANDEN BORRE Tom

VAN NUNEN CarlosDE BUCK HildeDEDECKER Gunnar

Milieuverenigingen VAN DYCK SaraVANDE PUTTE Jan

TURF JanDE SCHOUTHEETE Cécile

Titularissen van een leveringsvergunning voor elektriciteit behorend tot FEBEG HEYVAERT GrietWYVERKENS Herman

GODTS AnnemieVAN BOXELAER Kathleen

Marktbeheerder voor de uitwisseling van energieblokken voorgesteld door Belpex MATTHYS-DONNADIEU James PIERREUX Nicolas


5. De CREG

5.3. Beleidsplan en vergelijkend verslag van doelstellingen en verwezenlijkingen van de CREG

Overeenkomstig de elektriciteitswet heeft het directie comité op 27 oktober 2016 het beleidsplan van de CREG voor het jaar 2017 opgesteld121. Dit beleidsplan sluit aan op wat sinds september 2013 door het directiecomité ondernomen is en in het bijzonder op het strategisch plan 2013-2019 van de CREG. Dit beleidsplan zet de doelstellingen uiteen die de CREG in 2017 zal nastreven in het kader van haar wettelijke taken en in het kader van de strategische koers op het vlak van energie die zijn vastgelegd door het federaal parlement en de federale regering. De nieuwe presentatie van het be-leidsplan in thema's, doelstellingen, activiteiten en te leveren resultaten heeft in feite een tweevoudige doelstelling. Deze nieuwe structuur moet enerzijds de leesbaarheid vergroten en anderzijds de zichtbaarheid bevorderen van de te leveren resultaten die de CREG het komende jaar zal verwezenlijken. Elke nagestreefde specifieke doelstelling wordt in detail uit-eengezet, evenals de activiteiten die eruit voortvloeien voor het jaar 2017, samen met een lijst van te leveren resultaten en de indicatieve deadline voor verwezenlijking ervan.

Het beleidsplan vergezelt de ontwerpbegroting van de CREG voor het jaar 2017. Beide documenten werden overgemaakt aan de voorzitter van de Kamer van Volksvertegenwoordi-gers, de voorzitter van de Commissie voor het Bedrijfsle-ven, het Wetenschapsbeleid, het Onderwijs, de Nationale Wetenschappelijke en Culturele Instellingen, de Middenstand en de Landbouw van de Kamer (hierna: de Commissie voor het Bedrijfsleven) en de minister van Energie en op 22 no-vember 2016 voorgesteld tijdens een hoorzitting van de CREG voor de Commissie voor het Bedrijfsleven.

Tevens werd er een vergelijkend verslag122 opgesteld van de in het beleidsplan voor 2014 vooropgestelde doelstellingen en de verwezenlijking ervan. Dit verslag werd samen met het jaarverslag 2015 van de CREG op 29 april 2016 overgemaakt aan de minister van Energie, de voorzitter van de Kamer van Volksvertegenwoordigers en de leden van de Commissie voor het Bedrijfsleven. In haar beleidsplan voor 2015 identificeerde de CREG 35 te bereiken doelstellingen. Deze doelstellingen werden opgesplitst in 436 acties die met de te vervullen indi-viduele taken overeenstemden. Het vergelijkend verslag geeft voor elke actie de graad van verwezenlijking weer en wanneer de actie niet of slechts gedeeltelijk werd verwezenlijkt, ver-meldt het verslag waarom dit zo is. Het vormt een bijlage van het jaarverslag van de CREG.

5.4. Auditverslag van het Rekenhof

Na de functionele audit van de CREG die het Rekenhof heeft uitgevoerd (zie jaarverslag 2015 van de CREG, punt 5.5), heeft de Kamer van Volksvertegenwoordigers de CREG gehoord op 12 april 2016.

Midden 2016 werden door het directiecomité verschillende maatregelen genomen om de interne werking van de CREG verder te verbeteren met het oog op een optimale dienstverle-ning aan de verbruikers. Deze maatregelen kunnen onderver-deeld worden in twee grote groepen: de maatregelen om de onafhankelijkheid nog te versterken en deze om de transparan-tie te verbeteren.

Eind 2016 kwam in dit kader een ethische code tot stand. Deze tekst is het resultaat van besprekingen tussen de perso-neelsleden van alle directies van de CREG. De tekst heeft een belangrijke signaalfunctie en is van toepassing op alle perso-neelsleden en de directie van de CREG. De tekst is beknopt en

algemeen geformuleerd en moet gedrag en praktijken stimu-leren die in lijn zijn met de waarden van de CREG. In dezelfde filosofie wordt sinds eind 2016 aan de personeelsleden van de CREG gevraagd om een verklaring op eer te ondertekenen.

De CREG onderzoekt eveneens in hoeverre de recurrente ver-gaderingen met de sector gepubliceerd kunnen worden via een agenda op haar website en sinds midden 2016 wordt er gewerkt aan een intranet dat een betere interne communicatie mogelijk moet maken.

Wekelijks geven de voorzitster van het directiecomité en de directeurs een korte debriefing van de contacten die zij met de sector hebben gehad in het kader van de uitoefening van hun taken. Deze informatie wordt opgenomen in het proces-ver-baal van de vergadering.

Om de werking van de CREG voortdurend te verbeteren wordt het huishoudelijk reglement van het directiecomité re-gelmatig geëvalueerd en indien nodig gewijzigd. Zo werden de marktspelers van eind augustus tot half september 2016 geraadpleegd m.b.t. de manier waarop het Directiecomité van de CREG eventuele vertrouwelijke informatie behandelt in het kader van publicaties en openbare raadplegingen. Op die ma-nier wil de CREG de transparantie en doeltreffendheid van haar werkmethode blijven verduidelijken en verbeteren.

Om redenen van transparantie worden ook alle nieuwe samen-werkingsovereenkomsten gepubliceerd op de website van de CREG.

Deze verbeteringen inzake transparantie en onafhankelijkheid dragen bij tot de versterking van de onafhankelijkheid, de on-partijdigheid en de integriteit van de regulator in de uitoefening van zijn taken in het algemeen belang.

121 Beleidsplan (Z)161027-CDC-1573 voor het jaar 2017. 122 Vergelijkend verslag (Z)160424-CDC-1515 van de doelstellingen geformuleerd in het beleidsplan van de CREG en van de verwezenlijkingen van het jaar 2015.


5. De CREG

5.5. Behandeling van vragen en klachten

De CREG is in 2016 op vrijwillige basis doorgegaan met het behandelen van vragen en klachten van verbruikers, onderne-mingen van de sector, advocaten, consultants, onderzoekers, studenten, administraties of internationale instanties.

Daarnaast heeft de CREG ook verder samengewerkt met de federale ombudsdienst voor energie, de drie regionale energieregulatoren (BRUGEL, CWaPE en VREG) en de FOD Economie, KMO, Middenstand en Energie (Algemene Direc-tie Economische Inspectie en Algemene Directie Energie). Deze samenwerking is het resultaat van een akkoord ge-sloten in 2011 waarbij de betrokken diensten het eens zijn geworden over de procedure voor de behandeling van vra-gen en klachten die niet onder de bevoegdheid vallen van de dienst die ze ontvangen.

Daarnaast heeft de CREG in maart 2016 aan de federale ombudsdienst voor Energie in het kader van haar jaarlijkse rapporteringsverplichtingen aan het DG SANCO van de Europese Commissie haar statistieken overgemaakt van de klachten die ze in 2015 heeft ontvangen. Van de 411 aanvragen die de CREG tussen 1 januari en 31 december 2015 heeft ontvangen, heeft ze 77 klachten rechtstreeks behandeld. De CREG beschouwt elke vorm van ontevredenheid als een klacht. De meeste klachten gingen over energiefacturen.

Tot slot werd in 2016 geen gebruik gemaakt van de mogelijk-heid voor eenieder die zich geschaad acht door een beslissing van de CREG om haar te vragen om het dossier opnieuw te onderzoeken.

Anderzijds kon de Geschillenkamer123, een orgaan van de CREG, nog niet werken in 2016, bij gebrek aan een benoe-mingsbesluit van haar leden.

123 De Geschillenkamer dient zich uit te spreken over de geschillen tussen de beheerder en de gebruikers van het net op het vlak van verplichtingen opgelegd aan de netbeheerder, de distributienetbeheerders en de beheerders van gesloten industriële netten, met uitzondering van de geschillen inzake contractuele rechten en verbintenissen.

5.6. Website van de CREG

De CREG heeft haar website in december 2016 vernieuwd.

Het doel van de vernieuwing is dubbel: enerzijds wil de CREG als energieregulator en als dienstverlenende organisatie, dui-delijke en leesbare informatie ter beschikking stellen van de eindconsumenten. Anderzijds wil de CREG de transparantie naar de professionals in de energiesector blijven verhogen.

De website is herwerkt op basis van gebruikerstesten en be-vragingen van consumenten en marktactoren.

De site is nu ingedeeld in twee rubrieken: een eerste rubriek richt zich tot de consument, een tweede speelt in op de no-den van de sector. De consumentenrubriek moet hen ertoe aanzetten om een actieve rol te spelen op de vrijgemaakte energiemarkt via informatie over prijzen en tarieven, de samen-stelling van hun factuur en de werking van de energiemarkt. De rubriek gewijd aan de professionals van de sector biedt een verbeterde weergave van de openbare raadplegingen en van de publicaties.


5. De CREG

5.7. Presentaties gegeven door de CREG

Tabel 16: Overzicht van presentaties van de CREG in 2016

ORGANISATOR CONTEXT TITEL VAN DE PRESENTATIE DATUMCREG Déjeuner de presse Comparez en connaissance de cause 05/01Energie Facteur 4 asbl Séminaire : Les actualités 2016 du solaire photovoltaïque et

du stockage d’électricité Stockage électricité en Belgique : technologies, rentabilité et futur développement 20/01

IUK-CREG Seminar IUK-CREG Regulating an interconnector - operational perspective / Tariffs 25/01Febeliec Energy Forum 2016 Security of Supply Belgium ? / Liberalisation : looking back to jump into a (better ?) future /

Grid tariffs: recent decisions and expected developments26/01

FSMA Réunion Bilatérale CREG-FSMA sur REMIT Interaction du monde financier avec le monde énergétique 26/01Synergrid Marktwerking Gas - Werking Belgische gasmarkt Market Model Gas - Networkcodes 2/02CREG Session d’information interne Les nouveaux tarifs de transport pour l’électricité et le gaz / De nieuwe transporttarieven

elektriciteit en gas5/02

CIGRE 2016 CIGRE Session 2016 Market coupling, facing a glorious past? 15/02CEER REMIT workshop CREG’s experience on data reporting and case management 16/02Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité Evolutions marquantes sur les marchés de gros de l’électricité et du gaz en 2015 / Opvallen-

de evoluties op de Belgische groothandelsmarkten elektriciteit en gas in 201519/02

MR Groupe de travail Energie du MR Etude sur les mesures à prendre afin de disposer du volume adéquat de moyens de pro-duction conventionnels pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité de la Belgique

22/02

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Composants des prix Etudes 1496 et 1485 23/02ECOCIR Colloque Energie de l’économie circulaire Evolution du marché et des prix du gaz naturel 25/02Institut de l’Economie Circulaire Table ronde L’Economie circulaire, nouveau modèle de prospérité 26/02CREG Formation pour un stagiaire Market Model Gas - Networkcodes 1/03Europees Economisch en Sociaal Comité

Audition publique sur le thème L’état de l’union de l’énergie 2015 – sa gouvernance et ses implications pour la société civile

State of the Energy Union 2015 - Governance and its Implications for Civil Society 2/03

Fluxys Shippers day Gas & Electricity : united in competition 3/03Florence Forum Florence Forum Upgrading the market - Acer Position 3-4/03FORBEG GWG LNG in a Nutshell 9/03MR Groupe de travail Energie du MR Codes réseau - network codes 21/03CREG Workshop relatif aux réactions reçues par la CREG sur ses

propositions relatives aux moyens à mettre en œuvre pour faciliter l'accès à la gestion de la demande (demand side flexibility) en Belgique / Workshop over de reacties die de CREG heeft ontvangen op haar voorstellen in verband met de middelen die moeten toegepast worden om de toegang tot het vraagbeheer (demand side flexibility) in België te faciliteren

Etude sur les moyens à mettre en oeuvre pour faciliter l’accès à la gestion de la demande en Belgique : Workshop 21 mars 2016 / Studie over de middelen die moeten worden toege-past om de toegang tot het vraagbeheer in België te faciliteren : Workshop 21 maart 2016

21/03

ULB Cours Regulation in a world of asymmetric information 22/03CWE Consultative Group meeting Amsterdam Schiphol Price spikes on Belpex DAM - 22 September 2015 30/03IEEE EnergyCon 2016 Leuven Flow-based market coupling - One year and beyond 7/04Kamer van Volksvertegenwoordigers - Commissie Bedrijfsleven

Audition - Hoorzitting Rapport de la Cour des Comptes sur l’audit fonctionnel de la CREG / Verslag van het Reken-hof over de functionele audit van de CREG

12/04

ULg - Montefiore Institute Energy markets - Lesson 9 Etude sur les moyens à mettre en œuvre pour faciliter l’accès à la gestion de la demande en Belgique

15/04

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Composants des prix Etude 1516 27/04Febeliec Informative meeting CREG study 1520 on the price spikes on Belpex DAM 22 September and 16 October 2015 28/04Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité CREG study 1520 on the price spikes on Belpex DAM 22 September and 16 October 2015 2/05CREG Session d’information interne Market Model Gas - Networkcodes 25/05


5. De CREG

ORGANISATOR CONTEXT TITEL VAN DE PRESENTATIE DATUMElia Expert working group Bid Ladder Etude 1459 sur les moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la flexibilité

de la demande aux marchés de l’électricité en Belgique25/05

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité Etude 1459 sur les moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la flexibilité de la demande aux marchés de l’électricité en Belgique

31/05

Fluxys Belgium Séminaire 2016 CREG/Fluxys Belgium Shaping the market transition L->H / CEER European TSO benchmark 31/05-1/06EEM16 International Conference on the European Energy market Non-convexities in European day-ahead electricity markets with Belgium as a case study 6-9/06Statoil Marktwerking Gas - Promotie Belgische gasmarkt Market Model Gas - Networkcodes 9/06FORBEG Groupe de travail Gaz Revision EU SoS Regulation: are you happy?

Migration L-gas -> H-gas: are you ready?16/06

CREG CREG workshop Scarcity pricing mechanism 17/06IAEE International Conference Energy : Expectations and Uncertainty : Challenges for Ana-

lysis, Decisions and PolicyMarket Design to Provide Secure Gas Supplies before Shifting to State Measures 19-22/6

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité Etude 1513 - rapport de monitoring - fonctionnement du marché de gros de l'électricité 2015 / Studie 1513 - monitoringrapport - werking van de groothandelsmarkt voor elektrici-teit 2015

20/06

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Energies renouvelables Etude 1462 20/06Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité Note 1527 27/06Elia Regulatory Day Intraday auctions / Scarcity pricing mechanism / CREG study 1520 on the price spikes on

Belpex DAM 22 September and 16 October 2015 – Precongested cases and LTA inclusion28/06

NAFTOGAZ Session d'information sur le fonctionnement du marché du gaz pour le futur régulateur ukrainien et le gestionnaire de réseau de transports ukrainien

Market Based Balancing 5/07

Ministerie van Buitenlandse Zaken Session d'information pour les opérateurs gaziers ukrainiens Pricing Structures 6/07CREG Workshop avec les stakeholders sur le prix de transfert Etude 1459 7/07ENEL Werking balanceringsmarkt gas voor powerplants Market Based Balancing 12/07E-Control - AGWG Task Force Internal Workshop on the implementation of the Gas Target

Model: Experiences and challengesBelux Market Merger 13/07

ECA Meeting IUK, OFGEM, ACM, CREG Market Based Balancing 19/07Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupes de travail Fonctionnement marché électricité et

Composants des prixPrésentation de l'étude 1540 sur l’utilisation des compteurs électriques en basse tension en Belgique

31/08

Europese Commissie (TAIEX) Soutien en matière tarifaire de la Commission Nationale de Régulation de l'Energie Ukrainienne

Principles of Modern Tariff Methodologies For Gas Storage Operators 12-15/09

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité Note 1546 Mesures tendant à améliorer le fonctionnement du marché de l’électricité / Nota 1546 Maatregelen voor een verbeterde marktwerking elektriciteit

12/09

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail SOS Note 1532 Avis sur l’étude d’Elia relative à la sécurité d’approvisionnement et la flexibilité pour la période 2017-2027 / Nota 1532 Advies over studie Elia betreffende de bevoorradings-zekerheid en flexibiliteit 2017-2027

15/09

Waalse regering Hoorzitting Le rôle de la CREG en matière de tarifs pour OSP pour le soutien aux énergies renouve-lables en Wallonie / Comparaison des prix de l’électricité et du gaz pour les industriels en Wallonie, en Belgique et dans les pays voisins

15/09

ERRA Eductional workshop: Implementation of the European net-work codes and target models

Flow-Based capacity allocation & congestion management / Bidding zone review and Capa-city calculation regions - Regulatory perspective

19/09

CEER Sharing regulatory experience with other European regulators

Tariff setting methodologies for Gas Transmission Operators 21/09

BIEE 11th Oxford Research Conference Innovation and Disruption: the energy sector in transition Drivers and hurdles for gas market integration in Europe: Evidence from Belgium-Luxem-bourg Pilot Market Merger Project

21-22/9

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché gaz Studie 1548 betreffende de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015 23/09Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché électricité :

workshopScarcity pricing and impact on Belgium 30/09

EPEX SPOT European Market Power Summit La mise en œuvre du CACM et la dynamique changeante du marché européen de l'électricité 6/10KBVE Marchés de l'électricité… quoi de neuf ? / Elektriciteits-

markten … Het Nieuws?Flow Based Market Coupling: CREG concerns / Long term market evolutions 12/10

IEADSM 2016 The Role of DSM to provide Flexibility in Electricity Systems Reflections on an improved market design 13/10


5. De CREG

ORGANISATOR CONTEXT TITEL VAN DE PRESENTATIE DATUMEcole Royale Militaire Cours Energy: A strategic factor in international relations 15/10CEER Specialised training on Projects of Common Interest Experiences from projects in the 2nd PCI list 18/10Kamer van Volksvertegenwoordigers - Commissie Bedrijfsleven

Audition - Hoorzitting Missions de la CREG dans le cadre de la contribution de répartition nucléaire pour les an-nées 2016-2026 / Opdrachten van de CREG in het kader van de nucleaire repartitiebijdrage voor de periode 2016-2026

25/10

FEBELIEC/VOKA WORKSHOP Industriële gebruikers distributienetten in Vlaanderen Studie 1583 - De winstgevendheid van lokale, stuurbare productie-eenheden 15/11Kamer van Volksvertegenwoordigers - Commissie Bedrijfsleven

Audition - Hoorzitting Budget - Note de politique générale 2017Begroting - Beleidsnota 2017

22/11

Réseau francophone des régulateurs de l’énergie

Inauguration Un modèle de coopération entre régulateurs : le CEER 28/11

Adviesraad Gas en Elektriciteit Groupe de travail Fonctionnement marché gaz Etude 1570 sur la fourniture en gaz naturel des grands clients industriels en Belgique en 2015 / Studie 1570 over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in België in 2015

29/11

1st AIEE Energy Symposium Current and future challenges to Energy Security Hub-Based Gas Sourcing for Market Liquidity and Continuity of Supply 1/12

5.8. De CREG en andere instanties

5.8.1. De CREG en de Europese Commissie

De CREG heeft rechtstreeks of onrechtstreeks deelgenomen aan de werkzaamheden van de Europese Commissie, onder meer via de Smart Grids Task Force (Expert Group 3: Workshop on Demand Response and Self Consumption Expert), de Workshop on Experiences and conditions for successful implementation of storage en de tweede Stakeholder’s workshop on energy prices and costs.

