Projectnaam: Decentrale Opwekking (DCO) Projectnummer: 101701
Documentnummer: 101701-35
Dienst uitvoering en toezicht Energie Den Haag, mei 2004
Team:
SAMENVATTING ... 5
1. INLEIDING... 8
1.1 AANLEIDING EN DOEL VAN DIT STANDPUNTENDOCUMENT... 8
1.2 STATUS VAN DIT STANDPUNTENDOCUMENT... 9
1.3 OPBOUW DOCUMENT... 9
2. ACHTERGROND ... 11
2.1 DEFINITIE DCO... 11
2.1.1. Reacties respondenten: definitie DCO...11
2.1.2. Eindconclusie DTe: definitie DCO ... 12
2.2 OORZAKEN TOENAME DCO ... 13
2.2.1. Kyoto Protocol ... 13
2.2.2. EU-richtlijn duurzame energie... 13
2.2.3. EU-richtlijn Wkk... 15
2.2.4. Stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie... 15
2.3 ROL DIRECTEUR DTE... 16
2.3.1. Implementatietraject richtlijnen duurzame energie en Wkk...16
2.3.2. Positie directeur DTe... 17
2.4 FEITELIJKE ONTWIKKELING DCO... 18
2.4.1. Verleden tot heden ...18
2.4.2. Verwachte ontwikkeling...20
2.4.3. Reacties respondenten: feitelijke en verwachte ontwikkeling DCO ... 22
2.4.4. Eindconclusie DTe: feitelijke en verwachte ontwikkeling DCO ... 23
2.5 INVLOED DCO OP ELEKTRICITEITSNETWERKEN... 23
2.6 CRITERIA BEOORDELING OPTIES... 24
2.6.1. Criterium 1 – past de maatregel in de huidige wet?... 25
2.6.2. Criterium 2 tot en met 4 – prikkelt de maatregel efficiëntie? ... 25
2.6.3. Criterium 5 – Worden de kosten correct verdeeld?...26
2.6.4. Overzicht criteria...26
2.6.5. Reacties respondenten: criteria beoordeling opties...26
2.6.6. Eindconclusie DTe: criteria beoordeling opties... 27
3. NETKOSTEN ... 30
3.1 INLEIDING... 30
3.2 HUIDIGE REGULERINGSREGIME... 30
3.2.1. Aansluitingen tot 10 MVA ...30
3.2.2. Aansluitingen vanaf 10 MVA... 31
3.3 KNELPUNT 1 DISTRIBUTIENET: VERDELING AANSLUITKOSTEN TUSSEN DCO EN NETBEHEERDER... 32
3.3.2. Mogelijke maatregelen ... 33
3.3.3. Conclusie: verlaging 10 MVA-grens...36
3.3.4. Reacties respondenten knelpunt 1 distributienet: verdeling aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder 37 3.3.5. Eindconclusie DTe knelpunt 1 distributienet: verdeling aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder ...38
3.4 KNELPUNT 2 DISTRIBUTIENET: VERDELING NETBEHEERDERSDEEL DIEPE AANSLUITKOSTEN... 40
3.4.1. Omschrijving oorzaken knelpunt 2... 40
3.4.2. Mogelijke maatregelen ... 40
3.4.3. Conclusie: binnen de E-wet geen socialisatie aansluitkosten mogelijk...42
3.4.4. Reacties respondenten knelpunt 2 distributienet: verdeling netbeheerdersdeel diepe aansluitkosten ...43
3.4.5. Eindconclusie DTe knelpunt 2 distributienet: verdeling netbeheerdersdeel diepe aansluitkosten ...43
3.4.6. Reacties respondenten: overige knelpunten netkosten distributienet...44
3.4.7. Eindconclusie DTe: overige knelpunten netkosten distributienet ... 45
3.5 INVLOED DCO OP NETKOSTEN TRANSPORTNET... 45
3.5.1. Onzekerheid geplande inzet... 45
3.5.2. Afwijkingen van geplande inzet - onbalans...47
3.5.3. Conclusie: geen lagere netkosten transportnet vanwege onzekere inzet DCO...48
3.5.4. Reacties respondenten: invloed DCO op netkosten transportnet ... 49
3.5.5. Eindconclusie DTe: invloed DCO op netkosten transportnet ... 51
4. DISPATCH VAN DCO... 52
4.1 INLEIDING... 52
4.2 KNELPUNT DISTRIBUTIENET: VERMEDEN OF TOEGENOMEN NETVERLIEZEN... 52
4.2.1. Omschrijving oorzaken knelpunt ... 52
4.2.2. Mogelijke maatregelen ... 53
4.2.3. Conclusie: netbeheerder verantwoordelijk voor vermeden of toegenomen netverliezen... 55
4.2.4. Reactie respondenten knelpunt distributienet: vermeden of toegenomen netverliezen...56
4.2.5. Eindconclusie DTe knelpunt distributienet: vermeden of toegenomen verliezen ...58
4.3 KNELPUNT TRANSPORTNET: VERMEDEN OF TOEGENOMEN NETVERLIEZEN... 60
4.3.1. Omschrijving oorzaken knelpunt ... 60
4.3.2. Conclusie: baten uitkering uitgespaarde netverliezen wegen niet op tegen kosten ... 60
4.3.3. Reacties respondenten knelpunt transportnet: vermeden of toegenomen netverliezen...61
4.3.4. Eindconclusie DTe knelpunt transportnet: vermeden of toegenomen netverliezen...62
5. TOEPASSING MAATSTAFCONCURRENTIE PROBLEMATIEK DCO... 65
5.1 ALGEMEEN... 65
5.2 REGULERINGSSYSTEMATIEK... 66
5.3 OVERIG... 67
BIJLAGE 1: SCHRIFTELIJKE REACTIES... 69
Samenvatting
1. Als gevolg van diverse ontwikkelingen neemt de hoeveelheid decentrale opwekking (hierna: DCO) in Nederland toe. Onder DCO wordt verstaan: elektriciteitsproductie met een aansluiting op een
spanningsniveau lager dan 110 kV. De toename van DCO heeft gevolgen voor het elektriciteitsnet. In dit document wordt geanalyseerd of, en zo ja hoe, de regelgeving dient te worden aangepast als gevolg hiervan.
2. De toename van DCO wordt onder andere veroorzaakt door het Kyoto-protocol waarin landen zich verplichten een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen te bewerkstelligen. Deze verplichtingen leiden er op Europees en nationaal niveau toe dat allerlei stimulerende maatregelen voor duurzame en energiezuinige opwekkingsmethoden van elektriciteit zijn ontwikkeld. Deze vormen van opwekking, met name wind en warmte-krachtkoppeling (hierna: Wkk), worden veelal op het distributienet aangesloten.
3. In het informatie- en consultatiedocument Decentrale Opwekking van februari 2004 (hierna: consultatiedocument) werd bekeken of reguleringsmaatregelen moeten worden genomen om de inpassing van DCO te faciliteren. In dit document worden de uitkomsten van de consultatiefase en het uiteindelijke standpunt van de Dienst uitvoering en toezicht Energie (hierna: DTe) over de besproken vraagstukken vermeld.
4. De gevolgen voor het net van de toename van DCO worden in twee categorieën ingedeeld: a. netkosten – kosten als gevolg van de installatie van DCO. Hieronder vallen bijvoorbeeld de
aansluiting zelf en zogenaamde diepe kosten, zoals uitbreiding van het net voor aansluitingen in een afgelegen gebied en investeringen in het distributienet om elektriciteit naar hogere
spanningsniveaus te kunnen transporteren; en
b. dispatchkosten – kosten als gevolg van de daadwerkelijke levering van elektriciteit door DCO aan het net. Hieronder vallen met name netverliezen.
5. De impact van DCO op deze kosten wordt besproken voor zowel het distributienetwerk als het transportnetwerk. Daarbij komt DTe tot de volgende standpunten:
Netkosten – distributienet
6. De kosten voor het distributienet die veroorzaakt worden door DCO worden niet altijd door hen betaald, en de regionale verschillen tussen netbeheerders worden nu gedragen door de afnemers in het gebied van de netbeheerder met veel (diepe) aansluitkosten.
capaciteit beschikbaar is te verlagen van 10 MVA naar 1 MVA. Omdat recent de grens is vastgesteld op 10 MVA, en hiertegen beroep is aangetekend, blijft de grens tot aan de uitspraak van het College van Beroep voor het Bedrijfsleven (hierna: CBb) onveranderd.
b. met name windenergie leidt in specifieke gebieden tot hogere netkosten vanwege aanpassingen in het beheer, en vanwege extra investeringen. In het project regionale verschillen (afronding december 2005) kan de hoogte van deze extra kosten worden onderzocht. Voorzover hier geen
kostenvoordelen voor de netbeheerder tegenover staan, zal de netbeheerder hogere tarieven mogen rekenen. Zodoende worden de netto extra kosten vergoed. Echter, dan worden de extra kosten van windvermogen alleen op afnemers in windrijke provincies afgewenteld in de vorm van een hogere transportrekening. Om dit te voorkomen, en de kosten over heel Nederland te verdelen, wordt gedacht aan een landelijk fonds waaruit de extra kosten betaald worden. Dit valt niet binnen de bevoegdheid van DTe. DTe stuurt, zodra de netto extra kosten bekend zijn, hierover een advies aan de Minister van Economische Zaken.
