Brief regering : Onderzoek elektriciteits- en netwerkkosten

29 023
Voorzienings- en leveringszekerheid energie

Nr. 1372
BRIEF VAN DE MINISTERS VAN ECONOMISCHE ZAKEN EN KLIMAAT EN VOOR KLIMAAT EN ENERGIE

Aan de Voorzitter van de Tweede Kamer der Staten-Generaal

Den Haag, 3 april 2024

Om de klimaatdoelen te bereiken, is het essentieel dat de Nederlandse industrie verder
verduurzaamt. Elektrificatie is één van de belangrijkste opties die bedrijven daarvoor
hebben. Vergaande elektrificatie van eindgebruikssectoren is ook belangrijk voor de
ontwikkeling naar het energiesysteem van de toekomst zoals in het Nationaal Plan Energiesysteem
(NPE) wordt geschetst, omdat hiermee efficiënt1 gebruik wordt gemaakt van de belangrijkste energiebronnen in het toekomstige energiesysteem
(zon, wind en kernenenergie).

Bedrijven zullen de komende jaren aanzienlijke investeringen moeten doen om hun processen
te elektrificeren. Tegelijkertijd zullen netbeheerders fors moeten investeren om het
elektriciteitsnet te verzwaren en uit te breiden. We zien nu dat de kosten voor het
elektriciteitsnet per gebruiker (of preciezer: per MWh) toenemen, met als gevolg dat
de businesscase voor investeringen in elektrificatie negatief beïnvloed wordt en investeringen
die in lijn zijn met de ontwikkeling naar het toekomstige energiesysteem op dit moment
minder gedaan worden. Tegelijk zien we dat verschillende landen om ons heen ruimhartiger
zijn met de ondersteuning van de energie-intensieve industrie om de elektriciteitskosten
te dempen.

Het is daarom van groot belang om inzicht te hebben in de totale elektriciteitskosten
voor de industrie en de financiële implicaties hiervan. Daarom hebben wij een onderzoek
naar deze kosten in Nederland en andere Europese landen uit laten voeren. Dit onderzoek
ontvangt u bij deze, zoals ook is toegezegd in de antwoorden op de Kamervragen van
Erkens, Bontenbal en Grinwis2 en Eerdmans.3 Daarnaast wordt u geïnformeerd over de gevolgen van de afschaffing van de volumecorrectie
regeling (VCR) voor de energie-intensieve industrie. Dit is toegezegd in het commissiedebat
over het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) op 8 februari 2024.4

Uit bijgevoegd onderzoek blijkt dat de totale elektriciteitskosten in 2024 voor grootverbruikers5 in Duitsland, Frankrijk en België naar schatting tussen de 15% en 66% lager liggen
dan in Nederland en dat dit verschil het afgelopen jaar sterk is gegroeid. Dit heeft
samen met de onzekerheid over de ontwikkeling van de nettarieven in de toekomst, een
negatieve impact op de concurrentiepositie voor de Nederlandse industrie en maakt
het voor bedrijven minder aantrekkelijk om hier te produceren en de productie te elektrificeren.
In de rest van deze brief wordt het onderzoek verder toegelicht. Daarbij wordt achtereenvolgens
ingegaan op:

– De opbouw van de elektriciteitskosten

– De ontwikkeling van de elektriciteitskosten, inclusief het effect van het besluit
van de ACM tot afschaffen van de volume correctieregeling (VCR) en het stopzetten
van de indirecte kostencompensatie (IKC)

– De vergelijking van de elektriciteitskosten met het buitenland

– De implicaties voor de industrie

– Het vervolgtraject

Opbouw van de elektriciteitskosten

De totale elektriciteitskosten bestaan uit drie componenten:

1) De energieprijs: dit zijn de kosten voor de productie van elektriciteit die onder andere afhankelijk
zijn van de elektriciteitsmix, gas- en CO2-prijzen.

2) Nettarieven: dit zijn de tarieven die worden doorgerekend aan de afnemers van elektriciteit.
Deze nettarieven komen voort uit de netkosten die TenneT en regionale netbeheerders
maken voor het uitvoeren van hun wettelijk taken. De netbeheerders maken: (i) operationele
kosten voor bijvoorbeeld onderhoud; (ii) kosten voor «energie en vermogen», hieronder
vallen alle kosten van de netbeheerders voor de inkoop van netondersteunende diensten
die nodig zijn voor het veilig en betrouwbaar bedrijven van het net; en ten slotte
(iii) kapitaalkosten voor investeringen zoals die voor de vervanging en uitbreiding
van het net.