De CREG heeft tevens deelgenomen aan de European Consumer and Competition Day, georganiseerd door het voorzitterschap van de Raad van de Europese Unie.

In het verlengde van deze activiteiten heeft de CREG eveneens actief deelgenomen aan de forums van Madrid (gas), Firenze

(elektriciteit), Londen (burgers) en Kopenhagen (infrastructuur) (zie de punten 5.8.4. t.e.m. 5.8.7. hieronder).

Zoals voorgaande jaren heeft de CREG als lid van de CEER ook haar medewerking verleend aan tal van raadplegingen en verslagen ten behoeve van de Europese Commissie (zie punt 5.8.3. van dit verslag).

De CREG nam haar raadgevende taak op door de overheid te assisteren tijdens de verschillende comitologievergaderingen voorgezeten door de Europese Commissie tot goedkeuring van Europese netwerkcodes (zie punt 5.8.2. van dit verslag).

Tot slot heeft de CREG op 8 juli 2016 het nationaal verslag van België over het jaar 2015124 overgemaakt aan de Europese Commissie en ACER. Dit werd opgesteld in nauwe samenwer-king met de gewestelijke regulatoren (BRUGEL, CWaPE en VREG) en de federale ombudsdienst voor energie en omvat de genomen maatregelen en de bereikte resultaten voor elk van de wettelijke opdrachten van deze instanties.

Tot slot beantwoordde de CREG verschillende vragenlijsten van de Commissie in het kader van de harmonisering en de integratie van de Europese gas- en elektriciteitsmarkt. Deze hadden in 2016 onder meer betrekking op volgende thema’s (originele titels):

1) Request for information - Reminder - Case HT.4624 - Capa-city mechanisms - Sector Inquiry on Capacity Mechanisms - Public Bodies follow-up questionnaire;

2) Survey on the implementation of Article 15.8 of the Energy Efficiency Directive on Demand Response in MSs;

3) EU study Security of Electricity Supply - stakeholder questionnaire;

4) Survey on the implementation of Demand response provisi-ons in Member States (in the frame of the Energy Efficiency Directive).

124 Nationaal verslag België 2016 aan de Europese Commissie en ACER, 7 juli 2016.


5. De CREG

5.8.2. De CREG binnen ACER

ACER (het Agentschap voor de samenwerking tussen energie-regulatoren) werd opgericht door het derde energiepakket om de voltooiing te bevorderen van de interne energiemarkt, zowel voor elektriciteit als voor aardgas.

De drie doelstellingen die zij hiervoor geformuleerd heeft, op basis van de uitgewerkte wetgeving betreffen:- een meer concurrerende geïntegreerde markt met meer keuze voor de consumenten;

- een efficiënte energie-infrastructuur waarop het vrije verkeer van energie over de grenzen en het transport van nieuwe ener-giebronnen gegarandeerd wordt, met een verbetering van de bevoorradingszekerheid voor bedrijven behorend tot de Euro-pese Unie en consumenten tot gevolg;

- een gecontroleerde en transparante energiemarkt waar con-sumenten gegarandeerd eerlijke en kostenreflectieve prijzen krijgen en waar misbruik wordt vermeden.

2016 kan beschouwd worden als het jaar waarin de eerste, her-ziene en verbeterde stappen naar de verdere uitbouw van de eengemaakte energiemarkt zijn gezet. Waar de voorbije twee jaar vooral werk werd gemaakt van de ontwikkeling van de eer-dere initiatieven en de bestaande wetgeving, wordt 2016 toege-spitst op de opgedane ervaring om zo een basis te leggen voor de uitwerking van remedies, als antwoord op de toekomstige gebreken die geïdentificeerd werden.

In dit kader vond ook een brainstorming plaats over de toekom-stige rol van ACER, niet alleen als Europees Agentschap, maar ook als coördinerende instelling van alleenergieregulatoren in Europa. De sleutelpositie van ACER voor de toekomst stond centraal in haar vijfde jaarlijkse conferentie. De verdere verster-king van het agentschap kan op algemene steun rekenen, maar er werd ook benadrukt dat samen met stijgende verantwoorde-lijkheden, er een stijging van de middelen dient voorzien te wor-den. In dit kader steunt de CREG de ACER-aanbeveling 01-2016 (ACER recommendation on ensuring the independence of the

Agency for the cooperation of energy regulators and of national regulatory authorities), waarin gepleit wordt voor een betere op-volging door de Europese Commissie van de naleving, binnen de lidstaten, van de principes van onafhankelijkheid van de nati-onale energieregulatoren. De budgettaire gezondheid van regu-latoren is cruciaal voor hun goede werking en het halen van de wettelijke doelstellingen. Nieuwe middelen zijn nodig indien de regulatoren in deze snel veranderende flexibele energiemarkt hun rol als facilitator zouden kunnen blijven vervullen voor de creatie van een vrije en gemeenschappelijke interne energie-markt voor allen.

De hierboven vermelde eerste doelstelling, namelijk een meer concurrerende geïntegreerde markt met meer keuze voor de consumenten krijgt derhalve een andere betekenis. De lijst van ACER-publicaties werd weer langer in 2016, maar het grote verschil met de vorige monitoring-, implementatie- en activitei-tenverslagen, is het geven van aanbevelingen voor de verdere uitbouw van een eengemaakte elektriciteits- en aardgasmarkt. Op deze wijze bereiden de regulatoren, waaronder de CREG, op een Europees gecoördineerde wijze, de overgang voor naar een meer en meer flexibel energiesysteem dat beantwoordt aan de integratie van een groter wordend aandeel van hernieuwbare productie in de energiemix.

Naast deze toekomstgerichte administratieve en structurele dis-cussies, werd in 2016 verder gewerkt aan de verwezenlijking van de geïntegreerde energiemarkt. De CREG heeft, binnen het Agentschap, meegewerkt aan het uitwerken en de implemen-tatie van de in dat kader noodzakelijke technische documenten.

Met betrekking tot aardgas kunnen de volgende punten opge-somd worden:

a) De implementatie- en evaluatierapporten waaraan de CREG heeft meegewerkt (onder andere een implemen-tatierapport met betrekking tot de procedures inzake congestiebeheer, de eerste editie van het implementatiemo-nitoringsverslag van allocatiemechanismen voor capaciteit

(inclusief bookingplatformen) en het 1e rapport over de imple-mentatie van de Balancing Netwerk Code) werden door ACER gepubliceerd. Ze geven een duidelijk beeld van de toestand in België ten opzichte van deze in elke Europese lidstaat. Telkens blijkt de implementatie in België aan de voorschriften te vol-doen. In het specifieke geval van de bookingsplatformen helpt de CREG als co-voorzitter van de Regulatory Advisory Group, het toezicht van het PRISMA-platform gestalte te geven. Zij zal zich daarvoor in de toekomst blijven inspannen;

b) De discussie met betrekking tot de aanpassing van de net-code voor de allocatiemechanismen voor capaciteit inzake nieuwe incrementele capaciteit en de regels voor de harmo-nisatie van de tariefstructuren voor transmissie werd in 2016 aangevat binnen het gascomité van lidstaten bij de Europese Commissie. De CREG heeft hiervoor, in haar rol als raadgever van de overheid, de nodige ondersteuning gegeven. Beide documenten werden goedgekeurd en zullen in de loop van 2017 gepubliceerd worden.

Met betrekking tot elektriciteit kunnen de volgende punten op-gesomd worden:

a) Ingevolge de aanbevelingen geformuleerd in 2015 besprak het elektriciteitscomité van de lidstaten in de loop van 2016 verschillende aansluitingen en operationele netwerkcodes. De CREG volgde deze discussies van nabij op en ziet er op toe dat de lopende pilootprojecten, die reeds in een preli-minaire implementatiefase opgestart werden, werkelijkheid worden tijdens de komende implementatiefase. Op deze wij-ze hoopt de CREG de concrete verwezenlijking van de interne energiemarkt sneller te verwezenlijken dan wettelijk vereist.

b) Parallel werd begonnen met de uitvoering van de reeds gepu-bliceerde netwerkcodes. Het gaat om de netcode van 14 april 2016 betreffende eisen voor de aansluiting van elektriciteits-producenten op het net, de netcode van 17 augustus 2016 voor aansluiting van verbruikers en de netcode van 26 au-gustus 2016 betreffende eisen voor de aansluiting op het net


5. De CREG

van hoogspanningsgelijkstroomsystemen en op gelijkstroom aangesloten powerparkmodules. Deze codes zijn respectie-velijk in werking getreden op 17 mei, 7 september en 28 sep-tember 2016. De CREG heeft op dit vlak in samenwerking met de regionale regulatoren stappen ondernomen, opdat de vastgelegde deadlines in 2017 zouden kunnen gerespecteerd worden.

c) Ingevolge de implementatie van het eerste gepubliceerde richtsnoer inzake capaciteitstoewijzing en congestiebeheer van 24 juli 2015 (NC CACM), heeft de CREG samen met andere nationale regulatoren in Europa het ERF (Europees Regulatoren Forum) opgericht, om gezamenlijke unanieme beslissingen te kunnen nemen zoals gespecifieerd staat in de NC CACM. In 2016 heeft dit forum negen keer verga-derd. Het is ook in het kader van dit richtsnoer dat ACER zijn tweede aanbeveling in 2016 heeft aangenomen inzake de gemeenschappelijke capaciteitsberekenings- en kostende-lingsmethodologie voor de redispatching of de compensatie-handel. Voor België is dit standpunt belangrijk aangezien dit door het dwingend karakter ervan, een invloed kan hebben op de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit binnen de Centraal-West-Europese regio waarvan België deel uitmaakt.

Door de verdere ontwikkeling en opvolging van de netwerkco-des, moedigt de CREG, in samenwerking met de collega-regu-latoren via ACER, de Europese Commissie aan om de door het derde energiepakket opgelegde regels te implementeren en te verbeteren. Via consultaties, workshops en overlegplatformen werd het engagement van de stakeholders versterkt. Vele van de standpunten ingenomen door de regulatoren werden dan ook door de Europese Commissie in haar zoektocht naar een nieuw Europees elektriciteitsmarktmodel in rekening gebracht.

De CREG voelt zich geroepen om samen met alle betrokken marktactoren, het geïntegreerd Europees energiesysteem vorm te geven. Energie dient vrij over de nationale grenzen te kunnen stromen, via competitieve markten, gebruik makend

van de best mogelijke beschikbare bronnen, voorzien van de no-dige ondersteuning voor een efficiënte regulering. Zoals elk jaar, heeft de CREG een schriftelijke bijdrage geleverd aan het Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets (marktmonitoringrapport dat door ACER en CEER gezamenlijk wordt opgesteld).

Naast de opvolging van de handelsmarkten blijft de CREG via ACER nauwlettend de ontwikkeling van de infrastructuur op-volgen, in uitvoering van de tweede doelstelling van ACER, namelijk een efficiënte energie-infrastructuur waarop het vrije verkeer van energie over de grenzen en het transport van nieu-we energiebronnen gegarandeerd wordt, met een verbetering van de bevoorradingszekerheid voor bedrijven behorend tot de Europese Unie en consumenten en ter ondersteuning van de bevoorradingszekerheid tot gevolg. 2016 is in dit opzicht een overgangsjaar tussen twee publicaties van een lijst met pro-jecten van gemeenschappelijk belang (PCI) door de Europese Commissie. De CREG heeft binnen ACER meegewerkt aan het consolidatierapport over dit proces, gepubliceerd op 30 juni 2016. De nodige aanbevelingen werden geformuleerd, inclusief de suggestie voor een wetgevend initiatief om het proces te stroomlijnen naar 2017 toe.

Extra monitoringtaken werden in 2016 ontplooid binnen de der-de doelstelling van ACER, namelijk de implementatie van de RE-MIT-verordening125. 7 oktober 2016 was de datum waarop één jaar data werden verzameld krachtens deze verordening. Voor deze gelegenheid publiceerde ACER haar eerste REMIT-jaarver-slag waarin ze haar werkzaamheden toelicht. Initiatieven werden genomen om, via handboeken, richtsnoeren, Q&A-documenten en workshops de voltallige energiesector te informeren en te adviseren opdat de rapporteringen gestroomlijnd zouden kun-nen verlopen. Daarnaast dient er geen overdracht van een dos-sier aan de CREG via ACER in 2016 te worden gemeld in het kader van REMIT (de gevallen die de CREG in dit kader heeft behandeld werden door marktspelers gemeld via het kennisge-vingsplatform van REMIT, zie punt 3.2.2.4 van dit verslag).

n Vragenlijsten

De CREG nam ten slotte actief deel aan de opstelling van vra-genlijsten van ACER en beantwoordde ze in het kader van de harmonisering en de integratie van de Europese gas- en elek-triciteitsmarkt. Deze hadden in 2016 onder meer betrekking op volgende thema’s (originele titels):

1) ACER questionnaire on Dynamic Pricing2) ACER questionnaire on Research & Innovation activities 3) ACER questionnaire on assistance with stakeholder con-

tacts (electricity tariffs)4) ACER questionnaire on monitoring the appropriateness of

the ranges of annual average transmission charges paid by producers in 2014

5) ACER questionnaire on Unit Investment cost (gas & electricity)

6) ACER questionnaire on criteria for the valuation of losses at national level and the value of losses for ITC mechanism 2014

7) ACER questionnaire on Congestion Revenues 8) ACER-ENTSOG survey on network code Capacity Allocati-

on Mechanism implementation (NRA part)9) ACER-ENTSOG questionnaire on On-line Survey on Balan-

cing Network Code implementation;10) ACER questionnaire Belgian Balancing Market11) ACER questionnaire on ENTSOG summer supply outlook.12) ACER questionnaire on the implementation of the network code for grid connection of generators (RfG) 13) BoR summit (September 2015) preparatory questionnaire14) ACER questionnaire on JAO performance 15) Questionnaire with regard to a 2nd ACER recommendation on Cross-Border Cost Allocation (CBCA) of projects of com-mon interest16) Questions regarding financial legislation 17) Electricity & gas indicators National Report 2016 18) Questionnaire market monitoring rapport ACER.

125 Verordening (EU) nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad van 25 oktober 2011 betreffende de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie.


5. De CREG

Al deze vragenlijsten dienen als basis voor de opstelling van verslagen, status reviews, position papers en andere docu-menten van ACER. Ze geven niet enkel een uitvoerige be-schrijving van de overeenkomsten en verschillen tussen de lidstaten, maar ook informatie over de mate waarin de Euro-pese wetgeving in elke lidstaat wordt toegepast. De Europese Commissie baseert zich op haar beurt op deze documenten om wetgevende initiatieven uit te werken.

5.8.3. De CREG binnen de CEER

Als een van de stichtende leden van de CEER (Council of Eu-ropean Energy Regulators), heeft de CREG ook in 2016 actief deelgenomen aan de discussies, beraadslagingen en beslis-singen van de General Assembly van de CEER, die in 2016 negen keer is samengekomen.

Sinds mei 2015 oefent de voorzitter van het directiecomité van de CREG, mevrouw Marie-Pierre FAUCONNIER, het onder-voorzitterschap van de CEER uit.

De CREG heeft actief deelgenomen aan de vergaderingen van de werkgroepen van de CEER (en van de taskforces en work streams opgericht binnen deze verschillende werkgroepen) als lid, voorzitter of medevoorzitter.

n Electricity Working Group

De Electricity Working Group (EWG) behandelt kwesties die verband houden met de Europese elektriciteitsnetten, de be-voorradingszekerheid en duurzame ontwikkeling.

Teneinde het hoofd te bieden aan de uitdagingen die gepaard gaan met de tenuitvoerlegging van de CACM-verordening, in het kader waarvan een groot aantal gecoördineerde beslissingen van de regulatoren moeten worden opgesteld en teneinde te kunnen antwoorden op voorstellen ter verbetering en optimalisering van

de wetteksten die zijn ingediend door de Europese Commissie in het kader van het "Winter Package"126, heeft de EWG zijn struc-tuur herzien door met name twee nieuwe werkgroepen te cre-eren: de ene werkgroep is belast met de tenuitvoerlegging van de CACM-verordening, terwijl de andere verantwoordelijk is voor de opstelling van de toekomstige evolutie van de design van de elektriciteitsmarkt en het antwoord op niveau van de EWG op het "Winter package". De CREG heeft een actieve rol gespeeld in deze twee structuren door mede de leiding ervan te nemen. Er is tevens een specifieke werkgroep opgericht voor werkzaamheden die verband houden met evenwicht (balancering).

In 2016 heeft de EWG het volgende centraal gesteld:• de tenuitvoerlegging van de CACM-verordening via de

werkgroep met dezelfde naam, waaronder met name de opstelling van een ACER-aanbeveling met betrekking tot de methode voor berekening van de interconnectiecapaciteit;

• de voltooiing van de werkzaamheden die verband houden met het opstellen door de Commissie van het richtsnoer in-zake evenwicht (balancering);

• de voltooiing van de werken met betrekking tot de flexibiliteit en uitdagingen die verband houden met de energietransitie; en

• de opstelling van het antwoord aan de Commissie met be-trekking tot het "Winter Package" en het antwoord op het on-derzoek van de Commissie inzake capaciteitsmechanismen.

n Gas Working Group

De Gas Working Group (GWG) van de Europese energieregu-latoren legt zich toe op vragen over de Europese gastransmis-sienetten en de gasmarkt van de Europese Unie. De CREG vervult de functie van ondervoorzitter.

De GWG werkt voor diverse aspecten nauw samen met ENT-SOG, GSE en GLE, alsook met andere marktspelers en met de andere ACER- en CEER-werkgroepen.

In 2016 heeft de GWG van de CEER de volgende documenten goedgekeurd:• CEER priorities for the Revision of Regulation 994/2010 con-

cerning measures to safeguard security of gas supply • CEER response to the European Commission’s strategy for

liquefied natural gas and gas storage • CEER Analysis on the role of LNG to improve security of

supply.

De GWG heeft bovendien bijgedragen aan het ACER-CEER Market Monitoring Report en het CEER 6th Benchmarking Re-port en het volgende georganiseerd of eraan deelgenomen: het Forum van Madrid (zie punt 5.8.4 van dit verslag), de CEER Security of Supply Workshop: Revision of Regulation 994/2010 en de CEER Workshop on Removing LNG barriers on gas markets.

n Market Integrity and Transparency Working Group

De Market Integrity and Transparency Working Group (MIT WG) behandelt aangelegenheden die verband houden met transparantie en toezicht op de energiehandel, alsook met de correlatie tussen de wetgeving van de energiegroothandels-markt en die van de relevante financiële markt. Bijgevolg is de MIT WG belast met de follow-up van alle maatregelen be-treffende de werking van de energiemarkten en het toezicht op de energiehandel in het algemeen. Inzonderheid omvat dit de wetsvoorstellen en de kwesties die verband houden met energiehandel, bijvoorbeeld de daling van btw-fraude op de energiemarkten.

In 2016 heeft de MIT WG zijn aandacht hoofdzakelijk toege-spitst op twee punten.

Het eerste punt betreft de tenuitvoerlegging van de REMIT-wetgeving op nationaal niveau. Om de nationale ten-uitvoerlegging van de REMIT-wetgeving op te volgen en een

126 Voorstel van de Commissie van 30 november 2016 voor nieuwe regels gericht op consumenten voor een transitie naar schone energie: http://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy-transition


5. De CREG

vergelijkingsinstrument te verstrekken, werd in 2015 een vra-genlijst verzonden naar de nationale regelgevende instanties. In 2016 werden de antwoorden op de vragenlijst grondig ge-analyseerd en kon worden vastgesteld wat nog moet worden verbeterd en welke de meest geavanceerde landen zijn.