Netkosten – transportnet
7. De toename van DCO leidt er niet toe dat het transportnet lichter kan worden uitgevoerd. Dit komt omdat de daadwerkelijke inzet van DCO niet zeker is. Voor windvermogen hangt de inzet af van het weer, en voor Wkk van de warmtevraag, gasprijs en stimuleringsregelingen. Het blijft nodig om via het transportnet elektriciteit van centrale productie of import naar gebieden met DCO te kunnen
transporteren voor het geval DCO geen elektriciteit levert.
Dispatchkosten – distributienet
8. Het is afhankelijk van de specifieke omgeving waarin zich de DCO bevindt of deze netverliezen in het distributienet vermijdt of juist extra netverliezen veroorzaakt. Omdat het netto-effect zo afhankelijk is van de locatie, stelt DTe voor om de regulering op dit punt niet aan te passen. Wel wijst DTe op de
mogelijkheid voor netbeheerders om zelf met decentrale opwekkers tot overeenstemming te komen over een vergoeding voor de inzet van DCO. De netbeheerder heeft hiertoe een prikkel omdat deze de kosten van netverliezen draagt.
Dispatchkosten – transportnet
Mogelijkheid onderhandelingen netbeheerder – DCO
1.
Inleiding
1.1
Aanleiding en doel van dit standpuntendocument
11. Door diverse ontwikkelingen in de maatschappij, zoals overheidsbeleid dat de opwekking van elektriciteit uit duurzame bronnen en Wkk stimuleert, is de verwachting dat er steeds meer elektriciteit door DCO aan de distributienetwerken wordt geleverd. Dit kan leiden tot kosten voor de distributienetwerken omdat de huidige netwerken ontworpen zijn om elektriciteit van hoge via lagere spanningsniveaus naar gebruikers te transporteren en niet zijn berekend op veel decentrale invoeding. Anderzijds kan de inzet van DCO leiden tot besparingen in het net omdat elektriciteit dichter bij de afnemers wordt
geproduceerd.
12. In het consultatiedocument van februari 2004 werd onderzocht in hoeverre er daadwerkelijk sprake is van kosten en besparingen. Tevens werden de verschillende mogelijkheden, beschouwd om deze kosten en besparingen over de verschillende actoren zoals netbeheerders, DCO en overige afnemers, te verdelen.
13. In het consultatiedocument staan vragen in de tekst. Respondenten is verzocht deze vragen te beantwoorden. Tevens heeft DTe respondenten verzocht commentaar te leveren indien de problemen niet correct zijn geformuleerd of indien er knelpunten zijn die nog niet genoemd worden. Tevens heeft op 4 maart 2004 naar aanleiding van het consultatiedocument een workshop plaatsgevonden ten kantore van DTe.
14. DTe heeft van 19 partijen een schriftelijke reactie op het consultatiedocument ontvangen. In dit standpuntendocument Decentrale Opwekking (hierna: standpuntendocument) worden de reacties van respondenten op het consultatiedocument samengevat en wordt mede aan de hand van de reacties en de workshop een eindconclusie door DTe geformuleerd.
15. DTe voert geen beleid op het net. Dit houdt in dat er economisch wordt gekeken naar de impact van een toename van DCO op het net. Voor DTe is DCO een exogene factor, die neutraal wordt behandeld. Beleid ter stimulering van DCO valt onder de verantwoordelijkheid van het Ministerie van Economische Zaken.
17. Op grond van de E-wet mag er niet gediscrimineerd worden tussen afnemers. De tariefstructuur kan dus alleen invulling geven aan verschillen in door afnemers veroorzaakte kosten als deze op objectieve wijze zijn te bepalen.
1.2
Status van dit standpuntendocument
18. Dit standpuntendocument betreft een analyse met betrekking tot de positie van DCO en de knelpunten in het huidige reguleringsbeleid. De standpunten en analyses van DTe in dit standpuntendocument zijn gebaseerd op de huidige inzichten van DTe met betrekking tot de regulering van de sector netwerk elektriciteit. Het document bezit geen juridische status. Nieuwe wetgeving, jurisprudentie,
reguleringssystematiek en/ of voortschrijdend inzicht kunnen leiden tot aanpassingen van de standpunten.
19. Dit standpuntendocument zal inhoudelijk als uitgangspunt dienen bij het verdere proces dat naar verwachting zal leiden tot aanpassing van de TarievenCode en een advies aan de Minister van Economische Zaken.
1.3
Opbouw document
20. In dit document wordt op hoofdlijnen dezelfde structuur gebruikt als in het consultatiedocument. Aan het eind van ieder knelpunt is een aantal paragrafen toegevoegd met de reacties van respondenten en een eindconclusie van DTe.
21. In het volgende hoofdstuk van dit consultatiedocument zal allereerst de achtergrond van dit document geschetst worden. Hierin worden, achtereenvolgens, een aantal voor dit project relevante items gedefinieerd. Er wordt onderbouwd waarom DCO toeneemt en welke regelgeving deze toename mede veroorzaakt. Tevens wordt de feitelijke ontwikkeling van DCO in Nederland geschat. Daarnaast wordt de mogelijke invloed van DCO op het net omschreven. Tenslotte worden de criteria, op grond waarvan de in dit consultatiedocument voorgestelde aanpassing van de regulering worden getoetst, afgeleid.
22. In hoofdstuk 3 worden de kosten van het aansluiten (de netkosten) van DCO behandeld. Hierbij wordt allereerst het huidige reguleringsregime omschreven en worden vervolgens de knelpunten op het distributie- en transportnet besproken. Per knelpunt worden de mogelijke maatregelen opgesomd en geanalyseerd, gevolgd door de maatregel die de voorkeur van DTe heeft. Aansluitend worden de voor dit punt relevante opmerkingen van respondenten behandeld en wordt de uiteindelijke conclusie van DTe geformuleerd.
2.
Achtergrond
2.1
Definitie DCO
25. Om helderheid te verschaffen over wat in dit document wordt verstaan onder DCO volgt hieronder een korte uiteenzetting met uitgangspunten zoals DTe die hanteert.
26. Er worden in de literatuur uiteenlopende definities voor DCO gehanteerd. De meeste definities zijn gebaseerd op één van de volgende factoren:
a. het type technologie dat toegepast wordt; b. de impact op het milieu van de installatie;
c. de grootte van het opgesteld vermogen van de installatie; en d. het spanningsniveau waaraan de installatie is gekoppeld.
27. Een definitie op basis van type technologie doet geen recht aan de verschillende technologische ontwikkelingen, bijvoorbeeld (mini-)Wkk’s en windmolens, die momenteel te identificeren zijn.
28. Een definitie op basis van het spanningsniveau (netvlak) waaraan het vermogen is gekoppeld of op basis van de grootte van het opgesteld vermogen is met het oog op netwerkregulering het meest passend. Dit te meer omdat de meeste netwerkregulering geldend voor producenten gebaseerd is op één van deze twee factoren. Hier wordt specifiek gekozen voor een definitie afhankelijk van het spanningsniveau waarop DCO is aangesloten, omdat een dergelijke definitie het beste aansluit bij de regulering die door DTe wordt gehanteerd.
29. Concreet leidt dit ertoe dat in dit consultatiedocument er vanuit wordt gegaan dat DCO aansluitingen betreft op het distributienet. In Nederland worden hier de netten met een spanningsniveau lager dan 110 kV onder verstaan. Dit houdt in dat het opgestelde vermogen van DCO typisch onder de 100 MW ligt. Hoewel die grens niet hard te stellen is, zal het voor een Wkk van bijvoorbeeld 500 kW niet interessant zijn om op 110/ 150 kV aangesloten te worden. Voor een Wkk boven 100 MW is dit juist wel het geval.
Vraag 1 Bent u het eens met de door DTe gehanteerde definitie van DCO, als productiemiddel
aangesloten op een netwerk lager dan 110 kV?
2.1.1.
Reacties respondenten: definitie DCO
30. Vier respondenten1
kunnen zich vinden in de gehanteerde definitie voor DCO als productiemiddel met een aansluiting op een spanningsniveau lager dan 110 kV. Volgens één respondent2
wordt DCO
gekenmerkt door invoeding dicht bij de afname. Meestal is dit inderdaad op netvlakken beneden 110 kV, maar niet altijd. Ook de omvang van het opgestelde vermogen en de regelbaarheid van de installatie is van belang3
.
31. Een andere respondent4
stelt dat door de gehanteerde definitie veel windparken niet worden gezien als DCO. Deze windparken worden aangesloten aan de secundaire kant van de transformator van een onderstation. In veel gevallen is dit naar de mening van een respondent volgens de TarievenCode een aansluiting op 110 of 150 kV.
32. Een andere respondent5
stelt dat de scheiding niet op het 110 kV, maar op het 50 kV netvlak dient te worden aangelegd. Deze indeling is meer in lijn met internationale technische definities zoals gehanteerd door Cigré (Conseil International des Grands Reseaux Électriques).
33. Vier respondenten6
maken bezwaar tegen de hier gekozen definitie. De door DTe toegepaste definitie, waarin alle technologieën tezamen worden genomen, gaat voorbij aan de grote verschillen van de invloed op de netten van windvermogen en Wkk. Deze verschillen zijn zo groot dat een goede beantwoording van de gestelde vragen voor beide technologieën tezamen niet mogelijk is. Zo is Wkk bijvoorbeeld juist wel regelbaar terwijl windvermogen dat niet is en liggen windparken vaak op afgelegen locaties.