3) Overige kosten: hieronder vallen belastingen en eventuele andere heffingen.

De uiteindelijke effectieve elektriciteitskosten voor gebruikers worden ook beïnvloed
door eventuele kortingen die zij krijgen op bovengenoemde kostenposten. De belangrijkste
veranderingen daarin voor Nederland zijn de volumecorrectie regeling (hierna: VCR)
en de Indirecte Kostencompensatie (IKC). Dat wordt op pagina 4 en 5 toegelicht.

Traditioneel gezien zijn de marktprijzen voor energie verreweg de belangrijkste component
voor de totale elektriciteitskosten. In korte tijd zijn de nettarieven echter een
aanzienlijk aandeel in de elektriciteitskosten gaan uitmaken. De achtergrond daarvan
wordt in de volgende paragraaf toegelicht.

Onderstaande tabel geeft de elektriciteitskosten van januari 2024 en de ontwikkelingen
van de verschillende componenten in Nederland weer.

Huidige kosten voor Nederlandse grootverbruikers5

Ontwikkeling

1. Energieprijs

€ 75/MWh1

Hoge piek tijdens energiecrisis, inmiddels dalend met verwachte stabilisatie op een hoger niveau dan voor de piek (toen de energieprijs rond 40 EUR/MWh lag2)

2. Nettarieven

€ 18/MWh

Sterke structurele stijging door stijgende kosten van netbeheerders voor infrastructuuruitbreiding en balancering,
en de afschaffing van de volumecorrectie regeling

3. Overige kosten

€ 1,9/MWh

De elektriciteitsbelasting voor grootverbruikers groeit van € 1,9 naar ~€ 3/MWh3 en is vastgesteld voor t/m 2025, voor de jaren erna nog niet

X Noot

1

Gebaseerd op de actuele Nederlandse marktprijzen in januari 2024

X Noot

2

CBS Marktprijzen Energie 2000–2020, APX jaargemiddelde baseload elektriciteit in 2018–2020

X Noot

3

Tabellen tarieven milieubelastingen (belastingdienst.nl)

Ontwikkeling van de elektriciteitskosten in Nederland

De energieprijs is de grootste component van de totale elektriciteitskosten voor de industrie. De
energieprijzen kenden een hoge piek tijdens de energiecrisis als gevolg van de oorlog
in Oekraïne, maar dalen nu met een verwachte stabilisatie op een hoger niveau dan
voor de crisis. De marktprijzen zijn zeer vergelijkbaar met onze buurlanden, door
de integratie van de Europese elektriciteitsmarkt.

De nettarieven voor de industriële grootverbruikers zijn de afgelopen jaren aanzienlijk gestegen
van enkele euro’s per MWh in 2020 naar € 18 per MWh in januari 2024. Dit komt door
de toenemende netkosten voor het net op zee en het net op land van TenneT en de regionale
netbeheerders.6

Op de korte termijn wordt de stijging vooral veroorzaakt door de hoge prijzen op de energiemarkt. De
historische hoge energieprijzen drijven de kosten op die TenneT maakt voor de «inkoop
van energie en vermogen». Dit zijn onder andere kosten die TenneT maakt om netwerkverliezen
te compenseren en het elektriciteitssysteem in balans te houden. Wanneer TenneT meer
kosten maakt voor de inkoop van energie en vermogen dan door de ACM was ingeschat,
wordt het verschil tussen de geschatte en werkelijke kosten met enige vertraging verrekend
in de nettarieven voor de afnemers. Door de dalende marktprijzen zullen de kosten
voor de inkoop van energie en vermogen naar verwachting de komende jaren weer afnemen.7 De ontwikkeling van de kosten voor «inkoop van energie en vermogen» op lange termijn
is echter moeilijk te voorspellen en blijft daardoor onzeker (bijvoorbeeld doordat
de redispatch kosten afhankelijk zijn van de mate van netcongestie en het leveringsprofiel van
hernieuwbare energie).