Het tweede punt betreft de interactie tussen de financiële wetgeving en de REMIT-wetgeving. In 2016 heeft de MIT WG een samenwerking aangeknoopt met de groep EPU (European Policy Unit) opdat tijdens elke bijeenkomst de hoofdpunten van de vooruitgang van de financiële wetgeving en de impact voor REMIT worden voorgesteld. Eind 2016 is er naar elke na-tionale regelgevingsinstantie een vragenlijst gestuurd over de samenwerking met de nationale financiële regulator. Aan de hand van de antwoorden op deze vragenlijst kon een balans van de actuele toestand worden opgesteld.

n Implementation, Benchmark and Monitoring Working Group

De Implementation, Benchmark and Monitoring Working Group (IBM WG), de opvolger van de Implementation, Ben-chmarking and Policy Working Group en de Energy Package Working Group, heeft haar werkzaamheden in 2016 voortgezet op basis van continuïteit. Binnen deze werkgroep en zijn task-forces speelt de CREG een vooraanstaande rol. Ze vervult de rol van het voorzitterschap.

De IBM WG telt drie taskforces:

De Incentives Regulation and Efficiency Benchmarking Task Force (IRB TF) heeft zoals de naam laat vermoeden, benchmar-king als voornaamste taak. Deze taskforce zorgt voor het ver-zamelen en de uitwisseling van essentiële informatie tussen de nationale regelgevende instanties (NRA’s) met het oog op het uitvoeren van de regulatoire taken door NRA’s en bijgevolg voor het bevorderen van coherente regulatoire praktijken in heel Europa. De twee voornaamste activiteiten van de IRB TF zijn het opstellen van de Investment conditions paper die een globaal beeld van de investeringsvoorwaarden van de trans-missienetgebruikers in Europa enerzijds en de activiteiten in

het kader van de TSO Efficiency Benchmark anderzijds geeft (in 2016 heeft de TF een benchmark uitgevoerd van de gasver-voersnetbeheerders) dewelke een zich geeft op de efficiëntie van de verschillende TSO’s in Europa.

De werkzaamheden van de Market Monitoring and Reporting Task Force stonden in 2016 hoofdzakelijk in het teken van het opstellen van het Joint Market Monitoring Report dat in nauwe samenwerking met ACER werd tot stand gebracht. Dit rapport schetst een jaarlijks totaalbeeld inzake de geboekte resultaten binnen de EU op het vlak van de integratie van de gas- en elek-triciteitsmarkten. Dit houdt ook in dat het rapport een beeld schetst inzake de mate van implementatie van de diverse richtlijnen, verordeningen en netwerkcodes. Binnen de voor-bereidende procedure werden ook workshops georganiseerd waarbij de structuur en de vereiste indicatoren voor de opmaak van het monitoringrapport worden uitgewerkt.

Daarnaast organiseerde de MMR TF in het najaar 2016 voor het eerst een interne workshop voor het uitwisselen van ervarin-gen tussen en de wijze aanpak op het vlak van marktmonito-ring tussen verschillende NRAs (waarbij de CREG één van de initiatiefnemers was en vertegenwoordigers van de CREG ook hun ervaringen presenteerden). Daaruit kwamen een aantal lessons learned en best practices voort.

De Legal Task Force (LTF) geeft adviezen over de juridische en institutionele aspecten verbonden aan de tenuitvoerlegging van het derde energiepakket; ze buigt zich ook over specifieke juridische vragen uitgaande van andere nationale regulatoren. Deze taskforce verleent eveneens juridisch advies aan de IBM WG of aan andere werkgroepen indien specifieke juridische ondersteuning gevraagd wordt bij de uitvoering van hun taken. De werkzaamheden van de LTF stonden in 2016 hoofdzakelijk in het teken van twee documenten, namelijk: - de NRA’s Cooperation in practice. Deze paper onderzoekt

de samenwerking van NRA's op regionaal en pan-Europees niveau in de praktijk, zoals voorgeschreven in het derde Energiepakket. Op basis van de analyse van de bestaande sa-menwerkingsvormen besluit de paper dat een samenwerking

van NRA’s op vrijwillige basis meer voordelen biedt. Het be-langrijkste kenmerk hiervan is de pragmatische aanpak ervan binnen het kader van de bestaande wettelijke en reglemen-taire bepalingen; en

- de Status Review on the Implementation of Distribution System Operators’ Unbundling Provisions of the 3rd Energy Package en de CEER Status Review on the Implementation of Transmission System Operators’ Unbundling Provisions of the 3rd Energy Package. Deze twee papers analyseren de toe-passing van de ontvlechtingseisen zoals voorzien in het derde Energiepakket toegepast op de transmissiesysteembeheer-ders van elektriciteit en aardgas en toegepast op de distributie-netbeheerders van elektriciteit en aardgas. Tal van case studies werden uitgewerkt. Het meest toegepaste ontvlechtingsmo-del voor transmissiesysteembeheerders is ownership unbund-ling, gevolgd door de Independent Transmission Operator en Independent System Operator-modellen, met een belangrijk verschil voor gas en elektriciteit. 70% van de elektriciteit trans-missiesysteembeheerders zijn gecertificeerd onder het eigen-domsontvlechtingsmodel, terwijl voor aardgas dit slechts 40% bedraagt. Met 44% is de meerderheid van de gastransmissie-systeembeheerders gecertificeerd onder het ITO-model. Ze-ven lidstaten hebben twee verschillende modellen toegepast voor de TSO-certificering van een vervoersnetbeheerder ter-wijl voor elektriciteit er slechts drie lidstaten zijn die voor een combinatie van verschillende ontvlechtingsmodellen hebben gekozen. Als het gaat om de concrete uitvoering van ontvlech-ting voor de distributienetbeheerders werd vastgesteld dat in de lidstaten er verschillende situaties en regimes bestaan, af-hankelijk van de marktstructuur. Terwijl in sommige lidstaten honderden DNB’s actief zijn, zijn er in andere landen slechts één of twee distributienetbeheerders actief. Hetzelfde geldt voor de verschillende structuren van ontvlechting: sommige distributienetbeheerders hebben een aparte eigendom los van de leveranciers, terwijl anderen deel uitmaken van dezelfde groep. Als het gaat om de ontvlechtingregimes, met uitzon-dering van Nederland waar de volledige ontvlechting van de eigendom wettelijk verplicht is, wordt in alle andere lidstaten ten minste een juridische en functionele ontvlechting toege-past voor zowel de gas- en elektriciteitssector.


5. De CREG

De CEER Training Academy, georganiseerd door IBM WG, heeft ook in 2016 zijn opleidingsprogramma voortgezet .

n Customers and Retail Markets Working Group

De Customers and Retail Markets WG (CRM WG) legt zich er op toe voorrang te geven aan de belangen van de consument door de responsabilisering van de consument en de werking van de kleinhandelsmarkt te bevorderen met het oog op het faciliteren van de ontwikkeling van de concurrentie in het belang van de energieconsumenten.

De CRM WG heeft in 2016 twee rapporten gepubliceerd.

Een eerste rapport met als titel "CEER Benchmarking report on removing barriers to entry for energy suppliers in EU retail energy markets" identificeert allerlei toegangsdrempels voor energieleve-ranciers in de gas- en elektriciteitskleinhandelsmarkten doorheen de Europese Unie, alsook de maatregelen die de nationale regel-gevende instanties hebben getroffen of van plan zijn te treffen om een eind te maken aan deze hindernissen. Het rapport onder-zoekt met name vier categorieën van obstakels: obstakels inzake markttoegang, reguleringsobstakels, obstakels die voortkomen uit de verschillen tussen de procedures en de normen en tot slot specifieke hindernissen waarmee grensoverschrijdende nieuw-komers te kampen hebben. De resultaten van dit rapport vormen de basis voor de richtsnoeren voor goede praktijken van de CEER met betrekking tot de opheffing van de toegangsdrempels voor energieleveranciers in de Europese kleinhandelsmarkten in de toekomst.

Een tweede rapport met als titel CEER Report on commercial barriers to supplier switching in EU retail energy markets identifi-ceert twee mogelijke hindernissen voor een verandering van leve-rancier door de consument: 1) de perceptie van de consument, met name vanwege het feit dat er niet voldoende financieel voor-deel is, van de complexiteit van het proces om van leverancier te veranderen; en 2) de voorwaarden in de commerciële contrac-ten, met name ongerechtvaardigde kosten voor contractbreuk en

diensten met toegevoegde waarde die voor de consument een lock-in met zich meebrengen waardoor hij de kosten draagt in het geval van een verandering van leverancier.

Naast deze twee verslagen heeft de CRM WG tevens een Po-sition Paper on Early termination fees gepubliceerd, alsook een Statement over de strategie van de Europese Commissie inzake verwarming en koeling.

n Distribution Systems Working Group

De Distribution Systems Working Group (DS WG) behandelt potentiële ontwikkelingen en evoluties op het gebied van de energiedistributie, gevolgen voor het regelgevend kader en thema's die verband houden met de huidige en toekomstige activiteiten van de distributienetbeheerders, namelijk de kwali-teit van de bevoorrading van elektriciteit en aardgas, de cyber-veiligheid, slimme netwerken en de flexibiliteit in het beheer van de distributienetten.

In 2016 heeft de DS WG twee documenten afgewerkt en ge-publiceerd, namelijk: het CEER 6th Benchmarking Report on the Quality of Electricity and Gas Supply en de CEER Position Paper on the Future DSO and TSO Relationship. Het eerste rapport voert een analyse uit van de kwaliteit van de elektri-citeits- en aardgasbevoorrading in de aangesloten en waarne-mende landen van de CEER. De tweede paper bestudeert de relatie tussen de transmissienetbeheerders en distributienet-beheerders en de reglementaire bepalingen. Deze hebben er immers behoefte aan om te evolueren teneinde erop toe te zien dat oplossingen van doeltreffende systemen kunnen wor-den aangewend om te beantwoorden aan de behoeften van een duurzaam energiesysteem. n International Coordination Group

Het voorzitterschap van deze werkgroep wordt waargenomen door de voorzitser van de CREG. De International Coordinati-on Group (ISG) is belast met het aanknopen en onderhouden

van betrekkingen met haar collega’s in derde landen en inter-nationale instanties op het gebied van de energieregelgeving. Het hoofddoel van het opzetten van een internationaal netwerk is gericht op de uitwisseling van goede regelgevingspraktijken overal ter wereld en het verstrekken van specifiek advies ter zake op verzoek van een lid van de CEER.

In 2016 heeft de ICG zijn algemene strategie, die werd opge-steld in 2015, verder concreet uitgewerkt naar drie specifieke organisaties toe: het Energy Community Secretariat (EnC), de Mediterranean Energy Regulators (MedReg) en het Energy Charter Secretariat (ECS). Nadat ze werden geraadpleegd werd verder invulling gegeven aan de mogelijke thema’s die zowel langs beide zijden een toegevoegde waarde kunnen betekenen. Terwijl de onderwerpen voor de omliggende regio’s van Europa, zoals EnC en MedReg, blijvend aanleunen bij de meer regula-toire aspecten rond consumenten, monitoring en de invulling van het Europese Acquis, ligt de nadruk voor het ECS, dat ge-ografisch meer uitgebreid is, op bevoorradingszekerheid en de uitwerking en ondersteuning van infrastructuurprojecten. De contacten en opvolging van de International Confederation of Energy Regulators (ICER), met onder meer de organisatie van de EU-US roundtable en de ARIAE workshop, werden in 2016 in handen gegeven van het CEER-secretariaat.

n Vragenlijsten

De CREG nam actief deel aan de opstelling van vragenlijsten van de CEER en beantwoordde ze in het kader van de har-monisering en de integratie van de Europese gas- en elektri-citeitsmarkt. Deze hadden in 2016 onder meer betrekking op volgende thema’s (originele titels):

1) Questionnaire on new CEER website2) CEER questionnaire on Status Review of Renewable and

Energy Efficiency Support Schemes3) CEER questionnaire for an update on Incentive schemes

– 2016 4) CEER questionnaire on NRA ressources – 2016


5. De CREG

5) CEER questionnaire on NRA powers, Resources and Framework Condition status review

6) Request from the Hungarian Energy and Public Utility Re-gulatory Authority for information about national electricity storage regulation

7) Request from the Estonian Energy and Water Regulatory Competition Authority for information on volume correcti-on of gas meter readings

8) Request from the Hungarian Energy and Public Utility Re-gulatory Authority for information about conversion to MJ/cubic meters to kWh

9) Request from the Hungarian Energy and Public Utility Re-gulatory Authority for information about certain 3rd Pack-age provisions

10) CEER questionnaire: ICG questionnaire on international ac-tivities and identifying their expectations towards CEER’s new International Coordination Group

11) CEER quarterly report: update UTB-TF: status of transposi-tion of the 3rd Package in Belgium

12) CEER questionnaire: REMIT implementation at national level 2015

13) CEER questionnaire on the Status review of NRA Staff and Resources 2011-2015

14) CEER questionnaire update in unbundling 2015 – DSO’s15) CEER questionnaire update on non-core DSO activities16) CEER questionnaire for Guidelines of Good Practice on In-

centive Schemes for DSOs, including innovation17) CEER questionnaire on RES support schemes18) CEER questionnaire on national indicators 2015 for gas &

electricity19) CEER questionnaire to NRA’s on their strategies to remove

cross-border entry barriers for energy suppliers20) CEER questionnaire on Investment conditions 201621) CEER questionnaire on Investment conditions and incenti-

ves for 2014 and 2015

22) CEER questionnaire on Flexibility Task Force Survey23) Request from the Hungarian Energy and Public Utility Re-

gulatory Authority for information about HEA survey on Price Comparison Tools

24) CEER questionnaire on CEER Work programme 2017 – on-line poll public and internal deliverables

25) CEER questionnaire on poll of NRA resources for experts for CEER’s new regulatory knowledge initiative

26) CEER questionnaire on Quality of Supply (gas & electricity)27) CEER questionnaire on Power Losses28) CEER survey on cross-sectoral cooperation among NRAs29) Consumer parts of National Indicators 201630) CEER questionnaire Regulatory Benchmark.

Al deze vragenlijsten dienen als basis voor het opstellen van rapporten, status reviews, position papers en andere docu-menten van de CEER, ACER en de Europese Commissie. Ze geven niet enkel een uitvoerige beschrijving van de overeen-komsten en verschillen tussen lidstaten, maar ook informatie over de mate waarin de Europese wetgeving in elke lidstaat wordt toegepast. De Europese Commissie baseert zich op haar beurt op deze documenten om wetgevende initiatieven uit te werken.

5.8.4. European Gas Regulatory Forum

Het European Gas Regulatory Forum, ook wel het Forum van Madrid genoemd, dient als overlegplatform voor de ontwikke-ling van de interne aardgasmarkt in Europa. Hieraan nemen, onder het voorzitterschap van de Europese Commissie, zowel de lidstaten, de Europese regulatoren (waaronder de CREG) als alle andere Europese stakeholders deel. De 29e vergade-ring van het forum vond plaats op 6 en 7 oktober 2016127.

Deze vergadering kan omschreven worden als overgang naar een nieuwe fase in de ontwikkeling van de Europese aard-gasmarkten. De laatste netwerkcodes voor aardgas werden ofwel goedgekeurd op deze datum ofwel waren ze reeds in een finaal stadium. Met betrekking tot de eerste netwerkco-des heeft ACER reeds implementatierapporten uitgebracht. De hervormingen die moeten leiden tot de creatie van een-gemaakte aardgasmarkt krijgen stilaan vorm. Samen met de aan wezige stakeholders werden er dan ook tijdens het forum in 2016 eerder plannen gemaakt over hoe de aardgasmarkt in Europa in de toekomst zal evolueren.

Een duidelijke link werd gelegd met de 'Schone energie voor alle Europeanen'-communicatie128 van de Europese Commis-sie, gepubliceerd op 30 november 2016. Ofschoon deze com-municatie voornamelijk doelt op energie-efficiëntie, introductie van hernieuwbare productie en het design van de elektriciteits-markt, werd duidelijk gevraagd dat voor de aardgasmarkt een analoge analyse zal opgestart worden. Hiertoe werd de lan-cering van twee studies aangekondigd. Het betreft enerzijds een studie voor de verwijdering van bestaande drempels voor innovatie van LNG- en gasopslagproducten en anderzijds een 'Quo Vadis'-studie over de toekomst van aardgas in Europa.

Vanuit het forum kwam een duidelijk verzoek om de verdere toekomst aan te pakken in samenspraak met de aardgassector en er niet van uit te gaan dat wat reeds gedaan is binnen de elektriciteitssector eenvoudigweg kan gekopieerd worden. Of-schoon voor beide sectoren dezelfde doelstelling van de crea-tie van een eengemaakte Europese interne markt geldt, werd de nadruk gelegd op het feit dat beide sectoren hun eigen specificiteiten en uitdagingen hebben, wat dus een verschil in aanpak vereist.

127 De conclusies van het forum en alle daarbij horende documenten zijn beschikbaar op de website van de Europese Commissie: https://ec.europa.eu/energy/en/events/madrid-forum. 128 http://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy-transition.


5. De CREG

5.8.5. European Electricity Regulatory Forum

Het European Electricity Regulatory Forum, ook wel het Fo-rum van Firenze genoemd, dient als overlegplatform voor de ontwikkeling van de interne elektriciteitsmarkt waaraan onder andere de Europese Commissie, de lidstaten en de Europese regulatoren (waaronder de CREG) deelnemen. De 30e en 31e vergaderingen van het forum vonden plaats op 3 en 4 maart 2016 en op 13 en 14 juni 2016129.

Beide vergaderingen stonden in het teken van de op 30 no-vember 2016 gepubliceerde 'Schone energie voor alle Euro-peanen'-communicatie door de Europese Commissie. Toen reeds werden de grote lijnen uiteengezet en volgden er dis-cussies over bepaalde aspecten, zijnde de organisatie van de groot- en kleinhandelsmarkt, capaciteitsvergoedingsmechanis-men, beheersing van de bevoorradingsrisico’s, regionalisatie-aspecten van de interne markt en de hiermee gepaard gaande wijzigingen aan het institutioneel kader. Waar de meeste on-derwerpen reeds tijdens de eerste vergadering aan bod kwa-men, werden de onderwerpen inzake de kleinhandelsmarkt en de consumenten besproken tijdens de twee dagen in juni.

Met betrekking tot de groothandelsmarkt ging het vooral over de introductie van prijzen die duidelijk de schaarste van elek-triciteit op de markt weergeeft (scarcity price). Hierbij hoorde een pleidooi voor het afschaffen van allerhande prijsbeperkin-gen, subsidies, exitbeperkingen, prioritaire behandeling van productie-eenheden, enz. Dit staat in contrast met de aanvaar-ding van capaciteitsvergoedingsmechanismen, als noodzakelij-ke remedie voor de beperkingen van de Energy Only Market, mits het respecteren van de niet-discriminatieregels en het in rekening brengen van grensoverschrijdende capaciteit. Dat deze mechanismen moeten voldoen aan marktcondities, blijft echter prioritair.

Wat consumentengerelateerde vragen betreft, werd aangekon-digd dat de energiefactuur zal herbekeken worden, prijsverge-lijkers zich mogen verwachten aan bijkomende regels en dat er werk dient gemaakt te worden van de implementatie van het vraagbeheer in de markt. De richtlijn inzake hernieuwbare ener-giebronnen zal zich daarentegen focussen op de periode die volgt na 2020 en zal gaan over de financiering van de hoge kosten, autoconsumptie, integratiedrempels en regionale coordinatie.