2.1.2.
Eindconclusie DTe: definitie DCO
34. De Minister van Economische Zaken heeft voorgesteld om de hoogspanningsnetten (> 110 kV) bij TenneT in beheer te geven7
. De in het consultatiedocument voorgestelde definitie van DCO deelt de productiemiddelen op in twee categorieën die aansluiten bij de organisatie van het netbeheer: a. productiemiddelen aangesloten op het net in beheer van TenneT; en
b. productiemiddelen aangesloten op het net van de regionale netbeheerders.
35. DTe onderschrijft het standpunt van een aantal respondenten dat er onderscheid is tussen windmolens en Wkk, omdat de technologische consequenties voor de netwerken verschillend kunnen zijn. Overigens maakt de E-wet geen onderscheid in verschillende technologieën.
36. Grootschalige windparken, zoals nu gepland voor de kust, maken geen deel uit van DCO. Deze zullen immers invoeden op spanningsniveaus groter of gelijk aan 110 kV. In dit document staat niet duurzame energie als zodanig centraal, alswel het niveau waarop de invoeding van elektriciteit plaatsvindt.
3 Vereniging Afvalbedrijven 4 PAWEX.
5 TenneT.
6 Cogen, LTO, Nuon en VEMW.
2.2
Oorzaken toename DCO
2.2.1.
Kyoto Protocol
37. In 1997 kwam in het Japanse Kyoto een protocol tot stand waarin verschillende industrielanden de verbintenis aangingen de uitstoot van broeikasgassen (uitgedrukt in een reductie van CO2-equivalenten) tussen 2008 en 2012 met gemiddeld 5 procent te verminderen ten opzichte van 1990. Hiertoe heeft de Europese Unie zich verplicht tot een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen met 8 procent tussen 2008-2012 ten opzichte van 1990. Voor Nederland komt dit percentage overeen met 6 procent.
38. Teneinde aan de Kyoto verplichting te voldoen, zijn er verscheidene maatregelen genomen. Een belangrijk onderdeel van deze maatregelen is een groter gebruik van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare bronnen. De lidstaten van de Europese Unie vinden dat er onvoldoende gebruik wordt gemaakt van de mogelijkheden voor benutting van hernieuwbare energiebronnen. Om het marktaandeel van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen op middellange termijn te doen groeien, hebben alle lidstaten nationale indicatieve streefcijfers, uitgedrukt in een percentage van het gebruik, vastgesteld voor het verbruik van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen8
. Zo geldt er een indicatief aandeel van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen van 22,1 procent in het totale elektriciteitsverbruik in de Europese Gemeenschap in 2010. Voor Nederland geldt een nationale doelstelling van 9 procent. Een groot deel hiervan is DCO. Om deze doelstelling te realiseren, is er door de Europese Gemeenschap een tweetal richtlijnen ter stimulering van duurzame energie en Wkk uitgevaardigd9
. Om de productie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen te stimuleren, is in Nederland in 2003 de stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie ingevoerd10
.
2.2.2.
EU-richtlijn duurzame energie
39. Van belang is artikel 7 van de Richtlijn duurzame energie11
. De belangrijkste onderdelen in dit artikel bepalen dat lidstaten de transmissie en distributie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen moeten garanderen. Ook biedt dit artikel lidstaten de mogelijkheid om, bijvoorbeeld bij toegang tot het net, voorrang te verlenen aan producenten van duurzame elektriciteit. Tevens kunnen lidstaten kosten, die gemaakt moeten worden voor het aansluiten van producenten van duurzame elektriciteit, geheel of gedeeltelijk ten laste laten komen van de netbeheerder. Benadelen van duurzame elektriciteit bij het heffen van tarieven is niet toegestaan (zie Box 1 voor de betreffende bepalingen). In paragraaf 2.3 wordt ingegaan op de implementatie van deze richtlijn in Nederlandse wetgeving en de positie van de directeur DTe.
8 Richtlijn 2001/ 77/ EG van het Europees Parlement en de Raad (27 september 2001).
9 Richtlijn 2001/ 77/ EG (27 september 2001) en Richtlijn 2004/ 8/ EG (11 februari 2004) van het Europees Parlement en de
Raad.
10 Staatsblad 235, jaargang 2003.
Box 1 Relevante bepalingen artikel 7 Richtlijn 2001/ 77/ EG Artikel 7, eerste lid
“ Onder het behoud van de betrouwbaarheid en de veiligheid van het net nemen de lidstaten de nodige maatregelen om ervoor te zorgen dat de transmissie- en de distributienetbeheerders op hun
grondgebied de transmissie en de distributie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen
garanderen. Bovendien kunnen zij voorrang verlenen aan elektriciteit uit hernieuwbare bronnen voor de toegang tot het net. Bij de dispatching12 van opwekkingsinstallaties verlenen de
transmissienetbeheerders voorrang aan opwekkingsinstallaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen, voor zover de werking van het nationale elektriciteitssysteem dit toelaat.”
Artikel 7, tweede lid
“ De lidstaten vormen een juridisch kader of verplichten de transmissie- en distributienetbeheerders gestandaardiseerde regels op te stellen en bekend te maken voor de vergoeding van de kosten van tachnische aanpassingen, zoals netaansluitingen en –verzwaringen die nodig zijn om nieuwe producenten die elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen aan het net wensen te leveren, op het koppelnet aan te sluiten. Die regels moeten gebaseerd zijn op objectieve, transparante en
niet-discriminerende criteria, waarbij in het bijzonder rekening wordt gehouden met alle kosten en baten van de aansluiting van die producenten op het net. De regels kunnen voorzien in verschillende typen van aansluitingen.”
Artikel 7, derde lid
“ Zo nodig kunnen de lidstaten de in lid 2 bedoelde kosten geheel of gedeeltelijk ten laste leggen van de transmissie- en distributienetbeheerders.”
Artikel 7, vijfde lid
“ De lidstaten vormen een juridisch kader of verplichten de transmissie- en distributienetbeheerders gestandaardiseerde regels op te stellen en bekend te maken voor de verdeling van de kosten van de installaties, zoals netaansluitingen en –verzwaringen, over alle producenten die daarvan profiteren. De kostenverdeling geschiedt door middel van een objectieve, transparante en niet-discriminerende criteria gebaseerde regeling, waarbij rekening wordt gehouden met de voordelen van de aansluiting voor de aanvankelijk en de later aangesloten producenten en voor de transmissie- en distributienetbeheerders.” Artikel 7, zesde lid
“ De lidstaten zorgen ervoor dat elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen bij de heffing van transmissie- en distributietarieven niet wordt benadeeld; dit geldt in het bijzonder voor elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen die wordt opgewekt in perifere gebieden, zoals eilandgebieden en regio’s met een lage bevolkingsdichtheid. Zo nodig stellen de lidstaten een wettelijk kader vast of verlangen zij van de transmissie- en distributienetbeheerders de garantie dat de transmissie- en distributietarieven voor elektriciteit uit installaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen overeenkomen met de kostenvoordelen die door de aansluiting op het netwerk mogelijk worden. Dergelijke kostenvoordelen kunnen voortvloeien uit het rechtstreekse gebruik van het laagspanningsnet.”
2.2.3.
EU-richtlijn Wkk
40. Op 11 februari 2004 is een Europese richtlijn ter bevordering van warmtekrachtkoppeling op basis van de vraag naar nuttige warmte binnen de interne energiemarkt uitgevaardigd13
. Het doel van de richtlijn is een transparant gemeenschappelijk kader op te zetten met het oog op het bevorderen en
vergemakkelijken van de installatie (ook decentraal) van Wkk-centrales op plaatsen waar een vraag naar warmte bestaat of wordt verwacht14
. De praktische invulling van het kader wordt grotendeels aan de lidstaten overgelaten. In ieder geval dienen lidstaten:
a. ervoor te waken dat de transport- en distributietarieven niet in het nadeel uitvallen van Wkk-stroom; b. de toegang tot het netwerk te vergemakkelijken voor stroom die wordt geproduceerd in
Wkk-centrales die duurzame energie gebruiken en in installaties met een capaciteit van minder dan 1 MW(e) (megawatt);
c. de wetgevings- en andere belemmeringen voor de groei van warmtekrachtkoppeling te verminderen; en
d. ervoor te waken dat de regels objectief, transparant en niet-discriminerend zijn.
In het hoofdstuk 2.3 wordt ingegaan op de implementatie van deze richtlijn in nationale wetgeving.
2.2.4.
Stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie
41. De Nederlandse overheid heeft de ambitie om de doelstelling van 9 procent duurzaam
elektriciteitsverbruik in 2010 in belangrijke mate te realiseren met in Nederland opgewekte elektriciteit. Hiertoe is op 5 juni 2003 de E-wet ten behoeve van de stimulering van de milieukwaliteit van de elektriciteitsproductie gewijzigd. Op basis van deze wetswijziging is per 1 juli 2003 de
stimuleringsregeling Milieukwaliteit Elektriciteitsproductie (hierna: MEP) in werking getreden. De MEP is in feite een subsidieregime dat voorziet in een vergoeding per opgewekte kWh voor elektriciteit uit hernieuwbare bronnen (voor een vaststaande periode van maximaal 10 jaar) en uit Wkk. Deze regeling beoogt investeringen in milieuvriendelijke productiecapaciteit te stimuleren, door de onzekerheid voor potentiële investeerders te verkleinen. De verwachting is dat de MEP zal leiden tot een (verdere) toename van de hoeveelheid DCO op het net. Het is noodzakelijk hierop te anticiperen. Voor de verschillende technologieën bedraagt de subsidie voor 2004 en 200515
.