Op de lange termijn is de verwachting dat de netkosten richting 2030 verder stijgen, met name vanwege
de stijgende investeringskosten.8 Deze kosten hebben op dit moment nog een beperkt effect op de nettarieven, maar dit
effect zal met de uitbreiding van het net op land en zee bij de huidige bekostigingsmethode
de komende jaren significant toenemen.

In het begin van het tweede kwartaal van 2024 zal TenneT bekendmaken hoe hoog de transporttarieven
in 2025 naar verwachting zullen zijn, met een doorkijk naar 2026. Voor de zomer van
2024 zal TenneT vervolgens een inschatting van de transporttarieven voor de komende
10 jaar maken.

De overige kosten zijn met slechts enkele euro's per MWh het kleinste onderdeel van de elektriciteitskosten.
Hoewel de elektriciteitsbelasting de komende jaren iets zal stijgen, verschillen de
totale overige kosten (€ 1,9/MWh) niet veel met die van onze buurlanden (€ 0–€ 3/MWh),
ondanks verschillen in belastingen en heffingen.

Afschaffing kortingsregelingen

Volumecorrectie regeling (VCR)

De VCR was een regeling waarmee grootverbruikers, die op constante basis veel elektriciteit
verbruiken, korting op hun nettarieven konden krijgen. De ACM heeft de VCR per 1 januari
2024 afgeschaft. Uit extern onderzoek bleek dat bedrijven die gebruik maakten van
deze korting in de praktijk geen lagere kosten voor het net veroorzaakten dan andere
gebruikers. Na deze bevinding concludeerde de ACM dat de kortingsregeling niet gerechtvaardigd
was. Dit oordeel is gebaseerd op Europese regelgeving waarin staat dat de tarieven
gebaseerd moeten zijn op het kostenveroorzakersprincipe.9 Op pagina 8 wordt toegelicht hoe andere landen hiermee omgaan.

Het gevolg hiervan is dat ~35 grote baseload elektriciteitsafnemers in Nederland geen
korting meer ontvangen die kon oplopen tot 90% van hun nettarieven. Uit onderzoek
dat de ACM heeft laten uitvoeren blijkt dat deze groep in totaal € 82 miljoen aan
korting ontving in 2021. Dit had een verhogend effect op de nettarieven van de andere
afnemers, zoals kleinere bedrijven en huishoudens. Tussen 2021 en 2024 zijn de inkomsten
van TenneT ongeveer verdrievoudigd. Als deze lijn wordt doorgetrokken dan zou er,
bij gelijk aantal afnemers, in 2024 ongeveer € 250 miljoen aan korting verstrekt zijn.
De relatieve impact voor deze bedrijven is vergelijkbaar: de effectieve nettarieven
(in EUR/MWh) vertienvoudigen in sommige gevallen door het wegvallen van deze korting.
De absolute impact varieert sterk, omdat deze afhangt van het totale elektriciteitsverbruik
van een bedrijf. Maar voor de grootste afnemers is de impact op jaarbasis tientallen
miljoenen euro’s. Als de VCR in 2024 was blijven bestaan, hadden zij naar schatting
ruim € 15 per MWh minder betaald.10 De exacte korting die bedrijven ontvingen is bedrijfsgevoelige informatie en niet
openbaar.

Indirecte kosten compensatie (IKC)

Deze vorm van steun is specifiek gericht op de elektriciteit intensieve sectoren met
weglekrisico zoals gedefinieerd in de EU staatssteun richtlijnen.11 Het is een Europees instrument dat deze sectoren met hoge elektriciteitsconsumptie
compenseert voor de doorgerekende indirecte CO2-emissiekosten.12 Deze indirecte CO2-emissiekosten berekenen elektriciteitsproducenten namelijk door in de elektriciteitsprijs.
Zo wordt voorkomen dat door verplaatsing van productie naar buiten de EU, CO2-emissies en werkgelegenheid weglekken naar landen waar emissies niet zijn beprijsd.
In Nederland is de IKC-regeling in 2023 stopgezet. Als de IKC niet was stopgezet,
zou het in 2023 om circa € 23 per MWh aan compensatie gegaan zijn. Sectoren die in
aanmerking komen voor de IKC-regeling zijn de metaalsectoren zoals aluminium, zink
en gieterijen maar ook de karton- en papierindustrie.