De verdere ontwikkeling van de technische fundamenten van de Europese eengemaakte elektriciteitsmarkt, zijnde de net-werkcodes en richtsnoeren, werd slechts in de marge aange-haald. In 2015 had de Europese Commissie reeds intensief gewerkt aan de behandeling van de verschillende op stapel staande netwerkcodes. Zowel de code netwerkbeheer als de code Emergency & restauration werden in 2016 goedgekeurd, en er was dan ook geen nood om de bespreking daarvan ver-der te zetten. Ook in de elektriciteitsmarkt worden de nieuw vastgelegde richtsnoeren geleidelijk aan geïmplementeerd. Voor 2017 rest dan nog de uitwerking van de balanceringscode waarvan echter reeds delen opgenomen zijn in de huidige ge-publiceerde voorstellen van de Europese Commissie. 5.8.6. Citizens' Energy Forum

Het Citizens' Energy Forum, ook wel het forum van Londen genoemd, stelt zich als doel om in 2016 een competitieve, ef-ficiënte en eerlijke kleinhandelsmarkt te creëren voor de con-sument. Een aantal werkgroepen werden door de Europese Commissie opgericht om zich te buigen over de onderwerpen die in dit forum besproken worden. Tijdens de achtste editie op 23 en 24 februari 2016130 behandelde het forum een brede waaier van onderwerpen.

In haar keynote speech, stelde de Europese commissaris voor Justitie, Consumenten en Gendergelijkheid, binnen een ruimer

kader, dat consumer empowerment enkel kan bereikt worden via de installatie van meters (niet noodzakelijk intelligente, maar wel overal individuele meters) en het ter beschikking stellen van data en informatie aan de klant. Hiervoor wordt herhaaldelijk opgeroe-pen tot een horizontale benadering van het toezicht, over alle sec-toren heen, maar met een aangepast regulatoir kader.

Specifiek naar de energiesector toe, was reeds duidelijk dat er naast het mededingingsluik en de nieuwe marktdesignregels, er ook een nieuw initiatief genomen zou worden rond consu-menten. Een aanpassing van de wetgeving rond de eindfactuur zal daarbij een essentieel element zijn van dit initiatief, maar er komt ook een voorstel in verband met prijsvergelijkingsinstru-menten. Hierbij wordt, geheel in lijn met het socialy inclusive regulation-project, niet alleen gekeken naar het feit dat deze tools bestaan, maar wordt er ook rekening gehouden met het feit dat consumenten niet altijd over de middelen beschikken om deze tools te gebruiken.

5.8.7. Energy Infrastructure Forum

Het Energy Infrastructure Forum, ook wel het Forum van Ko-penhagen genoemd, vond voor het eerst plaats op 23 en 24 juni 2016131. Dit forum dat in het leven werd geroepen door het pakket energie-Unie dat op 25 februari 2015 werd gepubliceerd, brengt, onder het voorzitterschap van de Europese Commissie, de belangrijkste marktpartijen bijeen. Hiertoe behoren de leden van de regionale groepen opgericht voor de bevoorrechte cor-ridors (lidstaten, systeembeheerders, regulatoren en project-promotoren), samen met afgevaardigden van enkele Europese instellingen (het Europese Parlement, het Comité van de Re-gio’s en het Economisch en Sociaal Comité) en Europese orga-nisaties (ngo’s, ENTSO-E, ENTSO-G, ACER en de EIB).

Dit forum dient, als de jongste van de vier bestaande fora, nog zijn eigen dynamiek te vinden. Projecten worden vandaag

129 De conclusies van het forum en alle daarbij horende documenten zijn beschikbaar op de website van de Europese Commissie: https://ec.europa.eu/energy/en/events/meeting-european-electricity-regulatory-forum-florence.130 De conclusies van het forum en alle bijbehorende documenten zijn beschikbaar op de website van de Europese Commissie: https://ec.europa.eu/energy/en/events/citizens-energy-forum-london. 131 De documenten van het forum en alle bijbehorende documenten zijn beschikbaar op de website van de Europese Commissie: http://ec.europa.eu/energy/en/events/energy-infrastructure-forum.


5. De CREG

gegroepeerd in enkele high level-groepen, waar lidstaten, sy-steembeheerders en regulatoren de nodige analyses uitvoeren. Een paar voorbeelden: BEMIP, CESEC, SW Peninsula, Energy Community en North Sea Countries. In deze laatste groep neemt België voor het eerst het voorzitterschap waar, en zullen volgende onderwerpen besproken worden: de ruimtelijke en ecologische planning, de infrastructuurplanning, kostenbeheer-sing en subsidieregels voor offshorewind en de hantering van gemeenschappelijk standaarden.

Bijkomend, ter ondersteuning van het forum, wordt naar ana-logie met de Florence School of Regulation, de Copenhagen School of Energy Infrastructure opgericht. Deze nieuwe instel-ling dient invulling te geven aan het forum vanuit academische hoek. Niettegenstaande de banken de energiesector als een stabiele omgeving beschouwen en leningen niet erg duur zijn, dienen energie-investeringen op lange termijn bekeken en be-rekend te worden. De interactie met de doelstellingen inzake CO2-emissiereductie is een belangrijk element bij deze reflectie.

5.8.8. De CREG en de andere nationale regulatoren

In 2016 is de CREG eveneens goede contacten blijven onder-houden met haar buitenlandse collega-regulatoren. Meer spe-cifiek, met betrekking tot de buurlanden waakte ze erover om op het hoogste niveau de dialoog aan te gaan en domeinen van samenwerking af te tasten. Zo werd met de Franse collega’s van gedachten gewisseld over de ontplooiing van de Europe-se elektriciteitsmarkt, een eventuele versmelting van de beide gasmarkten en de juridische implementatie van de Europese visie rond de eengemaakte energiemarkten.

Binnen de CWE-regio is de CREG in 2016 een leidende rol blijven opnemen in het overleg tussen regulatoren, transmis-siesysteembeheerders en energiebeurzen, zowel binnen het

Regional Coordination Committee (waarin enkel regulatoren vertegenwoordigd zijn) als binnen de Expert Meetings (waar-in ook de transmissiesysteembeheerders en beurzen verte-genwoordigd zijn). De belangrijkste werkpunten betroffen de ontwikkeling en implementatie van de day-ahead en intraday flow based marktkoppeling en de ontwikkeling van regionale methodologieën in het kader van de CACM-verordening.

Naar aanleiding van de beslissing van ACER betreffende het voorstel voor de bepaling van de capaciteitsberekeningsre-gio’s, heeft de CREG, samen met E-Control, ook een leiden-de rol opgenomen in het tot stand komen van gelijkaardige overlegplatformen voor de CORE-capaciteitsberekeningsregio. Deze werden bijgewoond door vertegenwoordigers van alle re-gulatoren, transmissiesysteembeheerders en energiebeurzen van de biedzones binnen de CORE.132 Tijdens twee vergaderin-gen van de CORE Implementation Group, op 20 juni 2016 in Boedapest en op 30 november 2016 in Wenen, werden eerste overlegmomenten georganiseerd. Het doel van deze overleg-groepen is de implementatie van alle voorwaarden of metho-dologieën met een regionaal karakter in de CACM-verordening op korte termijn en de FCA-verordening (Forward Capacity Allocation) op middellange termijn.

Ten slotte heeft de CREG in september 2016 bemiddeld tus-sen de Oekraïense energieregulator en de Oekraïense gas-opslagbeheerder UKRTRANSGAZ in Kiev, door de best practices van de Europese Unie en de bijzonderheden van capaciteitsta-rieven voor gasopslagdiensten uit te leggen en concreet toe te passen op de Oekraïense situatie. Deze assistentie werd ge-organiseerd via TAIEX (Technical Assistance and Information Exchange Instrument) van de Europese Commissie. Er werd een verslag met conclusies en aanbevelingen aan de Europese Commissie, de betrokken energieregulator en UKRTRANSGAZ overgemaakt. Na de missie heeft UKRTRANSGAZ per brief be-vestigd dat zij, dankzij het professionalisme en de ervaring van

de CREG, inzicht heeft gekregen in de best practices van de Eu-ropese Unie en in de bijzonderheden van capaciteitsgebaseerde tarieven voor gasopslagdiensten. De antwoorden op de vele vragen van de Oekraïense energieregulator waren ophelderend en verrijkend en werden in dank afgenomen.

5.8.9. De CREG en de FSMA

In december 2016 werd het samenwerkingsprotocol tussen de CREG en de Autoriteit voor Financiële Diensten en Mark-ten (FSMA) goedgekeurd door de directiecomités van de twee autoriteiten.

Dit protocol legt de modaliteiten vast van de samenwerking rond de uitwisseling van informatie en expertise om de inte-griteit en transparantie van de energiemarkten te verzekeren.

Dit akkoord is zeer belangrijk omdat er steeds meer wisselwer-king is tussen de REMIT-verordening en het financiële domein. Zo kunnen energiederivaten bijvoorbeeld worden beschouwd ofwel louter als energieproducten die onder de REMIT-wet-geving vallen ofwel als financiële instrumenten die onder de financiële regelgeving vallen.

5.8.10. De CREG en het parlement

De CREG heeft in de loop der jaren een uitstekende relatie uitgebouwd met het parlement, meer specifiek met de Com-missie Bedrijfsleven. Zo heeft de CREG na een omstandige uiteenzetting een unanieme goedkeuring bekomen van haar budget. Daarnaast heeft de CREG ook een gedetailleerde uiteenzetting gegeven inzake de gemaakte vorderingen (qua-si volledige realisatie) betreffende de implementatie van de aanbevelingen van het Rekenhof, voor zover dit binnen de bevoegdheden van de regulator viel. Tot slot heeft de CREG tot voldoening van de commissieleden zowel een mondelinge

132 De betrokken regulatoren en transmissiesysteembeheerders zijn te vinden in de beslissing van ACER: (http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Individual%20decisions/ACER%20Decision%2006-2016%20on%20CCR.pdf) en de lijst met benoemde elektriciteitsmarktbeheerders van de betrokken biedzones: (http://www.acer.europa.eu/en/electricity/FG_and_network_codes/CACM/Pages/NEMO-Designations.aspx)


5. De CREG

uiteenzetting als een meer gedetailleerde analyse verstrekt aan het parlement inzake het wetsontwerp betreffende de nu-cleaire repartitiebijdrage voor de jaren 2016-2019. Tot slot kan vermeld worden dat de CREG haar wettelijke verplichtingen stipt nakomt inzake het verstrekken van informatie aan het parlement inzake de fondsen die ze onder haar beheer heeft.

Telkens de CREG werd uitgenodigd voor een uiteenzetting door de Commissie Bedrijfsleven werd ze hiervoor uitvoerig bedankt omwille van de hoge graad van deskundigheid die ze hierbij aan de dag legde.

5.8.11. De CREG en de gewestregulatoren De informele samenwerking van de CREG met de drie gewes-telijke regulatoren (BRUGEL, CWaPE en VREG), werd in 2016 verdergezet in Forbeg. Er vonden zes plenaire vergaderingen plaats. Het voorzitterschap werd tijdens het eerste semester door de CREG waargenomen en in het tweede semester door de CWaPE.

De CREG heeft opnieuw het voorzitterschap op zich genomen van de werkgroepen Gas, Informatie-uitwisseling, Europa en Distributiesysteem.

In 2016 is de werkgroep Gas vier keer bijeengekomen en heeft de besprekingen voortgezet over onder meer de volgende thema’s: i) het afsluiten van het aansluitingscontract dat de modaliteiten regelt tussen Fluxys Belgium en de distributienet-beheerders; ii) de vaststelling van de investeringsplannen van de netbeheerders Fluxys Belgium, Eandis, Ores, Infrax, Resa en Sibelga; iii) het overzicht van de regelingen betreffende de noodleverancier voor aardgas zowel op federaal als op gewes-telijk niveau; iv) de bespreking van het L/H-conversieproject en de eraan verbonden investeringen van de netbeheerders; v) de implementatie van de netwerkcode capaciteitsallocatie; vi) het

onderzoek van de verslagen van de opsporing van gaslekken van de Algemene Directie Kwaliteit en Veiligheid van de FOD Economie; vii) het marktintegratieproject België-Luxemburg; viii) de regelgeving betreffende bevoorradingszekerheid; ix) de follow-up van de Europese netcodes; en x) de werking van de gas working group van CEER en ACER.

In 2016 heeft de werkgroep Informatie-uitwisseling verder gewerkt aan de bevordering van het proces voor de gemeen-schappelijke jaarlijkse publicatie133 van de vier regulatoren over de evolutie van de Belgische energiemarkt en meer bepaald het opstellen van het tekstgedeelte van de mededeling. Het opzet van deze publicatie blijft ongewijzigd: op basis van een statistisch overzicht van de elektriciteits- en aardgasmarkten de evolutie van deze markten en van de mededinging in België in kaart bren-gen. De werkgroep houdt zich ook bezig met het beantwoor-den van vragenlijsten van ACER en CEER. Ook het Monitoring Report van ACER werd door deze werkgroep opgevolgd zodat gegevens van de vier regulatoren konden worden verzameld met het oog op het verschaffen van indicatoren voor België.

De werkgroep Europa kwam in 2016 vier keer samen. Deze werkgroep biedt een formeel kader dat de CREG in staat stelt om zijn taken als nationale regulator uit te voeren en de Belgische vertegenwoordiging binnen CEER en ACER waar te nemen. Door de oprichting van de bijkomende werkgroep voor distributiesystemen, kon de werkgroep Europa zich meer toeleggen op de optimale algemene doorstroming tussen de verschillende werkgroepen binnen Forbeg en de vier regulato-ren onderling. Daarbij werd zoals vorige jaren gefocust op de onderwerpen die aan bod kwamen in de verschillende Euro-pese fora en op het hoogste niveau binnen CEER en ACER. De opvolging van het Europese beleid gebeurde aan de hand van tien thema’s waarin deze van het nieuwe marktdesign voor elektriciteit, de hernieuwbare energie, de energie-effici-entie en de energieconsumenten prioritair werden behandeld.

In elke vergadering worden rond deze thema’s de nieuwe ont-wikkelingen voorgelegd en besproken (m.i.v. de opvolging van consultaties en studies van de Europese Commissie). De uit-eindelijke publicatie van de Europese Commissie van de 'Scho-ne Energie voor alle Europeanen' -communicatie werd op deze wijze voorbereid, en zal ook in 2017 de kern vormen van de debatten. Terwijl de thematische discussies rond deze laatste communicatie in de desbetreffende Forbeg werkgroepen wor-den behandeld, neemt de werkgroep Europa de algehele coör-dinatie waar, met aandacht voor de opvolging van de contacten met de verschillende overheden.

De Distribution Systems Working Group (DS WG) wil regiona-le regulatoren op de hoogte stellen van de activiteiten van de CEER DS WG, de documenten die op de agenda staan voor-stellen aan de regionale regulatoren zodat deze opmerkingen kunnen indienen over deze documenten en aldus de informa-tie-uitwisseling tussen de Belgische en Europese regulatoren bevorderen. In 2016 is de werkgroep acht keer samengekomen en heeft de gesprekken voortgezet over met name de volgen-de studies van de CEER: i) CEER 6th Benchmarking Report on the Quality of Electricity and Gas Supply gericht op de kwaliteit van de elektriciteits- en aardgasbevoorrading in de aangesloten en waarnemende landen van de CEER; ii) CEER Position Paper on the Future DSO and TSO Relationship gericht op het onder-zoeken van de relatie tussen TNBs en DNBs en reglementaire bepalingen; iii) Guidelines of Good Practice on Distribution Net-work Tariffs gericht op de opstelling van de richtsnoeren over de wijze waarop de verschillende tariefstructuren kunnen worden gebruikt om het hoofd te bieden aan de toekomstige uitdagin-gen van de distributienetten; iv) Guidelines of Good Practice on Incentives Schemes including Innovation gericht op de opstel-ling van de richtsnoeren voor goede praktijken van de stimule-ringsregelingen die worden gebruikt in de reglementering van de distributienetbeheerders; v) Guidelines of Good Practice on Flexibility Use at Distribution Level gericht op de verstrekking

133 Gezamenlijk rapport over de ontwikkeling van de elektriciteits- en aardgasmarkten in België - Jaar 2015, 7 juli 2016.


5. De CREG

van richtsnoeren aan de nationale regulatoren over de wijze waarop het gebruik van flexibiliteit door DNB's kan worden gesti-muleerd; vi) Report on New Services and Associated Activities for DSOs gericht op het onderzoek van de opkomende diensten en aanverwante activiteiten die een invloed kunnen hebben op de rollen van de DNB's en vii) CEER Benchmarking Report on Power Losses gericht op de evaluatie van de verliesniveaus van de elektriciteitsnetten in de Europese Landen en de identificatie van de verschillende nationale praktijken op het gebied van de bepaling en berekening van deze verliezen.

Verder nam de CREG in het kader van de andere Forbeg-werk-groepen deel aan de gesprekken rond de volgende thema’s: aanpassing en correcte doorrekening van de transmissienet-tarieven, doorrekening van de federale bijdrage elektriciteit, impact op de werking van de energiemarkt van nog lopende rechtszaken, behandeling van regulatoire saldi, impact van aanpassingen aan gewestelijke tariefdecreten (en ordonnan-ties), mogelijke harmonisatie van de nettarieven in het Waals Gewest, transparantiecriteria inzake tarifaire beslissingen, wer-king en aanpassing van prijsvergelijkingswebsites, lancering van een benchmarkingtool (CREG Scan) door de CREG, berekening van de sociale tarieven, implementatie van de Europese net-werkcodes (RfG, DCC, HVDC, SO), technische vereisten voor batterijsystemen, kwaliteitsrapportering, wijzigingen aan het ARP- en toegangscontract van Elia, demand response, asym-metrische R3 en R1 op DNB-niveau, flexibiliteit op het distribu-tienet en het plaatselijk transmissienet en in kaart brengen van de noodleveranciersregeling. 5.8.12. De CREG en de mededingingsautoriteiten

n Algemene samenwerking van de CREG en de Belgische Mededingingsautoriteit

Artikel 43, tweede lid, van boek IV "Bescherming van de mede-ding" van het Wetboek van economisch recht voorziet dat voor

de economische sectoren die onder het toezicht of de controle van een geëigende openbare instelling of ander overheidsli-chaam zijn geplaatst, de Koning, na raadpleging van die instel-lingen of lichamen, de samenwerking tussen de Belgische Mededingingsautoriteit (BMA) en die instellingen of lichamen kan regelen, wat het onderzoek betreft evenals de wederzijdse uitwisseling van vertrouwelijke inlichtingen.

Hiertoe hebben de BMA en de CREG nauw samengewerkt bij het opstellen van een tekstvoorstel voor een koninklijk besluit tot het regelen van de samenwerking tussen beide instanties. Begin 2015 werd een gezamenlijk tekstvoorstel (opgesteld in nauwe samenwerking met de FOD Economie) bezorgd aan de bevoegde ministers van Energie resp. Economie. Midden 2015 leverde de CREG aan de minister van Energie een (positief) advies over de ontwerptekst. Op 12 november 2015 bracht ook de Raad van State een advies uit over dit ontwerp van konink-lijk besluit.

Begin 2016 heeft de FOD Economie enkele aanpassingen aan-gekondigd die nog zouden worden doorgevoerd aan de ont-werptekst naar aanleiding van een opmerking van de Raad van State (die geen betrekking heeft op de bevoegdheden van de CREG). Bijgevolg wacht de CREG nog op eventuele aanpassin-gen en verwacht ze dat een publicatie van het koninklijk besluit in 2017 mogelijk zou moeten zijn.

n Seponeringsbeslissing van het Auditoraat m.b.t. een ver-zoekschrift tot onderzoek dat in 2006 door de CREG werd ingediend

Bij brief van 22 januari 2016 deelde het Auditoraat van de Bel-gische Mededingingsautoriteit haar beslissing tot seponering mee aan de CREG betreffende een verzoekschrift tot onder-zoek dat door de CREG op 12 oktober 2006 was ingediend bij de toenmalige Raad voor de Mededinging (geregistreerd onder het nr. MEDE-P/K-06/0039).