13 Richtlijn 2004/ 8/ EG (11 februari 2004) van het Europees Parlement en de Raad. 14 www.europa.eu.int/ scadplus/ leg/ nl/ lvb/ l27021.htm.
Tabel 1 Subsidiebedragen MEP voor 2004 en 2005
Subsidiebedragen (eurocent/ kWh) Per 1 jan. 200416 Per 1 jan. 2005
Stortgas 0 2,1 Mengstromen 2,9 2,9 Zuivere biomassa (> 50 MW) 4 7 Zuivere biomassa-Diermeel 0 2,1 Wind op land 4,8 7,7 Wind op zee 6,7 9,7
Zelfstandige bio-energie installaties < 50MW 6,7 9,7
Waterkracht 6,7 9,7
Wkk 0,57 n.n.b.
Zon-pv, golf- en getijdenenergie 6,7 9,7
Bron: www.mep.ez.nl
42. Op 1 juli 2004 treedt voor Wkk de Regeling Kooldioxide-index17
in werking. Met deze regeling wordt het verkrijgen van certificaten voor elektriciteit gekoppeld aan de daadwerkelijke milieuprestatie van de installatie. Hiertoe zullen alleen nog Wkk-certificaten worden verstrekt voor de zogenaamde kooldioxide-neutrale Wkk-elektriciteit. Inmiddels is bekend dat de subsidie voor Wkk van 1 juli tot en met 31
december 2004 2,6 eurocent/ kWh zal gaan bedragen. Dit bedrag zal enkel over het kooldioxide-neutrale deel van de geproduceerde elektriciteit worden uitgekeerd.
43. Naast de bovenstaande MEP-regeling is er een groot aantal kleinere regelingen ter stimulering van duurzame-energie en Wkk18
.
2.3
Rol directeur DTe
2.3.1.
Implementatietraject richtlijnen duurzame energie en Wkk
44. De implementatie van de Richtlijn duurzame energie betreffende de bevordering van
elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt in nationale wetgeving is inmiddels voltooid (zie tevens Box 1). Hiertoe is de E-wet op een beperkt aantal punten aangepast19
. Daarbij is er niet voor gekozen om gebruik te maken van de mogelijkheid van artikel 7 om
16 Bedragen zullen per 1 juli 2004 iets worden opgehoogd vanwege verlaging voordeel uit regulerende energiebelasting
(REB).
17 Staatscourant, nr. 234 (3 december 2003). 18 www.subsidieshop.nl.
19 Wet van 20 november 2003, staatsblad 493, via inwerkingtredingsbesluit van 3 december 2003, staatsblad 506, van
elektriciteit uit duurzame bronnen te bevoordelen, omdat toegang tot het net al voldoende gewaarborgd is in de E-wet. Daarin is namelijk bepaald dat de netbeheerder:
a. verplicht is degene die daarom verzoekt te voorzien van een aansluiting op het door hem beheerde net tegen een tarief en tegen andere voorwaarden die in overeenstemming zijn met paragraaf 5 en paragraaf 6 van hoofdstuk 3 van de E-wet (artikel 23, eerste lid). De aansluittarieven dienen alleen de kosten te bevatten die verband houden met de kosten van de aansluiting. Per aansluitcategorie hebben afnemers onder gelijke voorwaarden recht op toegang tot het net;
b. verplicht is aan degene die daarom verzoekt een aanbod te doen om met gebruikmaking van het door hem beheerde net ten behoeve van de verzoeker transport van elektriciteit uit te voeren tegen een tarief en tegen andere voorwaarden die in overeenstemming zijn met de paragrafen 5 en 6 van hoofdstuk 3 van de E-wet (artikel 24, eerste lid);
c. zich onthoudt van iedere vorm van discriminatie tussen degenen jegens wie de verplichting, onder a en b, geldt (artikel 23, tweede lid en artikel 24, derde lid);
45. Via bovenstaande bepalingen in de E-wet wordt dus reeds voldaan aan het eerste en tweede lid van artikel 7 van de richtlijn. Ook wordt voldaan aan de in artikel 7, zesde lid, neergelegde verplichting, doordat in artikel 28 en 29 van de E-wet expliciet is bepaald voor welke handelingen een netbeheerder een aansluit- en transporttarief in rekening mag brengen. Hierbij wordt geen onderscheid gemaakt tussen verschillende typen producenten. Het transporttarief wordt bij iedere afnemer in rekening gebracht. Op die manier worden kosten voor bijvoorbeeld netverzwaringen niet alleen door de nieuw aangeslotene betaald, maar door alle aangeslotenen vanuit de overweging dat alle afnemers uiteindelijk profijt hebben van zo’n netverzwaring. Hiermee wordt voldaan aan het vijfde lid van artikel 7 en deze methodiek prevaleert boven een systeem waartoe artikel 7, derde lid van de richtlijn de mogelijkheid biedt. In sommige gevallen, indien het realiseren van een aansluiting gepaard gaat met zogenaamde “ diepe aansluitkosten” draagt de netbeheerder trouwens wel de lasten van de netaanpassing. Reden hiervoor is dat deze netaanpassingen ook ten goede komen aan andere afnemers die op het
desbetreffende net zijn aangesloten.
46. De huidige strekking van artikel 8 (aspecten van het net) van de Wkk-richtlijn komt overeen met die van artikel 7 van de EU-richtlijn duurzame energie. Hierdoor mag verwacht worden dat de uiteindelijke bepalingen, en de manier waarop deze bepalingen zullen worden geïmplementeerd, een soortgelijk traject zullen doorlopen als bij de EU-richtlijn voor duurzame energie. Doordat wetgeving voor duurzame elektriciteit en elektriciteit uit Wkk op elkaar is afgestemd, kunnen in dit document wind en Wkk onder de gezamenlijke noemer DCO worden behandeld.
2.3.2.
Positie directeur DTe
Memorie van Toelichting bij het wetsvoorstel tot implementatie van de richtlijn duurzame energie stelt de Minister van Economische Zaken20
:
“ Binnen een afnemerscategorie heeft iedereen onder gelijke voorwaarden recht op toegang tot het net. Het verlenen van voorrang is in een dergelijk systeem dan ook niet nodig…Bovendien is het huidige systeem een voor alle partijen acceptabel en goedwerkend systeem. Het huidige systeem is, zo blijkt uit de praktijk, makkelijk toegankelijk voor producenten die elektriciteit opwekken uit hernieuwbare energiebronnen.”
48. Op grond van het bovenstaande is de directeur DTe van mening dat de tariefstructuur binnen het huidige wettelijke kader er niet toe mag leiden dat bepaalde groepen afnemers bevoordeeld worden ten opzichte van anderen. Met andere woorden: er dient geen sprake te zijn van beleid op het net. De tariefstructuur kan enkel invulling geven aan objectief vast te stellen verschillen in kosten. De directeur DTe zal in dit document dus enkel voorstellen doen die invulling geven aan dit principe.
2.4
Feitelijke ontwikkeling DCO
2.4.1.
Verleden tot heden
49. Inmiddels staat er zo’n 7400 MW aan Wkk-vermogen opgesteld, waarvan in 2001 iets meer dan 3800 MW grootschalig industrieel vermogen, 1920 MW aan stadsverwarming- en warmtedistributie en ongeveer 1500 MW aan kleinschalige Wkk21
. In 2002 stond voor 680 MW aan windenergie opgesteld22 . Er wordt vanuit gegaan dat van de 680 MW aan windenergie het grootste deel als DCO – dus
aangesloten op het distributienet - aangemerkt kan worden. In onderstaande figuren is duidelijk te zien dat de hoeveelheid elektriciteitsproductie uit duurzame energie en Wkk de afgelopen jaren is
toegenomen. Een significant deel hiervan is DCO. In figuur 1 is voor DCO met name de toename van elektriciteitsproductie uit windenergie en afvalverbranding van belang. Figuur 2 omvat zowel centrale als decentrale elektriciteits productie uit Wkk. Ook deze productie is gestegen.
20 Kamerstukken II, vergaderjaar 2002/ 03, 28 782, nr. 3.
Figuur 1 Elektriciteitsproductie uit duurzame bronnen Bron: www.ecn.nl
Figuur 2 Elektriciteitsproductie uit Wkk Bron: www.ecn.nl 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Elektriciteits productie [GWh]
Windenergie Waterkracht Afvalverbranding Ander biomassa
2.4.2.
Verwachte ontwikkeling
50. De verwachting is dat de stijgende trend van DCO doorzet. Volgens prognoses staat in 2010 zo’n 1500 MW aan windvermogen op land en maximaal 6000 MW aan decentrale Wkk opgesteld. Het aandeel van DCO in de totale binnenlandse opwekking zou in 2010 ongeveer uitkomen op 30 procent23
. DTe baseert dit onder andere op de volgende vier bronnen:
Referentieraming Energie en CO
22001-2010
51. De referentieraming Energie en CO224
is begin 2002 opgesteld in opdracht van de Ministeries van Economische Zaken en Volkshuisvesting Ruimtelijke Ordening en Milieu ten behoeve van onder andere de energienota, die in 2002 is gepubliceerd. Ten behoeve van deze nota was een geactualiseerd inzicht in de te verwachten ontwikkeling van de Nederlandse energievoorziening tot 2010 nodig. Daarnaast was er behoefte aan een geactualiseerde inschatting van de effecten van het geformuleerde klimaatbeleid. De overheid gebruikt het betreffende rapport als input voor beleid.