Op 14 juli 2023 bent u geïnformeerd over de evaluatie van de IKC en over het al dan
niet voortzetten ervan.13 In de evaluatie is geconstateerd dat de IKC-regeling waarschijnlijk doeltreffend
en doelmatig is. Aanbevolen werd om de voortzetting van de IKC-regeling te overwegen,
omdat de regeling waarschijnlijk bijdraagt aan het verminderen van weglekrisico’s
terwijl de compensatie vergelijkbaar met die van onderzochte omringende landen is.
Tegelijkertijd zou het benodigde budget voor de regeling stijgen onder meer door de
stijgende CO2-prijs. Het kabinet heeft destijds besloten de regeling stop te zetten en in plaats
daarvan de verduurzaming van een grotere groep industriebedrijven te stimuleren door
extra middelen voor generieke energiebesparende maatregelen vrij te maken.

Een deel van de Nederlandse bedrijven wordt door zowel de afschaffing van de VCR als
het stopzetten van de IKC geraakt. Daarnaast is er een groep bedrijven die door één
van beide wordt geraakt. De exacte overlap is niet bekend omdat we niet precies weten
welke bedrijven profiteerden van de VCR, vanwege de bovengenoemde vertrouwelijkheid
van die gegevens.

Vergelijking met het buitenland

De discrepantie in de elektriciteitskosten tussen landen wordt vooral bepaald door
de verschillen in de nettarieven en kortingsregelingen. Door de uiteenlopende omvang
van de nettarieven, de afschaffing van de VCR, en het stopzetten van de IKC zijn grote
verschillen ontstaan tussen Nederland en de landen om ons heen (figuur 1). Dit figuur
geeft de elektriciteitskosten in 2024 weer. De energieprijzen zijn gebaseerd op de
marktprijzen van januari 2024. De «effectieve elektriciteitsprijs na kortingen» geldt
voor alle industriële grootverbruikers zonder IKC compensatie. De «effectieve elektriciteitsprijs
na kortingen en IKC» zijn de kosten voor de bedrijven in de sectoren die wel in aanmerking
komen voor IKC compensatie. De elektriciteitsprijzen worden weergegeven voor een grootverbruiker
met totale jaarlijkse consumptie van 1 TWh per jaar en 8.000 vollasturen (baseload
profiel).

Zowel de «effectieve elektriciteitskosten na kortingen» als de «effectieve elektriciteitskosten
na kortingen en IKC» liggen met bijna € 95 per MWh14 in Nederland het hoogst van de vier landen.

De afgelopen jaren hebben bedrijven die voorheen gebruik maakten van zowel de VCR
als de IKC-regeling de grootste verandering in hun relatieve concurrentiepositie gezien.
Voor deze bedrijven stapelt de impact van het wegvallen van beide regelingen zich
namelijk op.

Flexibele elektriciteitsafnemer

De elektriciteitskosten voor Nederlandse flexibele elektriciteitsafnemers vertonen
een vergelijkbare trend. Ook voor flexibele elektriciteitsgebruikers liggen de kosten
in Nederland aanzienlijk hoger dan in andere landen. Dit prijsverschil wordt hoofdzakelijk
veroorzaakt door hogere nettarieven en het ontbreken van kortingen en/of vrijstellingen.
Daarnaast biedt Duitsland extra kortingen voor elektrolysers, zowel op nettarieven
als op belastingen en heffingen (zie bijlage I voor details). In deze vergelijking
zijn nog niet de kortingen opgenomen die in Nederland geïmplementeerd zullen worden
met het tijdsduurgebonden transportrecht (ATR85), waarmee bedrijven met een flexibel
profiel tot 65% korting op de nettarieven kunnen krijgen.15