Deze klacht die reeds in 2006 werd ingediend door de CREG betrof een verzoek tot onderzoek van mogelijke restrictieve mededingingspraktijken, en meer bepaald tot onderzoek in-zake misbruik van machtspositie door Electrabel door het op-leggen van onbillijke prijzen m.b.t. het ter beschikking stellen van reservevermogen voor de primaire, secundaire en tertiaire reserves.

Op 22 december 2015 trof het Auditoraat de beslissing om deze zaak te seponeren omwille van verjaring. Het Auditoraat stelt ter zake vast dat de verjaringstermijn van vijf jaar over-schreden is aangezien de afgelopen 5 jaar geen daad van on-derzoek werd verricht. Op grond van deze verjaring besliste het Auditoraat om deze zaak te seponeren.

Er dient opgemerkt te worden dat de problematiek destijds aangekaart door de CREG in deze klacht intussen ook nog via andere middelen, zoals ministeriële of koninklijke besluiten, werd aangepakt en deze markt inmiddels ook sterk geëvolu-eerd is en o.a. heel wat competitiever geworden is.

n Rapport van de CREG over de verhouding tussen de kosten en de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015

In het kader van haar permanente monitoringopdracht van de gasmarkt, heeft de CREG op 16 augustus 2016 een rapport ge-realiseerd over 'de verhouding tussen de kosten en de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015134' en dit overgemaakt aan de Belgische Mededingingsautoriteit.

5.8.13. De CREG en de Belgische universitaire wereld

In het kader van haar strategische doelstellingen werkt de CREG samen met de Belgische universiteiten door deel te nemen aan colloquia en wetenschappelijke activiteiten. Zij wil die samenwer-king verder uitbouwen en daaruit groeide het idee om een prijs uit te reiken voor de beste en meest vernieuwende masterscriptie

134 Rapport (F)160825-CDC-1553 over de verhouding tussen de kosten en de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015.


5. De CREG

over energie. Op die manier wil de CREG toekomstige ontwikke-lingen in de energiesector ondersteunen en stimuleren. Elke wi-naar krijgt een cheque van 2.500 € en de mogelijkheid om stage te lopen bij de CREG.

Op 26 januari 2016 werden de twee laureaten voor 2015 en hun promotoren uitgenodigd bij de CREG om hun prijs in ontvangst te nemen. Het gaat om: - voor de Vlaamse gemeenschap: Marc Van de Looverbosch van de Universiteit Antwerpen voor zijn scriptie getiteld 'Eigendoms-ontvlechting van transmissiesysteembeheerders in de Europe-se elektriciteitssector';

- voor de Franse gemeenschap Gauthier Roig van de 'Université Libre de Bruxelles' voor zijn scriptie getiteld 'Probabilistic Study of the Blackout Risks in the Electrical Transmission Grid'.

5.9. Financiën van de CREG

5.9.1. Federale bijdrage

De federale bijdrage is een toeslag die geheven wordt op de in België verbruikte hoeveelheid elektriciteit en aardgas135. Met deze bijdrage worden verschillende fondsen gespijsd die door de CREG worden beheerd (zie punt 5.9.2 van dit verslag).

Conform de regelgeving136 heeft de CREG in december 2016 de eenheidstoeslagen van de verschillende componenten van de federale bijdrage elektriciteit en aardgas berekend die moe-ten gelden van 1 januari tot 31 december 2017. A. Federale bijdrage aardgas

De beheerder van het aardgasververvoersnet (Fluxys Belgi-um) en de beheerders van een directe leiding137 storten aan

de CREG elk kwartaal de federale bijdrage die zij eerder aan hun klanten hebben gefactureerd. In 2016 hebben deze onder-nemingen op die manier het CREG-fonds, het sociaal energie-fonds en het fonds beschermde klanten gespijsd.

De aardgasondernemingen die hun klanten verminderingen (degressiviteit en vrijstelling) hebben toegekend dienen hun aanvragen tot terugbetaling elk kwartaal in bij de CREG (zie hierna).

n Spijzing van de fondsen

De verwachte bedragen van de federale bijdrage zijn in het al-gemeen samengesteld uit het basisbedrag voor elk fonds voor het lopende jaar en desgevallend uit een aanvullend bedrag om het tekort van voorgaande jaren te compenseren en de verschillende vrijstellingen te dekken.

Globaal gezien waren de ingeboekte opbrengsten van de fe-derale bijdrage aardgas in 2016 veel hoger dan de verwachte bedragen als gevolg van twee zaken. Enerzijds is het aardgas-verbruik, vooral voor de klanten aangesloten op het distributie-net (zie punt 4.4.1.A van dit verslag) gestegen in vergelijking met het jaar ervoor. Anderzijds is de methode voor de bereke-ning van de eenheidsbijdrage 2016 gebaseerd op het verbruik van 2014 dat bijzonder laag was. Deze twee elementen leidden tot hogere marges.

n Vrijstellingen en degressiviteit

De volledige federale bijdrage werd aan de aardgasonderne-mingen gefactureerd. Aangezien ze het volledige bedrag niet op hun eindafnemers kunnen verhalen vanwege de toeken-ning van een vermindering (degressiviteit) of zelfs van een

vrijstelling kunnen ze ieder kwartaal bij de CREG de terugbe-taling van de degressiviteit en de vrijstelling vragen die ze aan hun eindafnemers hebben toegekend.

Zo heeft de CREG gedurende het jaar 2016 21.505.053 € te-ruggestort aan aardgasbedrijven, wat overeenkomt met de vrijstelling van de federale bijdrage geheven op het aardgas bestemd voor de productie van in het net geïnjecteerde elektri-citeit (elektriciteitscentrales en kwalitatieve warmtekrachtkop-pelingseenheden). De CREG heeft aan aardgasbedrijven ook 574.850 € aan federale bijdrage teruggestort omdat zij die niet kon factureren aan de internationale instellingent. Deze terug-betalingen werden uitgevoerd via de middelen beschikbaar in de verschillende fondsen.

Dezelfde aardgasbedrijven hebben eveneens aanvragen voor de terugbetaling van de degressiviteit ingediend ten belope van 12.994.008 €. Daarnaast werd een bedrag van 512.604 €, door de beheerder van de directe leiding, ingevolge de toe-kenning van degressiviteit aan zijn klanten, niet aan de CREG gestort, verdeeld over de verschillende fondsen. Tot slot heb-ben zes eindafnemers met een verbruikslocatie waarvoor een afzonderlijke factuur door verschillende leveranciers is opge-steld, een vraag tot regularisatie ingediend voor de degressivi-teit waarvan ze in 2015 hebben genoten. Er werd hen in totaal 2.580.629 € terugbetaald.

In 2016 heeft de FOD Financiën een voorschot van 19.000.000 € ter beschikking gesteld van de CREG om haar bovenvermelde behoeften inzake degressiviteit te dekken. In 2017 zal er dan ook een bedrag van 2.912.759 € door de FOD Financiën wor-den afgetrokken van het bedrag dat de CREG in 2017 opvraagt.

135 In overeenstemming met de internationale akkoorden zijn de internationale instellingen, die zowel Europese instellingen als diplomatische missies, consulaire posten, internationale organismen en strijdkrachten gevestigd in België omvatten, hier helemaal van vrijgesteld.136 In het bijzonder het koninklijk besluit van 7 december 2016 tot wijziging van het koninklijk besluit van 24 maart 2003 tot bepaling van de nadere regels betreffende de federale bijdrage tot financiering van sommige openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de

elektriciteitsmarkt en van het koninklijk besluit van 2 april 2014 tot vaststelling van de nadere regels betreffende een federale bijdrage bestemd voor de financiering van bepaalde openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de aardgasmarkt (Belgisch Staatsblad van 21 december 2016) dat, voor 2017, het bedrag bestemd voor het broeikasgassenfonds terug vastlegt op 0 euro en de bevriezing van het bedrag bestemd voor het sociaal energiefonds verlengt. De CREG heeft in dit kader in oktober 2016 een advies aan de minister uitgebracht (advies (A)161027-CDC-1584 over een ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 24 maart 2003 tot bepaling van de nadere regels betreffende de federale bijdrage tot financiering van sommige openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de elektriciteitsmarkt en van het koninklijk besluit van 2 april 2014 tot vaststelling van de nadere regels betreffende een federale bijdrage bestemd voor de financiering van bepaalde openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de aardgasmarkt).

137 Op 31 december 2016 was Wingas de enige beheerder van een directe leiding in België.


5. De CREG

n Oninvorderbaren

In 2016 heeft de regularisatie van het wettelijk forfait bestemd om de aardgasondernemingen te dekken tegen de federale bijdrage die ze bij hun klanten niet hebben kunnen innen, een netto-opbrengst opgeleverd van 295.314 € die op het einde van het jaar werd verdeeld tussen de fondsen die gespijsd worden door de federale bijdrage aardgas.

B. Federale bijdrage elektriciteit

De beheerder van het transmissienet voor elektriciteit (Elia System Operator) stort de CREG elk kwartaal de bijdrage die hij het kwartaal ervoor aan zijn klanten heeft gefactureerd. Zo heeft Elia in 2016 het CREG-fonds, het sociaal fonds voor ener-gie, het denuclearisatiefonds en het fonds beschermde klan-ten gespijsd.

n Spijzing van de fondsen

De verwachte bedragen van de federale bijdrage voor het jaar 2016 zijn samengesteld uit het basisbedrag voor elk fonds voor het lopende jaar en uit een eventueel aanvullend bedrag om het tekort van voorgaande jaren te compenseren en om de bovenvermelde vrijstellingen van de internationale instellingen te dekken.

Globaal gezien waren de opbrengsten van de federale bijdrage elektriciteit in 2016 lager dan de verwachte bedragen ingevol-ge de constante daling van de van het transmissienet afgeno-men hoeveelheid elektriciteit waarop de federale bijdrage werd geïnd. Anderzijds wordt er ook steeds meer elektriciteit decen-traal geproduceerd en op de distributienetten geïnjecteerd.

Doordat de opnulzetting van het fonds broeikasgassen (zie punt 5.9.2.D. hierna) werd verlengd, werd dit fonds in 2016 niet meer regelmatig gespijsd. Er werden enkel nog regularisaties betreffende hoeveelheden energie uit het verleden genoteerd.

n Vrijstellingen en degressiviteit

De elektriciteitsondernemingen werd de volledige federale bij-drage aangerekend, terwijl ze het volledige bedrag ervan niet op hun eindafnemers kunnen verhalen. In voorkomend geval moeten zij de vrijstelling en degressiviteit ervan aftrekken. Bij-gevolg werd voorzien dat deze bedrijven ieder kwartaal bij de CREG de terugbetaling van de degressiviteit en de vrijstelling ten gunste van de eindafnemers kunnen eisen.

In 2016 heeft de CREG, na correcties van leveranciers voor de vrijstelling (fuel mix) van de toeslagen broeikasgassen en denuclearisatie die werden afgehouden op de hoeveelheden groene stroom die voor 31 december 2012 werden geleverd, hen respectievelijk 79 € en 2.634 € teruggestort. De CREG heeft elektriciteitsondernemingen eveneens 540.234 € aan federale bijdragen teruggestort die zij niet konden factureren aan internationale instellingen, Deze terugbetalingen werden uitgevoerd via de middelen beschikbaar in de verschillende fondsen.

Dezelfde elektriciteitsondernemingen hebben eveneens aan-vragen voor terugbetaling van degressiviteit ingediend voor een bedrag van 21.754.083 €. Daarnaast werd een bedrag van 32.807.527 €, dat niet gestort werd door de transmissienetbe-heerder omwille van de toekenning van de degressiviteit aan sommige klanten, verdeeld tussen de verschillende elektrici-teitsfondsen. Tot slot heeft één eindafnemer met een verbruiks-locatie waarvoor een afzonderlijke factuur is opgesteld door verschillende leveranciers, een vraag tot regularisatie inge-diend voor de degressiviteit waarvan hij in 2015 heeft genoten. Er werd hem in totaal 5.238 € terugbetaald.

In 2016 heeft de FOD Financiën een voorschot van 56.000.000 € ter beschikking van de CREG gesteld om haar degressiviteits-behoeften te dekken. In 2017 zal er dan ook een bedrag van 1.433.152 € door de FOD Financiën worden afgetrokken van het bedrag dat de CREG in 2017 opvraagt.

n Oninvorderbaren

In 2016 was de regularisatie van het wettelijk forfait bestemd voor de elektriciteitsondernemingen voor de federale bijdra-ge die ze de jaren ervoor niet bij hun klanten hebben kunnen innen, niet voldoende om alle nettokosten van de oninvorder-baren terug te betalen aan de elektriciteitsleveranciers. Om dit tekort te dekken hebben de verschillende fondsen van de federale bijdrage elektriciteit, de rekening oninvorderbaren elektriciteit voor een bedrag van 101.904 € moeten spijzen om de terugbetalingen van het jaar 2016 uit te voeren.

C. Offshoretoeslag

Deze toeslag geheven door de transmissienetbeheerder op zijn eindklanten en elektriciteitsondernemingen die deze toe-slag daarna doorrekenen aan hun eigen klanten, dient om de kosten gedragen door de transmissienetbeheerder en voort-vloeiend uit zijn aankoopverplichting voor groenestroomcertifi-caten toegekend aan de elektriciteitsproductie op de Noordzee, te compenseren. Het komt de CREG toe om de beheerder van het transmissienet en de elektriciteitsondernemingen terug te betallen, die op deze toeslag degressiviteit hebben toegekend aan hun klanten.

De aanvragen die in 2016 door de transmissienetbeheerder (25.766.177 €) en de elektriciteitsondernemingen (53.862.683 €) zijn ingediend, bedroegen in totaal 79.628.860 €.

In 2016 heeft de FOD Financiën een voorschot van 84.000.000 € ter beschikking gesteld van de CREG om haar bovenvermelde behoeften te dekken. In 2017 zal er bijgevolg bedrag van 4.371.140 € door de FOD Financiën worden afge-trokken van het bedrag dat de CREG in 2017 opvraagt.


5. De CREG

5.9.2. Fondsen

A. CREG-fonds

Bij beslissing van de ministerraad van 12 maart 2012 werden de begrotingen 2012 tot 2014 van de CREG op het niveau van de begroting van 2011 bevroren (14.952.254 €). Net zoals in 2015 heeft het Directiecomité van de CREG de Kamer van Volksvertegenwoordigers ook voor 2016 een budget voorge-steld dat op hetzelfde niveau van 2011 was bevroren.

De gedeeltelijke dekking van de totale werkingskosten van de CREG werd voor 2016 door de Kamer van Volksvertegenwoor-digers tijdens zijn plenaire zitting van 3 december 2015 vastge-legd op 14.952.254 €. Dit bedrag wordt echter aangevuld met 539.356 € en 87.839 € teneinde de reserve in stand te houden en de internationale instellingen terug te betalen.

De rekeningen van 2016 van de CREG worden uitvoerig be-sproken onder punt 5.9.3. hierna.

B. Sociaal fonds voor energie

Voor het jaar 2016 was een totaalbedrag van 52.890.292 € voorzien om de OCMW’s te helpen bij hun taak inzake bege-leiding en financiële maatschappelijke steunverlening op het vlak van energie: 30.750.170 € is afkomstig van de elektrici-teitssector en 22.140.122 € van de aardgassector138. Deze be-dragen worden echter respectievelijk aangevuld met 251.182 € en 74.291 € om de internationale instellingen terug te beta-len. Uiteindelijk werd in 2016 een totale netto-opbrengst van 28.491.418 € voor aardgas opgetekend. Voor elektriciteit werd een totale netto-opbrengst van 31.130.877 € opgetekend.

Buiten de storting van de vierde schijf van 2015 (13.223.300 €) aan de OCMW’s lieten de middelen van het fonds toe om het geheel van de eerste drie schijven van 2016, opgevraagd door de FOD Sociale Integratie (39.675.634 €) te storten.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van het fonds 24.101.456 €. Daardoor zal de CREG eind januari 2017 de vol-ledige vierde schijf van 2016 kunnen storten aan de OCMW's.

C. Denuclearisatiefonds

Dit fonds, dat uitsluitend gespijsd wordt door de federale bijdra-ge aangerekend aan de elektriciteitssector, diende voor het jaar 2016 69.000.000 €139 te bedragen, vermeerderd met 602.659 € ter compensatie van de vrijstelling van de internationale instellin-gen. In 2016 werd een totale netto-opbrengst van 66.645.085 € opgetekend in het fonds.

Naast de uitgevoerde terugbetalingen in het kader van de vrijstel-lingen van internationale instellingen en regularisaties uit het ver-leden voor een totaalbedrag van 199.721 €, heeft de CREG aan NIRAS de volledige 69.000.000 € euro kunnen storten die voor het jaar 2016 voor haar bestemd was.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van het fonds 670.992 €.

D. Fonds broeikasgassen

Het bedrag bestemd voor het fonds, dat uitsluitend gespijsd wordt door de federale bijdrage van de elektriciteitssector, be-droeg 0 euro voor het jaar 2016140.

Het forfaitaire bedrag van 3.600.000 € met betrekking tot het jaar 2016 werd gestort in het organieke begrotingsfonds van de FOD Leefmilieu, bestemd voor de financiering van het fe-deraal beleid ter verlaging van de uitstoot van broeikasgassen.

Naast de uitgevoerde terugbetalingen in het kader van vrijstel-lingen van internationale instellingen en regularisaties uit het verleden (voor een totaalbedrag van 842 €), prefinanciert het broeikasgassenfonds ook jaarlijks het bedrag van 14.490.000 € dat overeenkomt met de btw verschuldigd op het jaarlijks be-drag bestemd voor NIRAS. De btw-administratie betaalde de kwartaalbedragen die aldus werden voorgeschoten, terug aan de CREG.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van het fonds 51.283.733 €.

n Kyoto-fonds JI/CDM

Het fonds Kyoto Joint Implementation/Clean Development Mechanism (Kyoto JI/CDM), tevens beheerd door de CREG, laat de FOD Leefmilieu toe CO2-emissiekredieten aan te ko-pen, waardoor België zijn doelstellingen in het kader van het Kyoto-protocol kan bereiken.

Het fonds Kyoto JI/CDM ontvangt de bedragen afkomstig van het fonds broeikasgassen. In 2016 werd echter geen enkel bedrag overgeheveld van het fonds broeikasgassen naar het fonds Kyoto JI/CDM, terwijl de FOD Leefmilieu het fonds Kyo-to JI/CDM heeft aangesproken teneinde CO2-emissiekredieten ter waarde van 242.833 € aan te kopen.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van het fonds Kyo-to JI/CDM € 14.972.767 €.

138 De bedragen werden voor 2016 verder bevroren door het koninklijk besluit van 18 december 2015 tot wijziging van het koninklijk besluit van 24 maart 2003 en het koninklijk besluit van 2 april 2014 (Belgisch Staatsblad van 24 december 2015). Dit koninklijk besluit werd bevestigd door de wet van 25 december 2016 houdende diverse bepalingen inzake energie (I) (Belgisch Staatsblad van 29 december 2016).

139 Koninklijk besluit van 26 januari 2014 ter vaststelling van de bedragen voorzien voor de financiering van de nucleaire passiva BP1 en BP2 voor de periode 2014-2018, in uitvoering van artikel 3, § 2 van het koninklijk besluit van 24 maart 2003 tot bepaling van de nadere regels betreffende de federale bijdrage tot financiering van sommige openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de elektriciteitsmarkt (Belgisch Staatsblad van 3 februari 2014).