52. Uit onderstaande grafieken blijkt dat verwacht wordt dat de hoeveelheid Wkk- en duurzame opwekking tot 2010 fors toeneemt. De hoeveelheid opgesteld Wkk-vermogen stijgt naar verwachting tot meer dan 9.000 MW. Dat is tegen die tijd meer dan een derde van het totale opgestelde vermogen in Nederland. Het aandeel decentraal Wkk-vermogen binnen het totaal aan Wkk-vermogen bedraagt naar verwachting in 2010 zo’n 40 procent.
Figuur 3 Verwachte ontwikkeling totale Wkk-vermogen tot 2010 Bron: Referentieraming Energie en CO2 (2002)
23 Bron: Prognose elektriciteit 1997 – 2008, EnergieNed (1998) en Referentieraming Energie en CO 2. 24 Bron: ECN & RIVM (2002).
53. Ook de hoeveelheid uitgespaarde energie neemt fors toe. Hierin is overigens ook uitgespaarde energie door warmte meegenomen.
Figuur 4 Uitgespaarde fossiele energie door duurzame energie en Wkk Bron: referentieraming Energie en CO2 (2002)
Prognose EnergieNed
2554. In deze prognose wordt ingeschat dat de hoeveelheid opgesteld decentraal vermogen tot 2008 per jaar met gemiddeld 221 MW toeneemt. In 2008 zou vervolgens 7074 MW aan decentraal vermogen staan opgesteld. Hieronder vallen: stoom- en gasturbines, verbrandingsmotoren, Wkk, windturbines, biogasinstallaties, afvalverbrandingsinstallaties, waterkrachtcentrales en gasexpansie-installaties.
BLOW
55. In het BLOW-convenant26
is tussen diverse overheidsinstanties overeengekomen dat zij zich zullen inspannen om eind 2010 1500 MW aan windenergie op land te realiseren. Dit komt per provincie neer op:
Tabel 2
Afgesproken
realisaties wind op land per provincie27Provincie Gr. Fr. Dr. Ov. Ge. Fle. Utr. NH. ZH. Ze. NB. Li. Totaal
Vermogen (MW)
165 200 15 30 60 220 50 205 205 205 115 30 1500
Bron: BLOW-convenant (2001)
25 Prognose elektriciteit 1997 – 2008, EnergieNed (1998).
26 Bestuursovereenkomst Landelijke Ontwikkeling Windenergie, Ministerie van Economische Zaken (2001). 27 Er wordt vanuit gegaan dat al dit vermogen als DCO mag worden beschouwd.
Capaciteitsplannen netbeheerders
56. De toename van DCO blijkt ook uit het feit dat netbeheerders in de capaciteitsplannen28
, die zij op grond van artikel 64 E-wet aan DTe dienen te zenden, aangeven dat ze een toename in de hoeveelheid
opgesteld windvermogen verwachten. Hierbij wordt onder meer verwezen naar het bovenstaande BLOW-convenant. Sommige netbeheerders geven aan dat een deel hiervan (met name de grote windparken) op het hoogspanningsnet zal worden ingevoed. Anderen gaan ervan uit dat alle windvermogen DCO is. Ten aanzien van de hoeveelheid Wkk zijn de netbeheerders niet eensluidend. Door exogene factoren
(bijvoorbeeld de gasprijs) verwachten sommige netbeheerders een afname. Andere netbeheerders verwachten juist een toename van de hoeveelheid Wkk.
Vraag 2 Komt de geschetste verwachte toename van de hoeveelheid DCO overeen met het beeld dat u
hiervan heeft?
2.4.3.
Reacties respondenten: feitelijke en verwachte ontwikkeling DCO
57. De ontwikkeling van DCO is volgens één respondent29
moeilijk te beoordelen omdat de definitie van DCO volgens deze respondent niet consequent wordt toegepast. Twee respondenten30
wijzen erop dat de prognoses sterk uiteenlopen en dat de prognose van EnergieNed uit 1998 achterhaald is. Door de liberalisering, de hoge gasprijzen en lage elektriciteitsprijzen is de toen voorspelde groei aanmerkelijk afgenomen. Meerdere respondenten31
wijzen erop dat de verdere ontwikkeling afhankelijk is van het door DTe en door de Ministeries van Economische Zaken, Volkshuisvesting Ruimtelijk Ordening en Milieu en Financiën te voeren beleid. De ontwikkeling kan sterk veranderen bij gewijzigd beleid.
58. De overige respondenten maken een onderscheid tussen het stabiele of afnemende Wkk-vermogen en het groeiende windvermogen:
a. slechts één respondent32
stelt dat de capaciteit van DCO, in het bijzonder Wkk zeker zal toenemen. Voor vier respondenten33
is het niet geheel ondenkbaar dat het DCO-vermogen stabiel is of zelfs gaat dalen in verband met de onzekerheden die de geliberaliseerde markt met zich meebrengt. Zij stellen dat het beeld dat in het consultatiedocument geschetst wordt voor Wkk te optimistisch is. Eén respondent34
geeft aan dat het Wkk-vermogen al is afgenomen; en b. twee respondenten35
wijzen erop dat volgens de huidige inzichten het beeld dat in het consultatiedocument geschetst wordt voor windvermogen te behoudend is en voor Wkk te
28 Zie voor de capaciteitsplannen van de netbeheerders: www.dte.nl. 29 TenneT.
30 EnergieNed Netbeheer en EnergieNed Productie.
31 Cogen, Continuon, EnergieNed Netbeheer, Essent en Nuon. 32 Cogen.
33 Continuon, EnergieNed Netbeheer, Nuon en VEMW. 34 Vereniging Afvalbedrijven.
optimistisch. Een andere respondent36
wijst erop dat de geschetste toename aan windvermogen de door haar verwachte ondergrens aangeeft. Bovendien wijst deze respondent erop dat in het consultatiedocument geen rekening is gehouden met de toename van offshore windenergie.
2.4.4.
Eindconclusie DTe: feitelijke en verwachte ontwikkeling DCO
59. Er is geen gedeeld en eenduidig beeld van de ontwikkeling van DCO in het algemeen. Wel wordt verwacht dat windenergie de komende tijd verder zal groeien. DTe blijft derhalve bij zijn standpunt dat DCO in Nederland de komende jaren zal toenemen. Overigens is in het consultatiedocument met opzet geen rekening gehouden met offshore windenergie, omdat offshore windenergie op het transportnet wordt aangesloten en derhalve buiten de door DTe gehanteerde definitie valt.
60. Zoals respondenten hebben aangegeven bij vraag 2 – aangaande de groei van het vermogen aan DCO – hangt de ontwikkeling sterk af van wet- en regelgeving. Dit houdt dus in dat eventuele besparingen op netkosten van het transportnet beperkt zijn. Aangezien de wet- en regelgeving sneller kan veranderen dan het ontwerp en de uitleg van het net, kan er bij het ontwerp van het net niet met zekerheid van worden uitgegaan dat DCO aanwezig is, en volledig zal worden ingezet. Ook marktomstandigheden, zoals de gasprijs, veranderen sneller dan het netwerk kan worden aangepast.
2.5
Invloed DCO op elektriciteitsnetwerken
61. Als gevolg van de toegenomen invoeding op het distributienet zal de oorspronkelijke benutting van dit net veranderen. Werd er voorheen vooral ontrokken aan dit net (verbruik) nu wordt ook meer en meer ingevoed (productie). Daar komt bij dat het opnemen van bijvoorbeeld windmolens voor
balanceringsproblemen zorgt die moeten worden opgevangen. Vraag is nu hoe ervoor gezorgd kan worden dat er een zo (economisch) optimaal mogelijk functionerend netwerk ontstaat.
62. De invloed van DCO op het elektriciteitsnetwerk kan worden bekeken voor de drie verschillende onderdelen van het net:
a. aansluiting;
b. distributienet (spanningsniveau beneden 110 kV); en c. transportnet (spanningsniveau op of boven 110 kV).
63. In onderstaande tabel staan de mogelijke gevolgen in de kosten en besparingen voor de verschillende onderdelen van het net als gevolg van:
a. het opnemen van DCO in het net, zijnde de netkosten; en
b. het opereren van het netwerk nadat DCO is aangesloten, zijnde dispatchkosten.
De gevolgen zijn in beide gevallen in sterke mate afhankelijk van de specifieke locatie in het net. De tabel geeft tevens aan hoe de knelpunten worden behandeld in dit consultatiedocument.
Tabel 3 Gevolgen DCO in het net
Onderdeel net Gevolgen
Netkosten-netbesparingen (hoofdstuk 3)
Dispatchkosten-dispatchbesparingen (hoofdstuk 4)
Aansluiting Kosten die samenhangen met het
realiseren van een verbinding tussen de opwekinstallatie en het net (paragraaf 3.3).
Distributienet Het distributienet is niet berekend op veel decentrale invoeding. In plaats van hoge naar lagere spanningsniveaus, kan de elektriciteit ook omgekeerd gaan stromen. Dit kan leiden tot extra netkosten (paragraaf 3.4).