Oorzaken van de verschillen

Hogere nettarieven

De effectieve nettarieven lagen in januari € 14–€ 17 per MWh hoger in Nederland dan
in Duitsland, Frankrijk en België. Dit verschil komt doordat Nederland relatief hoge
nettarieven heeft in vergelijking met de landen om ons heen zoals België en Frankrijk
(zie figuur 1). Daarnaast geeft Nederland geen kortingen op de nettarieven zoals voorheen
de VCR voor grote elektriciteitsafnemers. In de buurlanden Duitsland en Frankrijk
gelden vergelijkbare kortingen nog wel, waarbij baseload gebruikers kortingen tot
90% in Duitsland en 84% in Frankrijk op de nettarieven ontvangen. De voorwaarden om
in aanmerking te komen voor deze kortingen zijn in die landen overigens ruimer dan
de eerder gehanteerde voorwaarden voor de afgeschafte Nederlandse VCR. Hierdoor komt
een relatief grotere groep bedrijven in Frankrijk en Duitsland in aanmerking voor
gereduceerde tarieven. Als gevolg hiervan ondervinden niet alleen de bedrijven die
voorheen onder de VCR vielen, maar ook andere Nederlandse bedrijven kostennadelen
ten opzichte van het buitenland.

Bovendien zijn er (nog) geen duidelijke signalen uit deze landen gekomen dat deze
regeling op den duur wordt afgeschaald of afgeschaft. Het lijkt erop dat de toezichthouders
in deze landen de Europese regelgeving anders interpreteren of anders toepassen. In
België bestaat deze korting niet, maar liggen de nettarieven met bijna € 15 per MWh
voor de industrie lager, onder andere omdat een deel van de netkosten van de landelijke
en regionale netbeheerders uit degressieve accijnzen op elektriciteit worden betaald
(in plaats van uit nettarieven). Denemarken heeft onlangs een vergelijkbare korting
van 90% op de nettarieven voor grote elektriciteitsafnemers (ten minste 100 GWh per
jaar) vanaf 1 januari 2024 ingevoerd.16

Een ander verschil is dat de plannen van Nederland voor de exploitatie van windenergie
op zee in verhouding tot het totale elektriciteitsverbruik op dit moment ambitieuzer
zijn dan die in de andere landen, wat in ieder geval in de transitieperiode waarin
elektrificatie nog niet volledig is doorgezet, kan leiden tot relatief hogere nettarieven
in vergelijking met de andere onderzochte landen.

Stopzetten van de IKC

Nederland keert door stopzetting in 2023 geen IKC-compensatie meer uit aan bedrijven
die binnen de Europees vastgestelde IKC-sectoren vallen. In onze buurlanden Duitsland,
Frankrijk en België, en de meeste andere EU landen is deze regeling wel van toepassing
en is zelfs verlenging aangekondigd voor de gehele ETS-handelsperiode (2021–2030).
Hierdoor ontvangen de 57 bedrijven17 die in aanmerking komen voor IKC geen steun, terwijl hun Europese concurrenten € 25–€ 35
per MWh verwerven. De laatste keer dat de IKC ook in Nederland werd uitgekeerd was
dat o.b.v. een CO2 prijs van <30 EUR/ton, terwijl het in 2024 om een CO2 prijs van ~80 EUR/ton gaat.18 Door de stijgende ETS kosten is de impact op het gelijke speelveld dus ook gestegen.

ARENH systeem Frankrijk

De energieprijzen van januari 2024 liggen in Frankrijk lager door het zogeheten ARENH-systeem.
Dit systeem, dat in 2025 afloopt, stelt dat het Franse staatsbedrijf EDF dat veel
elektriciteit produceert, jaarlijks 100 TWh goedkoop (€ 42–€ 46/MWh) moet verkopen.
Het ARENH-systeem is een prijsinterventie die Frankrijk kan doen, en waarvoor zij
goedkeuring heeft gekregen van de Europese Commissie tot 2025, omdat het Franse staatsbedrijf
EDF ook een groot deel van de (afbetaalde) Franse kerncentrales in eigendom heeft.
Dit systeem was ooit voor de energiecrisis in het leven geroepen om concurrentie in
de Franse markt te bevorderen vanwege de grote rol van EDF in de Franse markt, maar
pakt nu – met de hogere prijzen – zeer gunstig uit voor Franse (groot)gebuikers. Na
2025 zal het ARENH waarschijnlijk worden opgevolgd door een systeem waar EDF via power
purchase agreements een deel van de geproduceerde elektriciteit voor € 70/MWh zal
verkopen, mits de Europese Commissie hiermee instemt.19

Totaal effect

De combinatie van bovenstaande factoren leidt ertoe dat de «effectieve elektriciteitskosten
na kortingen en IKC» voor grootverbruikers in IKC-sectoren € 39–€ 63 per MWh hoger
dan voor hun concurrenten in de buurlanden.