140 Cf. bovenvermeld koninklijk besluit van 18 december 2015.


5. De CREG

E. Fondsen beschermde klanten elektriciteit en aardgas

De behoeften van deze fondsen bedroegen voor het jaar 2016141 95.920.256 € voor elektriciteit en 43.212.401 € voor aardgas, waaraan respectievelijk 479.744 € en 187.599 € moet worden toegevoegd voor de terugbetaling van de internationa-le instellingen.

Er werd een totale netto-opbrengst van 81.883.446 € opgete-kend in het elektriciteitsfonds. Voor aardgas werd een totale netto-opbrengst van 55.130.346 € opgetekend.

In 2016 bedroegen de terugbetalingen aan de ondernemingen uit de sector die in 2015 residentieel beschermde klanten aan het sociaal tarief hebben bevoorraad 74.005.996 € voor elek-triciteit en 58.783.067 € voor aardgas. Doordat er in oktober 2016 niet genoeg middelen beschikbaar waren in het fonds beschermde klanten elektriciteit, konden de terugbetalingen van bepaalde leveranciers pas eind december 2016 gebeuren, na ontvangst van de federale bijdragen elektriciteit die gestort werden door de transmissienetbeheerder en dit overeen-komstig het koninlijk besluit van 29 maart 2012.

Er werd respectievelijk 1.592.116 € en 1.004.833 € opgenomen in de fondsen elektriciteit en aardgas, bedragen die overeen-stemmen met aanvragen tot terugbetaling die de CREG oor-spronkelijk had geweigerd.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van de twee fondsen 12.885.035 € voor elektriciteit en 45.935.474 € voor aardgas.

F. Fonds voor forfaitaire verminderingen voor verwarming met aardgas en elektriciteit

Dit fonds werd uit de elektriciteitswet geschrapt, maar blijft op-genomen in het koninklijk besluit van 24 maart 2003 'federale bijdrage elektriciteit'. In 2016 werd echter geen enkel bedrag opgevraagd. Er werd enkel 138 € vrijstelling en regularisatie uit het verleden opgetekend.

Op 31 december 2016 bedroegen de activa van het fonds 24.404.008 €, opgesplitst in 16.810.470 € voor elektriciteit en 7.593.538 € voor aardgas. Zolang er geen wettelijke bestem-ming is voor het saldo van het fonds, zal de CREG het beheer ervan verder voor haar rekening nemen, onder andere wat de eventuele regularisaties van het verleden betreft.

G. Fonds ter compensatie van de inkomstenderving van de gemeenten

Het saldo van dit fonds, dat al verschillende jaren volledig in-actief is, bedroeg op 31 december 2016 578.691 €, wat over-eenkomt met de sinds 2005 geïnde interesten. Zolang er geen wettelijke bestemming is voor dit saldo, zal het fonds niet af-gesloten kunnen worden.

5.9.3. Rekeningen 2016

De opbrengsten van de federale bijdrage elektriciteit zijn glo-baal gezien opnieuw 5% lager dan de verwachte bedragen, die een substantiële spijzing van de elektriciteitsreserve inhou-den. Dankzij diverse en uitzonderlijke opbrengsten (zie hieron-der) zijn de totale opbrengsten van de elektriciteitssector 3,5% hoger dan de verwachte bedragen van de federale bijdrage, zonder rekening te houden met het op peil brengen van de reserve zoals voorzien.

De opbrengsten van de federale bijdrage aardgas die in 2016 werden opgetekend waren 23% hoger dan de verwachte be-dragen en dit ondanks vrijstellingen die meer dan twee keer zo hoog waren dan de verwachtingen. Deze hoge inning was enkel mogelijk dankzij het dubbele effect dat in het voormelde punt 5.9.1.A. werd uiteengezet.

De diverse en uitzonderlijke opbrengsten compenseren de uitgaven van de CREG voor een klein deel en omvatten on-der andere de structurele verminderingen van de RSZ-bijdra-gen waarvan de CREG geniet, alsook de doorrekening van de bezoldiging van een medewerker van de CREG die in 2016 was gedetacheerd. 69% van het totaalbedrag van deze finan-ciële opbrengsten is afkomstig van de elektriciteitssector en 31% ervan is afkomstig van de gassector. Een opbrengst van 528.046 € wordt dan ook opgeteld bij de bovengenoemde op-brengsten van de federale bijdrage.

De totale opbrengst van de elektriciteitssector bedraagt bijge-volg 10.759.850 €. De totale opbrengst voor de aardgassector bedraagt 5.897.396 €. Dit stemt overeen met een totale op-brengst voor de CREG van 16.657.246 € (dit is een stijging van 3,7% in vergelijking met het boekjaar 2015.

De totale lasten van de CREG voor het boekjaar 2016 bedragen 15.288.495 € (dit is een stijging van 7,3% in vergelijking met 2015).

Het subtotaal van de personeelskosten stijgt globaal met 793.172 € (+6,9%) in vergelijking met het boekjaar 2015 als gevolg van de loonindexering in 2016 en de aanwerving van uitzendkrachten om afwezig personeel te vervangen, aanwer-vingskosten en inspanningen om het fonds voor de financie-ring van groepsverzekeringen op niveau te brengen.

141 Koninklijk besluit van 26 december 2015 tot vaststelling van de bedragen voor 2016 van de fondsen die bestemd zijn voor de financiering van de werkelijke kostprijs ingevolge de toepassing van maximumprijzen voor de levering van elektriciteit en aardgas aan beschermde residentiële afnemers (Belgisch Staatsblad van 30 december 2015). Dit koninklijk besluit werd bevestigd door de wet van 25 december 2016 houdende diverse bepalingen inzake energie (I) (Belgisch Staatsblad van 29 december 2016).


5. De CREG

Het subtotaal van de werkingskosten stijgt globaal met 253.107 € (+9,1%), voornamelijk als gevolg van de aanzien-lijke stijging van kosten voor externe experts. De kosten voor externe studies zijn 205.954 € (+64%) gestegen als gevolg van de studie vanwege de Adviesraaden het beroep op ex-tern juridisch advies. De kost voor de communicatiedienst is 48.855 € (+31%) gestegen als gevolg van de implementatie van de nieuwe visuele identiteit en de nieuwe website van de CREG. Tot slot heeft de CREG het hoofd moeten bieden aan verschillende geschillen die nog steeds lopen.

Wat de algemene kosten betreft, compenseert de daling van 44.139 € (-5,4%) van de huur en de huurlasten en de daling van 27.146 € (-17%) van de onderhoudskosten ruimschoots de stijgingen van respectievelijk 10.086 € (+8,1%) en 6.701 € (+2,3%) van de andere kosten zoals documentatie of taksen. De vergaderings- en verplaatsingskosten zijn dan weer geste-gen, respectievelijk met 4.868 € (+4,7%) en 7.098 € (+10,8%) door de nauwe samenwerking van de CREG met overheden en andere Belgische instanties en door de proactieve rol van de CREG in Europese en internationale instanties (CEER, ACER, Europese Commissie, Europese regulatoren, …).

Het boekjaar 2016 werd afgesloten met een globale meerop-brengst die de CREG heeft ontvangen in verhouding tot de kos-ten ten belope van 1.368.751 €. Dit bedrag wordt opgesplitst in een overschot van 208.863 € voor de elektriciteitssector en een overschot van 1.159.887 € voor de aardgassector.

Ondanks het gedeeltelijk op niveau brengen naar aanleiding van het vorige boekjaar bedraagt de reserve elektriciteit nog maar 90% van haar wettelijk maximumniveau van 1.547.558 €. Overeenkomstig het bovenvermelde koninklijk besluit van 24 maart 2003 wordt 149.824 € van de opbrengst elektriciteit

2016 ernaar overgedragen om de reserve volledig terug aan te leggen. Het overschot (59.039 €) zal tijdens de volgende be-rekening (toeslag 2018 die in december 2017 wordt berekend) in mindering gebracht worden van het bedrag dat moet wor-den gefinancierd door de opbrengst van de federale bijdrage elektriciteit.

Overeenkomstig het voormelde koninklijk besluit van 2 april 2014 zal 186 € van de meeropbrengst voor aardgas van 2016 ernaar worden overgedragen zodat die ook volledig wordt aan-gelegd. Het overschot (1.159.701 €) zal tijdens de volgende berekening van de CREG-toeslag aardgas (toeslag 2018 die in december 2017 wordt berekend) in mindering gebracht wor-den van het bedrag dat moet worden gefinancierd door de op-brengst van de federale bijdrage aardgas.

Op 31 december 2016 bedroeg het met de fondsen geconso-lideerde balanstotaal 195.127.320 €.

Sinds 1 januari 2013 houdt de CREG haar boekhouding con-form de principes voorgeschreven door de wet van 22 mei 2003 houdende organisatie van de begroting en de boek-houding van de federale staat en volgens het boekhoudplan vastgelegd door het koninklijk besluit van 10 november 2009 tot vaststelling van het boekhoudplan van toepassing op de federale staat, de gemeenschappen, de gewesten en op de gemeenschappelijke gemeenschapscommissie. Hoewel de inwerkingtreding van deze wet nog eens werd uitgesteld, nu tot 1 januari 2018142 is de CREG deze boekhouding blijven toepassen.

De volgende tabellen bevatten een overzicht van de inkomsten en uitgaven van de uitvoeringsrekening van de begroting.

142 Wet van 25 december 2016 tot wijziging van de wet van 22 mei 2003 houdende organisatie van de begroting en van de comptabiliteit van de Federale Staat (Belgisch Staatsblad van 29 december 2016).

Tabel 17: Overzicht rekening van uitvoering van de begroting 2016:

ontvangsten (€) (Bron: CREG)

Begroting 14.952.254

Vastleggingen 14.950.434

Vereffening 14.493.974

Gesplitste kredieten 456.460

Aangezien de begroting van de CREG voor 2016 werd vast-gelegd op 14.952.254 €, stemmen de vastleggingen van 14.950.434 € overeen met 99,99% van deze begroting. De gesplitste kredieten van de vorige jaren die bij de afsluiting van het boekjaar 2016 nog openstonden, bedroegen 190.375 €, samen met de 456.460 € aan gesplitste kredieten van het be-grotingsjaar 2016, stonden er op 31 december 2016 in totaal nog 646.835 € aan gesplitste kredieten open. Alle gesplitste kredieten zullen een invloed hebben op het resultaat van de algemene boekhouding als ze worden vereffend / ten laste genomen.

Tabel 18: Overzicht rekening van uitvoering van de begroting 2016:

ontvangsten (€) (Bron: CREG)

Begroting 15.007.710

Vastgestelde rechten 15.717.651

Vereffening 15.717.651

De ontvangsten van de CREG waren in 2016 globaal gezien 4,7% hoger dan verwacht (zie hiervoor vermelde uitleg).


5. De CREG

Tabel 19: Resultatenrekening op 31 december 2016 (€) (Bron: CREG) 2016 2015

Personeelskosten 12.222.645 11.418.894Bezoldigingen en lasten 11.608.211 10.904.575Schommeling voorzieningen voor vergoedingen bij vertrek leden van het Directiecomité 113.230 133.357Schommeling voorzieningen vakantiegeld 31.518 51.076Uitzendkrachten 83.695 6.942Aanwervingskosten 30.069 545Opleidingen, seminaries 70.406 37.026Leasingwagens personeel 285.516 285.374

Instanties 41.910 52.489Vergoedingen Adviesraad Gas en Elektriciteit 41.910 52.489

Subtotaal 'Personeelskosten' 12.264.555 11.471.383Externe experts 993.673 671.313

Externe studies 524.876 318.922Communicatiedienst 204.966 156.111Vertalers, revisor, sociaal secretariaat 186.838 144.403Juridische bijstand rechtszaken 76.992 51.877

Algemene kosten 1.816.242 1.889.097Huur lokalen en gemeenschappelijke lasten 774.758 818.897Parkeerruimten 75.666 76.505Onderhoud lokalen en veiligheid 133.906 135.035Onderhoud materieel 132.295 159.441Documentatie 134.313 124.227Telefoon, post, internet 41.606 50.899Kantoorbenodigdheden 8.544 10.800Vergaderings- en representatiekosten 108.330 103.462Reiskosten (incl. naar het buitenland) 72.870 65.772Lidgeld aan verenigingen 46.147 62.953Verzekeringen, taksen en diverse kosten 287.807 281.106

Afschrijvingen 201.796 205.560Afschrijvingen op materiële vaste activa 201.796 205.560

Financiële lasten 12.230 4.863Andere 6.022 4.839Overdracht naar fonds oninvorderbaarheden en federale bijdrage 6.208 23

Subtotaal 'Andere werkingskosten' 3.023.940 2.770.833TOTAAL VAN DE LASTEN 15.288.495 14.242.216Opbrengsten (toeslagen en retributies) 14.760.449 13.715.978

Federale bijdrage elektriciteit en aardgas 16.095.732 15.252.822Overdracht van de fondsen oninvorderbaarheden aardgas en elektriciteit 13.320 10.531Regularisatie gasbedrijven dienstjaar n-1 14.158 264.049Regularisatie CREG elektriciteit dienstjaar n –208.863 –389.345Regularisatie CREG aardgas dienstjaar n –1.159.887 –1.426.580Diverse bijdragen 6.000 4.500

Financiële opbrengsten 386 405Opbrengsten van vlottende activa 327 405Overige financiële opbrengsten 59 1

Diverse en uitzonderlijke opbrengsten 527.660 525.832Andere uitzonderlijke opbrengsten 527.660 525.832

TOTAAL VAN DE OPBRENGSTEN 15.288.495 14.242.216RESULTAAT VAN HET BOEKJAAR 0 0


5. De CREG

Tabel 20: Balans op 31 december 2016 (€) (Bron: CREG)

ACTIVA 2016 2015VASTE ACTIVAImmateriële en materiële vaste activa 348.786 361.876

Inrichting van het gebouw 106.615 119.356Meubilair en rollend materieel 80.299 75.224Informaticamateriaal 161.872 167.296

Financiële vaste activa 558 558Diverse borgstellingen 558 558

VLOTTENDE ACTIVAVorderingen op ten hoogste één jaar 416.151 1.166.981

Handelsvorderingen 37.597 117.876Overige vorderingen 252 65.977Vorderingen van de fondsen 378.302 983.128

Geldbeleggingen en beschikbare waarden 193.999.387 175.943.517CREG-fonds 8.142.929 6.622.802Sociaal fonds voor energie 24.013.053 17.117.535Fonds broeikasgassen 51.283.657 54.883.898Denuclearisatiefonds 670.848 2.752.338Kyoto-fonds JI/CDM 14.972.767 15.215.599Fonds beschermde klanten elektriciteit 12.884.906 4.757.466Fonds beschermde klanten aardgas 45.741.826 49.306.964Fonds gemeenten 578.691 578.691Fonds verwarmingspremie 24.403.994 24.403.997Fonds federale bijdrage 442 4.460Fonds degressiviteit elektriciteit 3.350.913 43.798Fonds degressiviteit offshoretoeslag 4.742.963 3.275Fonds degressiviteit aardgas 2.915.949 882Fonds oninvorderbaarheden elektriciteit 29.639 181.870Fonds oninvorderbaarheden aardgas 266.092 69.473Kassa 718 467

Regularisatierekeningen 362.437 1.022.157TOTAAL ACTIVA 195.127.320 178.495.089


5. De CREG

PASSIVA 2016 2015EIGEN VERMOGENOvergedragen winst 1.314.222 1.314.222Sectoriële reserve CREG 2.242.838 2.092.828

Elektriciteit 1.547.558 1.397.734Gas 695.280 695.094

PROVISIESVergoedingen einde mandaat van de leden van het directiecomité 424.396 311.166Andere voorzieningen 0 5.710SCHULDENSchulden op ten hoogste één jaar 4.911.822 4.467.786

Handelsschulden 3.106.410 2.756.090Schulden met betrekking tot belastingen, bezoldigingen en sociale lasten 1.805.412 1.711.696

Diverse schulden 186.234.042 170.303.378

Sociaal fonds voor energie 24.091.264 17.346.957Fonds broeikasgassen 51.283.898 54.884.664Denuclearisatiefonds 651.054 3.005.969Kyoto-fonds JI/CDM 14.972.767 15.215.599Fonds beschermde klanten elektriciteit 12.866.652 4.989.202Fonds beschermde klanten aardgas 45.935.474 49.538.291Fonds gemeenten 578.691 578.691Fonds verwarmingspremie 24.404.014 24.404.138Fonds federale bijdrage 442 4.460Fonds degressiviteit elektriciteit 3.350.913 43.798Fonds degressiviteit offshoretoeslag 4.742.963 3.275Fonds degressiviteit aardgas 2.915.949 882Fonds oninvorderbaarheden elektriciteit 137.626 202.819Fonds oninvorderbaarheden aardgas 302.336 84.633

Regularisatierekeningen 0 0

TOTAAL PASSIVA 195.127.320 178.495.089


5. De CREG

5.9.4. Verslag van de bedrijfsrevisor over het boekjaar afgesloten op 31 december 2016

Overeenkomstig de opdracht die ons werd toevertrouwd door het directiecomité krachtens artikel 31, §1, van het huishoude-lijk reglement van 4 december 2015 van de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas, hebben wij de eer U verslag uit te brengen over de rekeningen over het voor-bije boekjaar. Dit verslag omvat ons oordeel over het getrouwe beeld van de rekeningen evenals de vereiste bijkomende ver-meldingen en inlichtingen.

Verslag over de jaarrekening – oordeel zonder voorbehoud

Wij hebben de controle uitgevoerd van de rekeningen van de Commissie over het boekjaar afgesloten op 31 december 2016, opgesteld op basis van de waarderingsregels aangenomen door het directiecomité. Deze rekeningen zijn samengevat in een staat van activa en passiva, waarvan het totaal 195.127.320 EUR bedraagt, en in een resultatenrekening, waarvan het sal-do 0 EUR bedraagt, overeenkomstig koninklijke besluiten van 24 maart 2003 en van 2 april 2014 betreffende de financiering van de Commissie, en het totaal van opbrengsten en lasten 15.288.495 EUR bedraagt.

Verantwoordelijkheid van het directiecomité voor het op-stellen van de jaarrekening

Het directiecomité is verantwoordelijk voor het opstellen van de rekeningen die een getrouw beeld geven in overeenstem-ming met het boekhoudkundig referentiestelsel van toepas-sing voor de Commissie, alsook voor het implementeren van de interne beheersing die het directiecomité noodzakelijk acht voor het opstellen van de rekeningen die geen afwijking van materieel belang bevatten als gevolg van fraude of van het ma-ken van fouten.

Verantwoordelijkheid van de commissaris

Het is onze verantwoordelijkheid een oordeel over deze reke-ningen te uiten op basis van onze controle. Wij hebben onze controle volgens de internationale controlestandaarden (ISA’s) uitgevoerd. Deze standaarden vereisen dat wij aan de deon-tologische vereisten voldoen alsook de controle plannen en uitvoeren om een redelijke mate van zekerheid te verkrijgen dat de rekeningen geen afwijkingen van materieel belang bevatten.

Een controle omvat werkzaamheden ter verkrijging van contro-le-informatie over de in de rekeningen opgenomen bedragen en toelichtingen. De geselecteerde werkzaamheden zijn af-hankelijk van de beoordeling door de bedrijfsrevisor, met inbe-grip van diens inschatting van de risico’s van een afwijking van materieel belang in de rekeningen als gevolg van fraude of van fouten. Bij het maken van die risico-inschatting neemt de be-drijfsrevisor de interne beheersing van de Commissie in aan-merking die relevant is voor het opstellen door de Commissie van de rekeningen die een getrouw beeld geeft, teneinde con-trolewerkzaamheden op te zetten die in de gegeven omstan-digheden geschikt zijn, maar die niet gericht zijn op het geven van een oordeel over de effectiviteit van de interne beheersing van de Commissie. Een controle omvat tevens een evaluatie van de geschiktheid van de gehanteerde waarderingsregels en van de redelijkheid van de door het directiecomité gemaakte schattingen, alsmede een evaluatie van de presentatie van de rekeningen als geheel.