Netverliezen zouden kunnen toenemen, doordat de afstand van de
opwekinstallatie tot de afnemer toe kan nemen, bijvoorbeeld als veel
windmolens in een perifere regio worden opgesteld. Aan de andere kant kunnen netverliezen afnemen doordat dichter bij de verbruiker wordt ingevoed (paragraaf 4.2).
Transportnet Kosten die voortvloeien uit de noodzaak om een transportnet te hebben dat DCO-vermogen uit een gebied met een overschot aan opgewekte elektriciteit kan transporteren, danwel om bij
onvoldoende inzet van DCO centraal ingevoede elektriciteit te transporteren (paragraaf 3.5).
Op transportniveau zal DCO waarschijnlijk leiden tot minder netverliezen, omdat invoeding dichter bij de verbruiker, in het regionale net, plaatsvindt (paragraaf 4.3).
2.6
Criteria beoordeling opties
64. In dit document komt een aantal knelpunten naar voren. Zonder deze inhoudelijk te behandelen, lopen we hier vooruit op de criteria waarop de voorgestelde maatregelen voor het oplossen van de
gesignaleerde knelpunten worden getoetst.
65. De criteria vallen in drie categoriën uiteen, met vragen of de maatregel: a. mogelijk is binnen de huidige wet;
b. leidt tot een efficiënte uitkomst; en
2.6.1.
Criterium 1 – past de maatregel in de huidige wet?
66. Een voorgestelde maatregel dient mogelijk te zijn binnen de huidige wet. Indien dit niet het geval is kan de directeur DTe de Minister van Economische Zaken hiertoe adviseren. Mocht dit leiden tot een aanpassing van de wet, dan houdt dat in dat de implementatietijd van een maatregel erg lang kan zijn. Maatregelen die wel binnen de E-wet passen zullen in de meeste gevallen een wijziging van de TarievenCode inhouden. Hiervoor is in de wet een aantal criteria vastgelegd. Deze worden hieronder besproken.
2.6.2.
Criterium 2 tot en met 4 – prikkelt de maatregel efficiëntie?
67. De directeur DTe dient de tariefstructuren en voorwaarden op grond van artikel 36, lid 1 E-wet vast te stellen met inachtneming van:
a. het belang van het betrouwbaar, duurzaam, doelmatig en milieuhygiënisch verantwoord functioneren van de elektriciteitsvoorziening;
b. het belang van de bevordering van de ontwikkeling van het handelsverkeer op de elektriciteitsmarkt; c. het belang van de bevordering van het doelmatig handelen van afnemers; en
d. het belang van een goede kwaliteit van dienstverlening van netbeheerders.
68. In dit consultatiedocument wordt niet ingegaan op de bevordering van de ontwikkeling van het handelsverkeer op de elektricititeitsmarkt. Dat hangt meer af van hoe exploitanten van DCO zich gedragen op de wholesalemarkt, dan van de koppeling van DCO met het netwerk.
69. De overige delen van artikel 36, lid 1, E-wet wordt voor toetsing van eventuele maatregelen samengevat in drie criteria:
a. bevorderen van het efficiënt handelen van de DCO-exploitant; b. bevorderen van het efficiënt handelen van de netbeheerder; en c. beperken van de kosten van de maatregel op zich.
Criterium 2 – Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de DCO-exploitant?
70. Door de regelgeving dient de exploitant van DCO gestimuleerd te worden efficiënt gedrag te vertonen. Dit houdt met name in dat een regeling niet dient te leiden tot strategisch gedrag van DCO-exploitanten waardoor zij bijvoorbeeld onterecht in een goedkopere aansluitcategorie vallen. Ook kan hierbij gedacht worden aan het doorberekenen van (een deel van) de kosten voor het uitbreiden van het net als een DCO wordt aangesloten, zodat deze een prikkel heeft om zich op een efficiënte locatie te vestigen. Overigens hangt de locatiekeuze sterk af van de lokale bestemmingsplannen die meestal geen rekening houden met het bestaande elektriciteitsnet.
Criterium 3 – Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de netbeheerder?
71. De netbeheerder dient een prikkel te krijgen om efficiënt te handelen. Dit wordt gedaan door
Criterium 4 – Kost de maatregel niet teveel?
72. Een maatregel die op zich wel de goede prikkels geeft aan de exploitanten van DCO en aan de
netbeheerder, kan alsnog te hoge administratieve en bestuurlijke lasten introduceren. Dit wordt met dit criterium getoetst. Als de kosten van de maatregel zelf – bij de toezichthouder, DCO-exploitanten, netbeheerders of anderen- niet in proportie staan tot het effect dat ermee wordt gesorteerd, kan deze beter achterwege blijven.
2.6.3.
Criterium 5 – Worden de kosten correct verdeeld?
73. Daarnaast is in artikel 36, lid 2 E-wet aangegeven dat de tariefstructuren objectief en niet discriminerend dienen te zijn. Bij het hanteren van bovenstaande criteria dient dus niet uit het oog te worden verloren dat naast het geven van juiste prikkels voor efficiëntie, afnemers een tarief betalen dat in verhouding staat tot de kosten die de afnemer veroorzaakt.
2.6.4.
Overzicht criteria
74. De vijf criteria worden als volgt aangeduid in het consultatiedocument:
Tabel 4 Overzicht criteria
Nr Aanduiding Criterium
1 Huidige wet Past de maatregel in de huidige wet?
2 Efficiëntie DCO Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de DCO-exploitant?
3 Efficiëntie netbeheerder Bevordert de maatregel efficiënt handelen van de netbeheerder?
4 Kosten maatregel Kost de maatregel niet teveel?
5 Kostenreflectiviteit Worden de kosten juist verdeeld?
75. Per criterium worden er drie mogelijke scores gebruikt:
a. goed, aangeduid met ‘+’: de maatregel voldoet aan het criterium;
b. neutraal, aangeduid met ‘0’ de maatregel heeft geen duidelijke impact op dit criterium; of c. slecht, aangeduid met ‘-‘: de maatregel is in strijd met het criterium.
Bovendien wordt steeds een overall score bepaald waarbij de criteria ieder een zelfde gewicht wordt toegekend.
Vraag 3 Zijn de genoemde criteria waarop eventuele maatregelen getoetst moeten worden volgens u juist en compleet?
2.6.5.
Reacties respondenten: criteria beoordeling opties
76. Twee respondenten37
vinden de genoemde criteria juist en compleet. Andere respondenten geven aanvullingen op de criteria 1 en 5:
a. twee respondenten38
geven aan dat wat hen betreft toetsing aan de wet (criterium 1) een
faseringsaspect is. Indien de huidige wet niet toereikend is, zou het uitgangspunt moeten zijn om de wetgeving aan te passen. Criterium 1 zou moeten worden verruimd tot huidige/ haalbare wetgeving; en
b. één netbeheerder39
zou bij criterium 5 willen opnemen dat de afnemers in gebieden waar veel DCO aanwezig is de extra kosten die door DCO veroorzaakt worden, niet toegerekend krijgen in hun tarieven.
77. Ook zijn er respondenten die voorstellen criteria toe te voegen: a. drie respondenten40
stellen voor een toets toe te voegen. Deze toets zou moeten zijn of de maatregel aansluit bij de door de Rijksoverheid gewenste ontwikkeling en past binnen het vastgestelde beleid ten aanzien van de groei van onder meer windenergievermogen;
b. bovendien dient volgens één respondent41
de bijdrage die DCO levert aan de systeemintegriteit meegenomen te worden in de beoordeling van maatregelen;
c. één respondent42
vindt het een belangrijk criterium of met de maatregelen het juiste type DCO betrokken wordt en of de maatregel geen oneerlijke effecten op bepaalde typen van DCO heeft; en d. een maatregel mag er volgens één respondent43
niet toe leiden dat de bescherming van de afnemer, die thans door het systeem van gereguleerde toegang tot elektriciteitsnetten wordt geboden, wordt verminderd.
78. Volgens één respondent44
zijn de genoemde criteria waarop eventuele maatregelen getoetst moeten worden niet juist. Deze respondent pleit ervoor om bij de toepassing van de genoemde criteria uit te gaan van algemene trends en het voordeel van de twijfel te geven aan diegenen die vermeden kosten en vermeden verliezen claimen. De criteria dienen per technologie toegepast te worden.
2.6.6.
Eindconclusie DTe: criteria beoordeling opties
79. Met betrekking tot de aanvullingen op criteria 1 en 5 stelt DTe dat de criteria ook gelezen moeten worden zoals de respondenten dat voorstellen. Aanpassing van de wet kan een faseringsaspect zijn als er voldoende draagvlak is om de wet aan te passen. Een maatregel kan gewenst zijn en als advies aan de Minister van Economische Zaken worden voorgesteld. Aangezien hier altijd een langere termijn mee is gemoeid dan een besluit dat door de directeur DTe wordt genomen, zal zo’n maatregel niet als beste uit de analyse naar voren komen.
38 Continuon en Nuon. 39 Delta.
40 PAWEX, VEMW en Vereniging Afvalbedrijven. 41 VEMW.
80. Met criterium 5 – kostenreflectiviteit – wordt ook getoetst of het terecht is of de afnemers in een bepaald gebied via de tarieven meebetalen aan kosten in het netwerk die door DCO wordt veroorzaakt. Zo kan men extra kosten als gevolg van de aanwezigheid van veel water in Zeeland wel doorberekenen in de tarieven, maar extra kosten voor de netbeheerder in Zeeland als gevolg van nationaal beleid om windvermogen uit te breiden niet. Het is immers niet redelijk dat afnemers in Zeeland in belangrijke mate opdraaien voor de kosten van nationaal energiebeleid. De lasten van dergelijk nationaal beleid zouden door alle afnemers in Nederland moeten worden gedragen. DTe benadrukt hier echter dat dit slechts een advies van DTe aan de Minister van Economische Zaken kan zijn omdat een dergelijk onderscheid nu niet in de wet wordt gemaakt.