Het is aannemelijk dat als het beleid in andere landen constant blijft, de vastgestelde
verschillen in elektriciteitskosten op lange termijn zullen blijven bestaan. De hogere
nettarieven en het ontbreken van kortingen of vrijstellingen zijn structurele factoren.
Zonder ingrijpen is het waarschijnlijk dat grote elektriciteitsafnemers in Nederland
geconfronteerd blijven worden met hogere elektriciteitskosten dan in buurlanden. Dit
laat de vooruitblik naar 2030 in hoofdstuk 6 van het onderzoek van E-bridge ook zien.

Gevolgen

De effectieve elektriciteitskosten voor grootverbruikers liggen in omringende landen
tussen de 15% en 66% lager dan in Nederland.

Bedrijven die in aanmerking zouden komen voor de IKC betalen bijna twee tot drie keer
zoveel aan elektriciteitskosten als hun Europese concurrenten. Dit kostennadeel kan
het verschil maken tussen een positieve en een negatieve businesscase voor duurzame
(elektrificatie) investeringen van Nederlandse bedrijven. Hierdoor bestaat er een
aanzienlijk risico dat geëlektrificeerde Nederlandse bedrijven ervoor kiezen om volledig
te stoppen of hun productie naar het buitenland te verplaatsen, terwijl bedrijven
die hun productieprocessen nog niet geëlektrificeerd hebben hiertoe (nog) niet zullen
besluiten en voorlopig fossiel door blijven produceren produceren totdat dit door
stijgende kosten voor ETS emissierechten niet langer rendabel zal zijn. Deze ontwikkelingen
hebben negatieve gevolgen voor emissiereductie van Nederland op de korte termijn (industrie
verduurzaamt immers in mindere mate) en het verdienvermogen van Nederland op de korte
en lange termijn, met name wanneer het ervoor zorgt dat industrie die goed zou passen
in het toekomstige energiesysteem niet tot ontwikkeling komt.

Tot slot

Op dit moment kijken we naar verschillende oplossingsrichtingen voor de stijgende
nettarieven en het geconstateerd concurrentienadeel in de industrie. Generiek zijn
deze oplossingsrichtingen onder te verdelen in vier categorieën: (1) netkosten verlagen,
(2) netkosten anders verdelen, (3) bekostigen van netkosten, waaronder het net op
zee, uit algemene middelen, en (4) kosten voor eindgebruikers verlagen.

Uw kamer wordt dit voorjaar geïnformeerd over het onderzoek dat start naar mogelijkheden
om elektriciteitsnetten anders te bekostigen dan nu het geval is, rekening houdend
met verdelingseffecten voor bedrijven en huishoudens, de impact op de ontwikkeling
van het energiesysteem en van de economie op de lange termijn.

Ook zetten wij ons binnen de EU in voor een gelijk speelveld en verdere harmonisatie
van de methodologie van netwerktarieven. U bent recent geïnformeerd over twee non-papers
waarin hiervoor gepleit wordt, die met de Europese Commissie en breder gedeeld worden.20

Daarnaast wordt in het tweede kwartaal van dit jaar de jaarlijkse speelveldtoets opgeleverd,
waarin breder wordt gekeken naar het vestigingsklimaat in Nederland ten opzichte van
het buitenland. U wordt daarover geïnformeerdin een brief over de voortgang van het
Nationaal Programma Verduurzaming Industrie. Deze brief ontvangt u voor het commissiedebat
verduurzaming industrie van 15 mei aanstaande.

In het tweede kwartaal zal ook informatie verstrekt worden over de doorrekening van
nettarieven in de Kamerbrief over de tariefstructuur voor elektriciteit. Deze analyse
zal jaarlijks herhaald worden, waarmee invulling gegeven wordt aan de motie Postma21. De analyse wordt onderdeel van de Informatievoorziening aanpak netcongestie waar
de Vaste Commissie Economische Zaken en Klimaat om heeft verzocht.

De Minister van Economische Zaken en Klimaat,
M.A.M. Adriaansens

De Minister voor Klimaat en Energie, R.A.A. Jetten