Wij hebben van het directiecomité en van de aangestelden van de Commissie de voor onze controle vereiste ophelderingen en inlichtingen verkregen.

Wij zijn van mening dat de door ons verkregen controle-in-formatie voldoende en geschikt is om daarop ons oordeel te baseren.

Oordeel zonder voorbehoud

Naar ons oordeel geeft de staat van activa en passiva afgesloten op 31 december 2016 evenals de resultatenrekening voor het boekjaar 2016, een getrouw beeld van het vermogen, de finan-ciële toestand en de resultaten van de Commissie, op basis van de waarderingsregels aangenomen door het directiecomité.

Bijkomende vermeldingen en inlichtingen

Wij vullen ons verslag aan met de volgende bijkomende ver-meldingen en inlichtingen die niet van aard zijn om de draag-wijdte van onze verklaring over de rekeningen te wijzigen:

Onverminderd formele aspecten van ondergeschikt belang, wordt de boekhouding gevoerd overeenkomstig de algeme-ne regels van de wet van 22 mei 2003 houdende organisa-tie van de begroting en van de comptabiliteit van de federale Staat en van het koninklijke besluit van 10 november 2009 tot vaststelling van het boekhoudplan van toepassing op de fe-derale Staat en op de gemeenschappen, de gewesten en de gemeenschappelijke gemeenschapscommissie.

• Het is gepast aan te duiden dat CREG op 31 december 2016 verplichtingen heeft aangegaan voor een bedrag van 646.835 EUR. Deze verplichtingen verschijnen niet in de rekeningen aangezien het geen schulden zijn.

• Wij hebben geen enkele overtreding van de “elektriciteits- en gaswetten” of hun uitvoeringsbesluiten vastgesteld, voor wat betreft de verrichtingen die uit de rekeningen van de commissie blijken.

Brussel, 16 februari 2017

André KILESSE Bedrijfsrevisor


5. De CREG

5.10. Lijst van akten opgesteld door de CREG in 2016

(B)160121-CDC-1219E/13(B)160421-CDC-1219E/14(B)160719-CDC-1219E/15(B)161020-CDC-1219E/16

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier EBEM tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016 Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur EBEM durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160121-CDC-1219G/13(B)160421-CDC-1219G/14(B)160719-CDC-1219G/15(B)161020-CDC-1219G/16

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier EBEM tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016 Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur EBEM durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissing over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier EDF LUMINUS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016 Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur EDF LUMINUS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier EDF LUMINUS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur EDF LUMINUS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ELEGANT tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ELEGANT durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


5. De CREG


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ELEGANT tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ELEGANT durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)161020-CDC-1223E/1 Beslissing over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ENECO tijdens het vierde kwartaal van 2016Décision relative à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ENECO durant le quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ENECO tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ENECO durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160719-CDC-1224E/8(B)161020-CDC-1224E/9

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ENI tijdens het derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ENI durant le troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160719-CDC-1224G/8(B)161020-CDC-1224G/9

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ENI tijdens het derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ENI durant le troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ESSENT tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ESSENT durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ESSENT tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ESSENT durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier LAMPIRIS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur LAMPIRIS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier LAMPIRIS tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur LAMPIRIS durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


5. De CREG


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier OCTA+ tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur OCTA+ durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160121-CDC-1227G/13(B)160421-CDC-1227G/14(B)160719-CDC-1227G/15(B)161020-CDC-1227G16

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier OCTA+ tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016 Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur OCTA+ durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ANTARGAZ tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ANTARGAZ durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160121-CDC-1285E/10(B)160421-CDC-1285G/11(B)160719-CDC-1285G/12(B)161020-CDC-1285G/13

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier WATZ tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur WATZ durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier MEGA POWERONLINE tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur MEGA POWERONLINE durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier MEGA POWERONLINE tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur MEGA POWERONLINE durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ENERGY PEOPLE tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ENERGY PEOPLE durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier COMFORT ENERGY tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur COMFORT ENERGY durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier COMFORT ENERGY tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur COMFORT ENERGY durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016


5. De CREG


Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier ASPIRAVI ENERGY tijdens het eerste, tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur ASPIRAVI ENERGY durant le premier, deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)160622-CDC-656G/32 Beslissing over het aangepast tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door NV Fluxys Belgium voor het exploitatiejaar 2015Décision sur le rapport tarifaire adapté incluant les soldes introduit par la S.A. Fluxys Belgium concernant l’exercice d’exploitation 2015

(B)161208-CDC-656G/33 Beslissing betreffende de neutraliteitsheffing voor balancering en de waarde van de kleine aanpassingDécision sur la redevance d’équilibrage à des fins de neutralité et la valeur du petit ajustement

(B)160622-CDC-657G/12 Beslissing over het aangepast tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door NV Fluxys LNG voor het exploitatiejaar 2015Décision sur le rapport tarifaire adapté incluant les soldes introduit par la S.A. Fluxus LNG concernant l’exercice d’exploitation 2015

(B)160622-CDC-658E/37 Beslissing over het tariefverslag met inbegrip van de saldi ingediend door de NV Elia System Operator betreffende het exploitatiejaar 2015 en zoals gewijzigd door het aangepast tariefverslagDécision relative au rapport tarifaire incluant les soldes introduit par la S.A. Elia System Operator concernant l’exercice d’exploitation 2015, tels que modifiés par le rapport tarifaire adapté

(B)160630-CDC-658E/38 Beslissing over de doelstellingen die Elia in 2017 moet behalen in het kader van de stimulans overgelaten aan het eigen inzicht van de CREG zoals bedoeld in artikel 27 van de TariefmethodologieDécision sur les objectifs à atteindre par Elia en 2017 dans le cadre de l’incitant laissé à la discrétion de la CREG visé à l’article 27 de la Méthodologie Tarifaire

(B)161222-CDC-658E/39 Beslissing over de doelstellingen die Elia in 2017 moet behalen in het kader van de stimulans voor de markintegratie zoals bedoeld in artikel 24, §1, 2) en §3 van de tariefmethodologieDécision sur les objectifs à atteindre par Elia en 2017 dans le cadre de l’incitant à l’intégration du marché visé à l’article 24, §1er, 2) et §3 de la Méthodologie Tarifaire

(B)161117-CDC-658E/40 Beslissing over de vraag tot goedkeuring van het geactualiseerd tariefvoorstel tot aanpassing vanaf 1 januari 2017 van het tarief voor de financiering van de open-bare dienstverplichting van de Strategische Reserve, ingediend door de nv Elia System OperatorDécision relative à la demande d’approbation de la proposition tarifaire actualisée en vue d’une modification à partir du 1er janvier 2017 du tarif pour le financement de l’obligation de service publique de la Réserve stratégique, introduite par la SA Elia System Operator

(B)161208-CDC-658E/42 Décision relative au rapport « ex ante » relatif aux tarifs pour les « obligations de service public » et « taxes et surcharges », à l’exception des informations relatives aux réserves stratégiques, d’application à partir du 1er janvier 2017Beslissing over het “ex ante” verslag over de tarieven voor de “openbare dienstverplichtingen” en “taksen en toeslagen”, met uitzondering van de informatie over de strategische reserve, met toepassing vanaf 1 januari 2017

(B)1442/322-12-2016

Beslissing over de verlenging van de geldigheid van de vergoedingsmethodologie met betrekking tot de toegangsovereenkomst met Interconnector (UK) en het toegangsreglement van Interconnector (UK) tot het kalenderjaar 2017Décision relative à la prolongation de la validité de la méthodologie de tarification relative au contrat d’accès conclu avec Interconnector (UK) et au règlement d’ac-cès d’Interconnector (UK) jusqu’à l’année calendrier 2017

(B)160128-CDC-1487 Beslissing over de aanvraag door de NV Fluxys Belgium tot aanwijzing als partij die de prognoses opstelt inzake gasbalancering van het aardgasvervoersnetDécision relative à la demande de la SA Fluxys Belgium visant à être désignée partie chargée des prévisions en matière d’équilibrage du réseau de transport de gaz naturel

(B)161020-CDC-1494 Beslissing over het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de werkingsregels van de strategische reserve toepasbaar vanaf 1 november 2016Décision relative à la proposition de la SA Elia System Operator relative aux règles de fonctionnement de la réserve stratégique applicables à compter du 1er no-vembre 2016


5. De CREG

(A)160114-CDC-1501 Advies over de aanvraag van Belpex NV/SA tot aanwijzing van benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO)Avis relatif à la demande de Belpex SA/NV d’être désigné en qualité de gestionnaire du marché de l’électricité (NEMO)

(A)160107-CDC-1502 Advies over de aanvraag tot goedkeuring van de door Belpex voorgestelde wijzigingen aan het Belpex marktreglementAvis relatif à la demande d’approbation de la proposition de modification du règlement de marché de Belpex

(A)160107-CDC-1503 Advies over de aanvraag van Nord Pool Spot AS tot aanwijzing van benoemde elektriciteitsmarktbeheerder (NEMO)Avis relatif à la demande de Nord Pool Spot AS d’être désigné en qualité de gestionnaire du marché de l’électricité (NEMO)

(C)160114-CDC-1504 Voorstel over de hernieuwing van de leveringsvergunning van elektriciteit voor Enovos LuxembourgProposition relative au renouvellement de l’autorisation de fourniture d’électricité d’Enovos Luxembourg

(C)160115-CDC-1505 Voorstel van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 16 juli 2002 betreffende de instelling van mechanismen voor de bevordering van elektriciteit opgewekt uit hernieuwbare energiebronnenProposition d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l’établissement de mécanismes visant la promotion de l’électricité produite à partir des sources d’énergie renouvelables

(Z)160114-CDC-1506 Nota over de opvallende evoluties op de Belgische groothandelsmarkten elektriciteit en gas in 2015Note relative aux évolutions marquantes sur les marchés de gros de l’électricité et du gaz en 2015

(Z)160121-CDC-1507 Nota over het voorstel van de proceduremodaliteiten voor de aanleg van strategische reserves – winterperiode 2016-2017Note relative à la proposition des modalités de la procédure pour la constitution de réserves stratégiques – période hivernale 2016-2017

(B)160908-CDC-1508 Beslissing over het door de NV Fluxys Belgium voorgestelde standaard DNB-aansluitingscontract (d.w.z. voor de aansluiting van de distributienetbeheerders op het aardgasvervoersnet)Décision sur le contrat standard de raccordement GRD proposé par la SA Fluxys Belgium (à savoir pour le raccordement des gestionnaires du réseau de distribution au réseau de transport de gaz naturel)

(B)160622-CDC-1509 Beslissing over de aanvraag tot benoeming van mevrouw Valérie Vandegaart als nalevingsfunctionaris van de N.V. Balansys en de goedkeuring van de voorwaarden betreffende het mandaat of de arbeidsvoorwaarden, met inbegrip van de duur van het mandaat van de nalevingsfunctionaris Décision relative à la demande de nomination de Madame Valérie Vandegaart en tant que cadre chargé du respect des engagements de la S.A. Balansys et l’appro-bation des conditions régissant le mandat ou les conditions d’emploi, y compris la durée de son mandat, du cadre chargé du respect des engagements

(C)160204-CDC-1511 Voorstel betreffende de hernieuwing aan Essent Belgium NV van een vergunning voor de levering van elektriciteitProposition relative au renouvellement de l’autorisation de fourniture d’électricité d’Essent Belgium

(B)160218-CDC-1512 Beslissing over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de contracten van toegangsverantwoordelijke, voorgesteld door de netbeheerderDécision relative aux modifications des conditions générales des contrats de responsables d’accès, proposées par le gestionnaire du réseau

(F)160526-CDC-1513 Studie over de werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit - monitoringrapport 2015Etude relative au fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge de l’électricité - rapport de monitoring 2015

(A)160225-CDC-1514 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4034 voor aansluiting van DN250 14.7 bar van de distri-butienetbeheerder Intergem te BeverenAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4034 pour le raccordement de la conduite DN250 de 14,7 bars du gestionnaire de réseau de distribution Intergem à Beveren

(Z)160424-CDC-1515 Vergelijkend verslag van de doelstellingen geformuleerd in het beleidsplan van de CREG en van de verwezenlijkingen van het jaar 2015Rapport comparatif des objectifs formulés dans la note de politique générale de la CREG et des réalisations de l’année 2015

(F)160309-CDC-1516 Studie betreffende de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzenEtude sur les composantes des prix de l’électricité et du gaz naturel


5. De CREG

(Z)160309-CDC-1517 Verslag over de evolutie van de indexeringsparameters van de elektriciteits- en gasleveranciersRapport relatif à l’évolution des paramètres d’indexation des fournisseurs d’électricité et de gaz

(A)160324-CDC-1518 Advies over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Gas Natural Europe SASAvis relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle de fourniture de gaz naturel à Gas Natural Europe SAS

(A)160324-CDC-1519 Advies over de melding van de NV Essent Energie België met het oog op de erkenning van haar net op de site van Ineos als een gesloten industrieel net alsook om als beheerder hiervan te worden aangewezen voor wat betreft het gedeelte uitgebaat op een nominale spanning hoger dan 70 kVAvis relatif à la demande de la SA Essent Energie Belgique de reconnaissance de son réseau situé sur le site d’Ineos en tant que réseau fermé industriel et de nomination en qualité de gestionnaire de ce dernier pour ce qui concerne la partie exploitée à une tension nominale supérieure à 70 kV

(F)160324-CDC-1520 Study on The price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015

(Z)160413-CDC-1521 Nota over kerndata voor de vervoersmarkt voor aardgas in België in 2015 - Vergelijking met 2014Note sur les données clés du marché belge du transport de gaz naturel en 2015 - Comparaison avec 2014

(A)160413-CDC-1522 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4032 voor aansluiting van DN600 14.7 bar van de distri-butienetbeheerder Sibelga te OverijseAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4032 pour le raccordement de la conduite DN600 de 14,7 bars du gestionnaire de réseau de distribution Sibelga à Overijse

(A)160413-CDC-1523 Advies over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan RWE Supply & Trading GmbHAvis relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle de fourniture de gaz naturel à RWE Supply & Trading GmbH

(B)160421-CDC-1524E/1(B)160719-CDC-1524E/2(B)161020-CDC-1524E/3

Beslissingen over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier KLINKENBERG ENERGY tijdens het tweede, derde en vierde kwartaal van 2016Décisions relatives à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur KLINKENBERG ENERGY durant le deuxième, troisième et quatrième trimestre de 2016

(B)161020-CDC-1524G/1 Beslissing over de vaststelling van de correcte toepassing van de indexeringsformule en de conformiteit met de exhaustieve lijst van toegelaten criteria voor de contracttypes met een variabele energieprijs door de leverancier KLINKENBERG ENERGY tijdens het vierde kwartaal van 2016Décision relative à la constatation de l’application correcte de la formule d’indexation et la conformité avec la liste exhaustive des critères admis pour les con-trats-types à prix variable de l’énergie par le fournisseur KLINKENBERG ENERGY durant le quatrième trimestre de 2016

(B)160429-CDC-1525 Beslissing betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Gedeeltelijke inwerkingtreding op 1 augustus 2016 en volledige inwerkingtreding op 1 januari 2017Décision sur la proposition de la S.A. Elia System Operator concernant l’adaptation des règles de fonctionnement du marché relatif à la compensation des déséqui-libres quart-horaires - Entrée en vigueur partiellement au 1er août 2016 et intégralement au 1er janvier 2017

(B)160719-CDC-1526 Beslissing over de vraag tot goedkeuring van de evaluatiemethode voor en de bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2017Décision sur la demande d’approbation de la méthode d’évaluation et de la détermination de la puissance de réserve primaire, secondaire et tertiaire pour 2017

(Z)160512-CDC-1527 Note on scarcity pricing applied to Belgium

(B)160630-CDC-1528 Beslissing betreffende de controle van de door de netbeheerder voor de financiering in aanmerking te nemen totale kosten voor de aankoop, de levering en de plaatsing van de onderzeese kabel alsmede de aansluitingsinstallaties, de uitrustingen en de aansluitingsverbindingen van de productie-installaties van het offshore windturbinepark van RentelDécision relative au contrôle des coûts totaux à prendre en compte par le gestionnaire de réseau pour le financement de l’achat, de la fourniture et de la pose du câble sous-marin ainsi que des installations de raccordement, des équipements et des jonctions de raccordement des installations de production du parc éolien offshore de Rentel


5. De CREG

(C)160512-CDC-1529 Voorstel over de hernieuwing van de leveringsvergunning voor elektriciteit van Axpo Benelux NVProposition relative au renouvellement de l’autorisation de fourniture d’électricité de Axpo Benelux SA

(F)160519-CDC-1530 Note on the Study on the impact of Price zones in different configurations in Europe

(B)160519-CDC-1531 Beslissing over de aanvraag tot goedkeuring van het door NV Fluxys Belgium aangepast voorstel van het aardgasvervoersprogramma en van de bijlagen A, B, C1, E en G van het toegangsreglement voor aardgasvervoerDécision relative à la demande d’approbation de la proposition adaptée par la SA Fluxys Belgium du programme de transport de gaz naturel et des annexes A, B, C1, E et G du règlement d’accès pour le transport de gaz naturel

(Z)160527-CDC-1532 Nota over de studie van Elia over de nood aan ‘adequacy’ en aan flexibiliteit in het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2017-2027Note relative à l’étude d’Elia portant sur le besoin d’« adequacy » et de flexibilité dans le système électrique belge pour la période 2017-2027

(C)160526-CDC-1533 Voorstel over de hernieuwing van de leveringsvergunning voor elektriciteit van UNIPER Global Commodities SEProposition relative au renouvellement de l’autorisation de fourniture d’électricité de UNIPER Global Commodities SE

(Z)160622-CDC-1534 Rapport over de verificatie van de inkomsten en de werkelijke kosten van de kerncentrale van Tihange 1 voor de periode van 1 oktober 2015 tot 31 december 2015 overeenkomstig de conventie aangaande de verlenging van de levensduur van Tihange 1 de dato 12 maart 2014Rapport relatif à la vérification des revenus et des coûts réels de la centrale nucléaire de Tihange 1 pour la période du 1er octobre 2015 au 31 décembre 2015 con-formément à la Convention relative à la prolongation de la durée de vie de Tihange 1 datée du 12 mars 2014

(A)160602-CDC-1535 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor bijvoegsels aan vervoersvergunningen A322-597, A322-12 en A322 296B voor de omlegging van aardgasvervoersleidingenAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’avenants aux autorisations de transport A322-597, A322-12 et A322-296B pour la déviation de conduites de transport de gaz naturel

(A)160602-CDC-1536 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4057 voor de vervanging van een 14.7 bar leiding DN500 door nieuwe leidingen DN600 en DN250 te Zaventem, Machelen en BrusselAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4057 pour le remplacement d’une conduite DN500 de 14,7 bars par de nouvelles conduites DN600 et DN250 à Zaventem, Machelen et Bruxelles

(B)160622-CDC-1537 Beslissing over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de contracten van toegangsverantwoordelijke, voorgesteld door de netbeheerderDécision sur les modifications des conditions générales des contrats de responsable d’accès proposées par le gestionnaire du réseau