81. Ten aanzien van de voorgestelde extra criteria het volgende:
Bijdrage maatregel aan landelijke overheidsdoelstellingen
82. DTe hanteert het uitgangspunt dat er geen beleid op het elektriciteitsnet wordt gevoerd. De stimulering van duurzame of minder milieubelastende energieopwekking, en daarmee indirect DCO, van de
Rijksoverheid vindt plaats via bijvoorbeeld subsidies en belastingmaatregelen. Deze maatregelen zijn de verantwoordelijkheid van de daarvoor relevante ministeries. DTe stimuleert zelf niet actief een bepaalde technologie om andere redenen dan de impact op het netwerk. Het voorgestelde extra criterium, ten aanzien van de toets of de maatregel aansluit bij door Rijksoverheid gepropageerd beleid, wordt dan ook niet overgenomen.
Bijdrage maatregel aan systeemintegriteit
83. DTe gaat uit van een economisch efficiënte inrichting van het netwerk. Indien een bepaalde soort DCO een significante bijdrage aan de systeemintegriteit levert, zal er een prikkel in de netwerkregulering ingebouwd kunnen worden om die soort DCO te stimuleren om inderdaad die bijdrage aan de systeemintegriteit te leveren. Dit wordt volgens DTe reeds getoetst met criterium 2 – efficiëntie DCO.
Niet discriminerend met betrekking tot bepaalde typen DCO
Waarborgen bescherming afnemer
85. De maatregelen van DTe dienen binnen de E-wet te passen. De E-wet voorziet in duidelijke bepalingen rond de bescherming van de afnemer. Getoetst wordt of de bescherming van de afnemer wettelijk voldoende is (criterium 1), niet of deze af- dan wel toeneemt.
Uitgaan van algemene trends
86. DTe wenst zijn besluiten zorgvuldig te motiveren en zal derhalve trachten algemene trends specifieker te bespreken. Door afnemers die vermeden netkosten en netverliezen claimen het voordeel van de twijfel te geven, zou de bescherming van de overige afnemers onvoldoende zijn. Deze andere afnemers moeten in dat geval immers relatief meer voor het transport van elektriciteit betalen en zullen hiervoor een
3.
Netkosten
3.1
Inleiding
87. In dit hoofdstuk wordt uitgewerkt op welke wijze DCO netkosten veroorzaakt dan wel bespaart in het distributie- en transportnet. Toename van DCO kan leiden tot netverzwaringen in het distributienet.
88. Bekeken wordt of het huidige reguleringsregime ten aanzien van aansluitingen in voldoende mate bijdraagt aan het zo effectief en efficiënt mogelijk vormgeven van het totale netwerk. Allereerst wordt ingegaan op de netkosten gerelateerd aan de aansluiting zelf (de zogenaamde ondiepe aansluitkosten), vervolgens zal gekeken worden naar de netkosten die samenhangen met de noodzaak het distributienet uit te breiden of aan te passen om de aansluiting van DCO mogelijk te maken (de zogenaamde diepe aansluitkosten). Vervolgens zal geanalyseerd worden of aanpassing van het reguleringsregime nodig is vanwege de te verwachten invloed van DCO op noodzakelijke investeringen in het transportnet.
89. Tenslotte zullen de reacties van respondenten besproken worden, en zal mede aan de hand van deze reacties, de eindconclusie van DTe worden geformuleerd.
3.2
Huidige reguleringsregime
90. Artikel 2.3.2.A van de TarievenCode bepaalt dat: “ het eenmalige aansluittarief bestaat uit een bedrag dat is opgebouwd uit een vast bedrag voor de verbreking van het net van de desbetreffende netbeheerder om een fysieke verbinding van de installatie van een afnemer met dat net tot stand te brengen (de knip), een vast bedrag voor het installeren van voorzieningen om het net van de desbetreffende netbeheerder te beveiligen en beveiligd te houden (de beveiliging) en een vast bedrag voor het tot stand brengen van een verbinding met een maximale kabellengte van 25 meter tussen de plaats waar het net verbroken is en de voorzieningen om het net te beveiligen (de verbinding), aangevuld met een bedrag per meter voor elke meter meer dan die 25 meter.”
3.2.1.
Aansluitingen tot 10 MVA
91. In bijlage A van de TarievenCode zijn voor aansluitingen tot 10 MVA standaardconfiguraties vastgesteld. Hierbij is tevens vastgelegd op welke wijze de afstand tussen de afnemer en de plaats in het net dient te worden bepaald. Deze afstand is gedefinieerd als de lengte tussen de afnemer en de dichtstbijzijnde kabel (of transformator), ongeacht of op dat punt voldoende capaciteit aanwezig is om de aansluiting ook daadwerkelijk te realiseren.
92. Het huidige reguleringsregime heeft tot gevolg dat een afnemer enkel betaalt voor de ondiepe
3.2.2.
Aansluitingen vanaf 10 MVA
93. In bijlage A van de TarievenCode zijn voor aansluitingen groter dan 10 MVA geen standaardconfiguraties vastgesteld. De tarieven worden op basis van voorcalculatorische projectkosten in rekening gebracht. Aansluitingen boven 10 MVA worden aangesloten daar waar voldoende capaciteit is. Deze bepaling geeft aan nieuw aan te sluiten partijen met capaciteit boven 10 MVA enigszins een locatieprikkel. Wanneer een aan te sluiten partij zich op een ‘net-technisch’ gezien inefficiënte plaats wil vestigen en zich wil laten aansluiten, wordt deze partij òf geconfronteerd met hele hoge ondiepe kosten òf moet deze partij een deel van de diepe netkosten voor zijn rekening nemen. Wellicht kiest deze partij er om deze reden toch voor zich op een andere (‘net-technisch’ gezien meer efficiënte) plaats te vestigen (zie Box 2 hieronder).
Box 2 Voorbeeld diepe netkosten bij aansluiting > 10 MVA
Stel iemand wil een nieuwe productie-eenheid van 15 MVA laten aansluiten op het net. Deze eenheid wordt dus analoog aan de TarievenCode aangesloten daar waar voldoende capaciteit is. Bij het
aansluitpunt A dichtbij de productie-eenheid is echter niet meer voldoende capaciteit vrij. Alleen met een diepe investering zou de productie-eenheid bij aansluitpunt A kunnen worden aangesloten. Het
aansluitpunt B heeft nog wel genoeg capaciteit, maar is wel ver gelegen. De maximale hoeveelheid kosten die de netbeheerder de nieuw aan te sluiten producent kan toerekenen zijn de ondiepe kosten tot het dichtstbijzijnde punt waar nog voldoende capaciteit is. Dit is in dit geval B. Het kan voor de nieuw aan te sluiten partij echter goedkoper zijn zich dichtbij (A) te laten aansluiten en vrijwillig (na onderhandeling) met de netbeheerder een deel van de kosten van de diepe netverzwaringen die nodig zijn op zich te nemen.
B
A
Capaciteit < 15 MW Capaciteit > 15 MW Aan te sluiten productie-eenheid 15 MW Dichtbij aansluiten3.3
Knelpunt 1 distributienet: verdeling aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder
3.3.1.
Omschrijving oorzaken knelpunt 1
94. Initiatiefnemers van decentrale projecten (onder de 10 MVA) hebben onder het huidige
reguleringsregime geen prikkel om zich op een, met het oog op de netwerkconfiguratie, efficiënte plaats te vestigen. Zij betalen alleen de ondiepe kosten gerelateerd aan hun aansluiting. Bovendien betalen producenten geen transporttarief zodat ze ook niet via toekomstige betalingen meebetalen aan de benodigde verzwaring van het net. Deze kosten worden nu afgewenteld op de netbeheerder en, via de transporttarieven, op de eindverbruikers. Hierdoor worden er netverzwaringen (diepe kosten) gedaan ten behoeve van DCO die niet door hen worden betaald. Wellicht hadden deze diepe netkosten vermeden kunnen worden als een DCO-exploitant wel een efficiëntieprikkel had gehad.
95. In de E-wet wordt een aansluiting gedefinieerd (artikel 1 lid b) als: “één of meer verbindingen tussen een net en een onroerende zaak als bedoeld in artikel 16 van de Wet waardering onroerende zaken, dan wel tussen een net en een ander net op een ander spanningsniveau” . Het komtvoor dat partijen vanuit strategisch oogpunt hun onroerende zaak opknippen in verschillende deelpercelen, zodat in plaats van één grote, meerdere kleine aansluitingen aangevraagd kunnen worden. Op deze wijze kan de aan te sluiten partij ervoor zorgen dat aansluitingen onder de 10 MVA blijven. Hierdoor wordt niet afgerekend op basis van een aansluitpunt in het net waar daadwerkelijk capaciteit beschikbaar is (en op basis van voorcalculatorische projectkosten), maar op het dichtstbijzijnde punt in het net.