(B)160622-CDC-1538 Beslissing over de wijzigingen van de algemene voorwaarden van de toegangscontracten, voorgesteld door de netbeheerderDécision relative aux modifications des conditions générales des contrats d’accès, proposées par le gestionnaire de réseau


(F)160526-CDC-1540 Studie betreffende het gebruik van elektriciteitsmeters op laagspanning in BelgiëEtude sur l’utilisation des compteurs électriques en basse tension en Belgique

(B)160630-CDC-1541 Beslissing over het vastleggen van de elementen ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van RentelDécision relative à la fixation des éléments pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Rentel


5. De CREG

(A)160622-CDC-1542 Advies over de onafhankelijkheid van de heer Michel Allé als onafhankelijke bestuurder in de raden van bestuur van Elia System Operator NV en Elia Asset NVAvis sur l’indépendance de Monsieur Michel Allé en tant qu’administrateur indépendant au sein des conseils d’administration d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA

(A)160707-CDC-1543 Advies over een ontwerp van koninklijk besluit betreffende de voorwaarden en de procedure voor de toekenning van domeinconcessies aan de netbeheerder voor de bouw en de exploitatie van installaties nodig voor de transmissie van elektriciteit, in de zeegebieden waarin België rechtsmacht kan uitoefenen overeenkomstig het internationaal zeerechtAvis relatif à un projet d’arrêté royal relatif aux conditions et à la procédure d’octroi de concessions domaniales au gestionnaire du réseau pour la construction et l’exploitation d’installations nécessaires au transport d’électricité, dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de la mer

(B)160825-CDC-1544 Beslissing betreffende de controle van de door de netbeheerder voor de financiering in aanmerking te nemen totale kosten voor de aankoop, de levering en de plaatsing van de onderzeese kabel alsmede de aansluitingsinstallaties, de uitrustingen en de aansluitingsverbindingen van de productie-installaties van het offshore windturbinepark van NortherDécision relative au contrôle des coûts totaux à prendre en compte par le gestionnaire de réseau pour le financement de l’achat, de la fourniture et de la pose du câble sous-marin ainsi que des installations de raccordement, des équipements et des jonctions de raccordement des installations de production du parc éolien offshore de Norther

(A)160707-CDC-1545 Advies betreffende een ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 11 maart 1966 tot verklaring van openbaar nut voor het oprichten van gasvervoerinstallaties, van het koninklijk besluit van 11 maart 1966 betreffende de te nemen veiligheidsmaatregelen bij de oprichting en bij de exploitatie van installaties voor gasvervoer door middel van leidingen en van het koninklijk besluit van 14 mei 2002 betreffende de vervoersvergunning voor gasachtige producten en andere door middel van leidingen, tot bepaling van de inwerkingtreding van diverse bepalingen van de wet van 8 mei 2014 houdende diverse bepalingen inzake energie en ter omschrijving van de nadere regels van het vermoeden van openbaar nut, bedoeld in artikel 8/7 van de wet van 12 april 1965 betreffende het vervoer van gasachtige producten en andere door middel van leidingenAvis relatif à un projet d’arrêté royal portant modification de l’arrêté royal du 11 mars 1966 relatif à la déclaration d’utilité publique pour l’établissement d’installati-ons de transport de gaz, de l’arrêté royal du 11 mars 1966 déterminant les mesures de sécurité à prendre lors de l’établissement et dans l’exploitation des instal-lations de transport de gaz par canalisations et de l’arrêté royal du 14 mai 2002 relatif à l’autorisation de transport de produits gazeux et autres par canalisations, fixant l’entrée en vigueur de diverses dispositions de la loi du 8 mai 2014 portant des dispositions diverses en matière d’énergie et définissant les modalités de la présomption d’utilité publique, visée à l’article 8/7 de la loi du 12 avril 1965 relatif au transport de produits gazeux et autres par canalisations

(Z)160711-CDC-1546 Nota over de maatregelen voor een verbeterde marktwerkingNote relative aux mesures tendant à améliorer le fonctionnement du marché

(F)160825-CDC-1548 Studie over de prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015Etude relative aux prix pratiqués sur le marché belge du gaz naturel en 2015

(A)160719-CDC-1549 Advies over de aanvraag tot goedkeuring van de door Belpex voorgestelde wijzigingen aan het Belpex marktreglementAvis relatif à la demande d’approbation de la proposition de modifications du règlement de marché Belpex

(B)160901-CDC-1550 Beslissing over het vastleggen van de elementen ter bepaling van de minimumprijs voor de groenestroomcertificaten uitgereikt voor de elektriciteit geproduceerd door de installaties in de domeinconcessie van NortherDécision relative à la fixation des éléments pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Norther

(F)160825-CDC-1553 Rapport over de verhouding tussen de kosten en prijzen op de Belgische aardgasmarkt in 2015Rapport relatif à la relation entre les coûts et les prix sur le marché belge du gaz naturel en 2015


5. De CREG

(F)160916-CDC-1554 Studie over de in 2015 geldende prijsvormingmechanismen in leveringscontracten voor elektriciteit van de grote industriële afnemers van Electrabel nvEtude relative aux mécanismes de fixation du prix de l’énergie en vigueur en 2015 au sein des contrats de fourniture d’électricité des grands clients industriels d’Electrabel s.a.

(F)160916-CDC-1555 Studie over de in 2015 geldende prijsvormingmechanismen in leveringscontracten voor elektriciteit van de grote industriële afnemers van EDF Luminus nvEtude relative aux mécanismes de fixation des prix de l’énergie en vigueur en 2015 au sein des contrats de fourniture d’électricité des grands clients industriels d’EDF Luminus s.a.

(B)161013-CDC-1556 Beslissing betreffende het voorstel van NV Elia System Operator betreffende de aanpassing van de werkingsregels van de markt voor de compensatie van de kwartieronevenwichten - Inwerkingtreding op 1 januari 2017Décision sur la proposition de la S.A. Elia System Operator concernant l’adaptation des règles de fonctionnement du marché relatif à la compensation des déséqui-libres quart-horaires - Entrée en vigueur au 1er janvier 2017

(A)160825-CDC-1557 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4063 voor de bouw van een nieuw drukreduceerstation voor aardgas te Herentals, HuizenAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4063 pour la construction d’une nouvelle station de détente de gaz naturel à Herentals, Huizen

(A)160825-CDC-1558 Advies over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Société Européenne de Gestion de l’Energie nvAvis relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle de fourniture de gaz naturel à la Société Européenne de Gestion de l’Energie SA

(A)160825-CDC-1559 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4010 voor de overname het hogedrukgedeelte van een bestaand drukreduceerstation voor aardgas van Eandis (Iveka) te Oud-TurnhoutAvis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4010 pour la reprise de la partie à haute pression d’une station de détente de gaz naturel existante d’Eandis (Iveka) à Oud-Turnhout

(B)160916-CDC-1560 Beslissing over de vraag tot goedkeuring van het voorstel van contract voor het aankopen van groenestroomcertificaten tussen de N.V. Elia System Operator en de N.V. RentelDécision relative à la demande d’approbation de la proposition de contrat pour l’achat de certificats verts entre la S.A. Elia System Operator et la S.A. Rentel

(A)160908-CDC-1561 Advies over de toekenning van een individuele leveringsvergunning voor aardgas aan Lampiris nvAvis relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle de fourniture de gaz naturel à Lampiris S.A.

(Z)156222.12.2016

Wijzigingen van het huishoudelijk reglement van het directiecomité van de CREG van 4 december 2015, B.S. 14 december 2015Modifications du règlement d’ordre intérieur du comité de direction de la CREG du 4 décembre 2015, M.B. 14 décembre

(B)160922-CDC-1563 Beslissing over de vraag tot goedkeuring van het voorstel van contract voor het aankopen van groenestroomcertificaten tussen de N.V. Elia System Operator en de N.V. NortherDécision relative à la demande d’approbation de la proposition de contrat pour l’achat de certificats verts entre la S.A. Elia System Operator et la S.A. Norther

(A)160901-CDC-1564 Advies over de aanvraag van Fluxys Belgium NV voor de toekenning van een aardgasvervoersvergunning voor de pijpleiding DN150/DN250 BP Andenne (Seilles) – CarmeuseAvis relatif à la demande de la S.A. Fluxys Belgium pour l’octroi d’une autorisation de transport de gaz naturel pour la canalisation DN150/DN250 BP Andenne (Seilles) – Carmeuse

(A)160901-CDC-1565 Advies over de aanvraag van Fluxys Belgium NV voor de toekenning van een aardgasvervoersvergunning voor de regularisatie van de pijpleiding DN100 HP Auban-ge – SNC Michelman Int.Avis relatif à la demande de la S.A. Fluxys Belgium pour l’octroi d’une autorisation de transport de gaz naturel pour la régularisation de la canalisation DN100 HP Aubange – SNC Michelman Int.


5. De CREG

(Z)161013-CDC-1566 Verslag over de monitoring van mogelijke marktverstorende effecten in het kader van het vangnetmechanisme ingevoerd via artikel 20bis, §§1 tot 5 van de Elektri-citeitswet en artikel 15/10bis, §§1 tot 5 van de Gaswet’Rapport relatif au monitoring des éventuels effets perturbateurs sur le marché dans le cadre du mécanisme du filet de sécurité introduit par l’article 20bis, §§1er à 5 de la Loi électricité et l’article 15/10bis, §§1er à 5 de la Loi gaz

(A)160922-CDC-1567 Advies over de aanvraag tot goedkeuring van het door Belpex gewijzigd voorstel van wijziging aan het Belpex marktreglementAvis relatif à la demande d’approbation de la proposition modifiée par Belpex de modification du règlement de marché de Belpex

(F)156819.12.2016

Studie over de analyse van ondersteuning van offshore windenergie met inbegrip van het jaarlijks verslag over de doeltreffendheid van de minimumprijs voor of-fshore windenergieEtude relative à l’analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore incluant le rapport annuel sur l’efficacité du prix minimum pour l’énergie éolienne offshore

(B)161013-CDC-1569 Beslissing over het voorstel van de NV Elia System Operator van de methode voor de toewijzing van de beschikbare jaar- en maandcapaciteiten voor energie-uit-wisselingen met andere biedzones aan de toegangsverantwoordelijken alsook de toewijzingsregels van dagcapaciteit middels schaduwveilingenDécision relative à la proposition de la SA Elia System Operator de méthode pour l’attribution des capacités disponibles annuelles et mensuelles pour les échanges d’énergie avec d’autres zones d’offres aux responsables d’accès ainsi que les règles d’allocation des capacités via des enchères fictives

(F)160929-CDC-1570 Studie over de aardgaslevering aan grote industriële klanten in BelgiëEtude sur la fourniture en gaz naturel des grands clients industriels en Belgique

(B)161020-CDC-1571 Beslissing over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium tot goedkeuring van het gewijzigde standaard vervoerscontract, toegangsreglement voor vervoer en vervoersprogrammaDécision relative à la demande de la SA Fluxys Belgium d’approbation du règlement d’accès pour le transport, du contrat standard de transport et du programme de transport modifiés

(A)161010-CDC-1572 Advies over een voorontwerp van wet tot wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt – MOG Avis sur un avant-projet de loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité – MOG

(RA)161013-CDC-1572 Verslag betreffende het al dan niet manifest onredelijk karakter van de aan Elia System Operator nv aangeboden prijzen voor de levering van een dienst voor de regeling van spanning in 2017Rapport relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix offerts à Elia System Operator SA pour la fourniture du service de réglage de la tension en 2017

(Z)161027-CDC-1573 Algemene beleidsnota van de CREG voor het jaar 2017Note de politique générale de la CREG pour l’année 2017

(C)161020-CDC-1574 Voorstel betreffende de berekening van de toeslag bestemd om de reële nettokosten te compenseren die door de netbeheerder gedragen worden naar aanleiding van de aankoop- en verkoopverplichting van groene certificaten in 2017 Proposition sur le calcul de la surcharge destinée à compenser le coût réel net supporté par le gestionnaire du réseau résultant de l’obligation d’achat et de vente des certificats verts en 2017

(B)157522.12.2016

Beslissing over de goedkeuringsaanvraag van de NV Elia System Operator NV voor het voorstel van Regelingen voor meerdere NEMO’s (MNA) voor de Belgische biedzoneDécision sur la proposition de la SA Elia System Operator de modalités applicables à plusieurs NEMO (MNA) dans la zone d’enchères belge

(C)161020-CDC-1576 Voorstel van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kosten van de toepas-sing van de sociale tarieven door de elektriciteitsbedrijven en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervanProposition d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l’application des tarifs sociaux par les entreprises d’électricité et les règles d’intervention pour leur prise en charge


5. De CREG


(C)161020-CDC-1578 Voorstel van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 29 maart 2012 tot vaststelling van de regels voor het bepalen van de kost van de toepassing van de sociale tarieven door de aardgasondernemingen en de tussenkomstregels voor het ten laste nemen hiervanProposition d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l’application des tarifs sociaux par les entreprises de gaz naturel et les règles d’intervention pour leur prise en charge

(A)161027-CDC-1579 Advies over de aanvraag tot wijziging van de domeinconcessie voor de bouw en de exploitatie van installaties voor de productie van elektriciteit uit wind in de zeegebieden (Thortonbank) toegekend aan de NV C-Power bij ministerieel besluit van 27 juni 2003 en gewijzigd bij ministeriële besluiten van 3 februari 2010 en van 6 mei 2013Avis relatif à la demande de modification de la concession domaniale pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie éolienne dans les espaces marins (Thortonbank), octroyée à la SA C-Power par arrêté ministériel du 27 juin 2003 et modifiée par arrêtés ministériels du 3 février 2010 et du 6 mai 2013

(A)161027-CDC-1580 Advies over de aanvraag van een vervoersvergunning voor het bouwen van een nieuw drukreduceerstation voor aardgas te Zele, BoomhamersstraatAvis relatif à la demande d’autorisation de transport pour la construction d’une nouvelle station de détente de gaz naturel à Zele, Boomhamersstraat

(A)161027-CDC-1581 Advies over de aanvraag van een bijvoegsel aan vervoersvergunning A322-245 voor de aansluiting en de bouw van een drukreduceerstation voor aardgas aan de Reuvoortweg te 3520 ZonhovenAvis relatif à la demande d’avenant à l’autorisation de transport A322-245 pour le raccordement et la construction d’une station de détente de gaz naturel Reu-voortweg à 3520 Zonhoven

(E)161027-CDC-1582 Voorstel betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Next KraftwerkeProposition relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Next Kraftwerke

(F)161027-CDC-1583 Studie over de winstgevendheid van lokale stuurbare productie-eenheden Etude relative à la rentabilité d’unités de production locales contrôlables

(A)161027-CDC-1584 Advies over een ontwerp van koninklijk besluit tot wijziging van het koninklijk besluit van 24 maart 2003 tot bepaling van de nadere regels betreffende de federale bijdrage tot financiering van sommige openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de elektriciteitsmarkt en van het koninklijk besluit van 2 april 2014 tot vaststelling van de nadere regels betreffende een federale bijdrage bestemd voor de financiering van bepaalde openbare dienstverplichtingen en van de kosten verbonden aan de regulering van en controle op de aardgasmarktAvis sur un projet d’arrêté royal portant modification de l’arrêté royal du 24 mars 2003 fixant les modalités de la cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l’électricité et de l’arrêté royal du 2 avril 2014 fixant les modalités de la cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché du gaz naturel

(E)161027-CDC-1585 Voorstel betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Vlaams Energiebedrijf NV (VEB)Proposition relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Vlaams Energiebedrijf NV (VEB)

(RA)161110-CDC-1586 Rapport over het al dan niet manifest onredelijke karakter van de aan de Elia System Operator nv aangeboden prijzen voor de levering van tertiaire reservevermo-gens uit onderbreekbare afnames - R3 ICH - voor het exploitatiejaar 2017Rapport relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix offerts à Elia System Operator SA pour la fourniture des réserves tertiaires de puissance issues des charges interruptibles - R3 ICH - pour l’exercice d’exploitation 2017


5. De CREG

(A)161124-CDC-1587 Advies over de noodzaak van een hernieuwing van een individuele vergunning voor het windmolenpark van Estinnes ten gevolge van de wijziging van controle door de aankoop van Windvision Windfarm Estinnes nv door CGN Europe Energy Belgium Holding LimitedAvis relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle du parc éolien de Estinnes suite au changement de contrôle par l’achat de Windvision Windfarm Estinnes SA par CGN Europe Energy Belgium Holding Limited

(A)161128-CDC-1589 Advies over het wetsontwerp nr. 54-2070/001 tot wijziging van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales en van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarktAvis sur le projet de loi n°54-2070/001 portant modifications de la loi du 11 avril 2003 sur les provisions constituées pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des matières fissiles irradiées dans ces centrales et de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité

(A)161202-CDC-1590 Advies over de noodzaak van een hernieuwing van een individuele vergunning van de STEG-centrale van Marcinelle ten gevolge van de wijziging van controle door de aankoop van Marcinelle Energie nv door Direct Energie nvAvis relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle de la centrale TGV de Marcinelle suite changement de contrôle par l’achat de Marci-nelle Energie SA par Direct Energie SA

(A)161208-CDC-1592 Advies over de aanvraag van de NV Fluxys Belgium voor de toekenning van een vervoersvergunning A323-4142 voor de aanleg van een nieuwe aardgasvervoerlei-ding voor de aansluiting van de industriële afnemer Farm Frites te Lommel.Avis relatif à la demande de la SA Fluxys Belgium d’octroi d’une autorisation de transport A323-4142 pour l’installation d’une nouvelle conduite de transport de gaz naturel pour le raccordement du client industriel Farm Frites à Lommel

(A)159516-12-2016

Advies over een ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbare dienstverplichting aan EDF Luminus nv tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2017 tot en met 31 december 2017Avis relatif à un projet d’arrêté royal imposant à la SA EDF Luminus une obligation de service public couvrant le volume et le prix du service réglage de la tension et de la puissance réactive du 1er janvier 2017 au 31 décembre 2017 inclus

(A)159616-12-2016

Advies over het ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging van een openbare dienstverplichting aan RWE Supply & Trading GmbH tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2017 tot en met 31 december 2017Avis sur le projet d’arrêté royal imposant à RWE Supply & Trading GmbH une obligation de service public couvrant le volume et le prix du service réglage de la tension et de la puissance réactive du 1er janvier 2017 au 31 décembre 2017 inclus

(A)159716-12-2016

Advies over het ontwerp van koninklijk besluit houdende oplegging aan Electrabel NV van een openbare dienstverplichting tot dekking van het volume en de prijs voor de dienst regeling van de spanning en het reactief vermogen vanaf 1 januari 2017 tot en met 31 december 2017Avis sur le projet d’arrêté royal imposant à Electrabel NV une obligation de service public couvrant le volume et le prix du service réglage de la tension et de la puissance réactive du 1er janvier 2017 au 31 décembre 2017 inclus

(E)159922.12.2016

Proposition relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Eneco Voorstel betreffende de toekenning van een vergunning voor de levering van elektriciteit aan Eneco

(F)160022.12.2016

Etude relative à la fourniture d’électricité des grands clients industriels en Belgique en 2015Studie over de elektriciteitsbelevering van grote industriële klanten in België in 2015

Verantwoordelijke uitgeverKoen LOCQUET

Nijverheidsstraat 26-381040 Brussel

Lay-out en vormgevingwww.inextremis.be

PersoneelsfotoDe Wilde PHOTOGRAPHY

CREG – Nijverheidsstraat, 26-38 - 1040 BrusselT +32 (0)2 289.76.11- F +32 (0)2 289.76.09 - www.creg.be

jaarverslag · creg jaarverslag 2016. 4. de aardgasmarkt ... de creg en de fsma..... 89 5.8 .10. de...

Documents