Box 3 Problematiek opknippen percelen
DELTA Netwerkbedrijf B.V. (hierna: DNWB)45
heeft te maken met aanvragen van aansluitingen voor windparken van 15 MW die worden opgeknipt in twee aansluitingen van 7,5 MW. Dit wordt gedaan om ervoor te zorgen dat de aansluiting binnen het gereguleerde tarief valt en de netbeheerder de aansluiting niet op basis van voorcalculatorische kosten mag aanbieden. Een tweede ontwikkeling die wordt
gesignaleerd is dat windparken van bijvoorbeeld 8 MW bij hun aanvraag voor een aansluiting hun park opknippen in 4 percelen van 2 MW. Voor elke 2 MW wordt apart een aansluiting aangevraagd die, op grond van de TarievenCode, op de dichtstbijzijnde middenspanningskabel moet worden aangesloten. DNWB moet in zo’n gval vier kleine aansluitingen aanleggen, terwijl het aanleggen van één zwaardere aansluiting misschien meer op zijn plaats zou zijn geweest. DNWB geeft aan hiervoor grote
investeringen in het netwerk te moeten plegen zonder dat hier inkomsten tegenover staan. Dit brengt de continuïteit van de netbeheerder in gevaar.
96. Bovenstaande situatie leidt ertoe dat de kosten van een aansluiting onjuist worden verdeeld tussen afnemer en netbeheerder. Daarnaast bestaat er onder het huidige reguleringsregime geen prikkel voor DCO om zich op een ‘net-technisch’ gezien efficiënte plaats te laten aansluiten. Voor DCO kan dit problematisch zijn, omdat de locatie waar deze is aangesloten op het distributienet in belangrijke mate
45 Brief van Delta Netwerk Bedrijf aan Ministerie van Economische Zaken (met afschrift aan DTe) met kenmerk: 910
bepaalt welke invloed een DCO-installatie heeft op de werking van dit net, bijvoorbeeld ten aanzien van netverliezen.
97. Met DCO in het net wordt elektriciteit ook ingevoed op het distributienet dat juist is ontworpen op enkel afname van elektriciteit. De netkosten die worden veroorzaakt door DCO zijn de kosten:
a. voor uitbreiding van het net; en
b. voor aanpassingen in het bestaande net.
98. Kosten voor uitbreiding van het net (punt a) worden gemaakt voor iedere nieuwe afnemer als deze zich in een perifer gebied vestigt. Dit komt vaker voor bij DCO, met name windmolens, dan bij andere afnemers.
99. Kosten voor aanpassingen in het bestaande net (punt b) ontstaan door de specifieke impact van DCO door bijvoorbeeld:
a. duurdere bedrijfsvoering van de netbeheerder vanwege grotere netuitval bij storingen en een complexere storingsafhandeling; en
b. het opwaarderen van bestaande netcomponenten vanwege een hoger kortsluitvermogen van DCO.
Vraag 4 Deelt u de conclusie dat de huidige verdeling van aansluitkosten tussen DCO en netbeheerder tot een knelpunt leidt?
3.3.2.
Mogelijke maatregelen
100. Er zijn drie mogelijkheden om tot een andere verdeling te komen van toe te rekenen kosten aan afnemer en netbeheerder:
a. ondiepe kostenmethode met prikkelcomponent;
b. diepe kostenmethode waarbij de kostenveroorzaker betaalt; en c. verlaging van de 10 MVA-grens met betrekking tot de aansluiting.
Ondiepe kosten methode met prikkelcomponent
101. Dit alternatief strekt ertoe dat een nieuw aan te sluiten partij niet opdraait voor alle diepe kosten die door zijn aansluiting worden veroorzaakt, maar dat er wel een prikkel bestaat om zich op een ‘net-technisch’ efficiënte plaats te laten aansluiten. Dit is de methode die momenteel in Groot-Brittannië46
beoogd wordt (zie hieronder) waar tot nu toe de ‘deep costing’ methode werd toegepast.
46
Box 4 Diepe kosten in Groot-Brittannië 47
Vanaf 1 april 2005 zullen afnemers in Groot-Brittannië niet langer alle diepe kosten voor hun rekening hoeven nemen, die met het creëren van een nieuwe aansluiting gemoeid zijn. Afnemers zullen in eerste instantie slechts de ondiepe kosten betalen, maar er blijft een prikkel met betrekking tot de diepe kosten bestaan, gebaseerd op een ‘reinforcement contribution rule’. Dit houdt in dat afnemers nog steeds een gedeelte van de diepe kosten voor hun rekening moeten nemen, afhankelijk van de hoeveelheid nieuwe aansluitcapaciteit die zij wensen. Deze regeling zal zowel voor nieuwe afnemers als nieuwe producenten gelden en wordt momenteel nader uitgewerkt door Ofgem.
102. Nederland zou ook kunnen kiezen voor een systeem, zoals nu in Groot-Brittannië wordt voorzien. Daarbij worden nieuw aan te sluiten partijen in ieder geval voor een gedeelte van de diepe kosten
aangeslagen. De Britse regulator Ofgem stelt voor deze contributie in de diepe kosten te relateren aan de omvang van de gevraagde aansluitcapaciteit. Er is in Nederland momenteel geen wettelijk basis voor een dergelijke regeling, zodat deze maatregel slecht scoort op criterium 1 – huidige wet. Artikel 28 van de E-wet, waarin staat vastgesteld op welke elementen het tarief waarvoor afnemers worden aangesloten uitsluitend betrekking heeft, geeft geen wettelijke basis om afnemers ook diepe kosten te laten betalen. In de Parlementaire behandeling bij dit artikel staat: “ Diepe aansluitkosten worden niet in rekening gebracht48
” . Slechts in bepaalde gevallen bij aansluitingen groter dan 10 MVA betalen afnemers in Nederland een deel van de diepe kosten. Dit geschiedt echter op vrijwillige basis in het geval dat het meest nabije aansluitingspunt met voldoende capaciteit ver weg is en daardoor de ondiepe kosten hoger uitvallen dan een eigen bijdrage in de diepe kosten.
103. Door nieuw aan te sluiten partijen een bepaald percentage te laten bijdragen in de diepe kosten zouden locatie-efficiënte prikkels voor DCO kunnen ontstaan. Omdat de DCO exploitant niet de volledige prikkel ondervindt, scoort deze maatregel neutraal op criterium 2 - efficiëntie DCO. Doordat de netbeheerder ook nog een deel van de extra kosten voor zijn rekening neemt, heeft deze ook een verzwakte prikkel om de uitbreiding zo goedkoop mogelijk uit te voeren. De maatregel scoort dus ook neutraal op criterium 3 – efficiëntie netbeheerder.
104. Het implementeren van deze maatregel is vrij kostbaar. Er dient per geval vastgesteld te worden wat de extra kosten zijn die door aansluiting van DCO worden veroorzaakt. Dit brengt extra administratieve lasten voor alle partijen, DCO, netbeheerders en de toezichthouder, met zich mee. Hiermee scoort de oplossing dus slecht op criterium 4- kosten maatregel.
105. Met deze maatregel komen de extra netkosten gedeeltelijk terecht bij de exploitant van de DCO, die de kosten ook veroorzaakt. Hiermee scoort criterium 5 – kostenreflectiviteit neutraal.
47 Structure of electricity distribution charges, Initial decision document, Ofgem (November 2003).
Diepe kosten methode
106. De diepe kostenmethode houdt in dat degene, voor wie een nieuwe aansluiting wordt gecreëerd, alle kosten die aan deze nieuwe aansluiting gerelateerd zijn dient te betalen, inclusief de kosten van noodzakelijke netverzwaringen. Deze methode voor het toekennen van diepe netkosten wordt tot op heden in Groot-Brittannië toegepast (‘deep costing’). Daar dienen afnemers, indien de capaciteitsvraag van de afnemer meer dan 25 procent bedraagt van de dan aanwezige effectieve capaciteit in dat betreffende netdeel, alle kosten te dragen van de aan zijn nieuwe aansluiting gerelateerde diepe netinvesteringen tot en met één spanningsniveau boven zijn aansluitingspunt49
. Daarmee bestaat een sterke efficiëntieprikkel bij afnemers wat betreft locatie van de aansluiting. Hiermee scoort deze maatregel hoog op het criterium 5 – kostenreflectiviteit, en op criterium 2 – efficiëntie DCO.
107. Een nadeel van deze methode is dat er veel macht ligt bij de netbeheerder, die geen sterke prikkel heeft om de aansluitkosten zo laag mogelijk te houden. De score op criterium 3 – efficiëntie netbeheerder is dus slecht. Daarbij komt dat bepaalde kosten van netverzwaringen aan één partij worden toegerekend, terwijl vele partijen in de toekomst van dezelfde investering profiteren (‘first-user’ probleem). In Groot-Brittannië dient de netbeheerder daartoe een bepaald deel van de netverzwaring toe te rekenen aan de eventuele ‘second-user’ en dit terug te geven aan de ‘first-user’. Een dergelijk terugbetalingssysteem wordt echter door veel netbeheerders daar als onwerkbaar beschouwd. Het leidt namelijk tot een extra administratieve last bij de netbeheerder. Bovendien wordt verwacht dat DTe geschillen moet oplossen. De score voor criterium 4 – kosten maatregel is dus slecht. Om deze methode toe te kunnen passen in Nederland is een wetswijziging nodig, dit leidt tot een slechte score op criterium 1 – huidige wet.
108. Overigens lijkt dit op het systeem van onderhandelde toegang voor producenten zoals dat vóór de E-wet werd gehanteerd.
Verlagen 10 MVA-grens
109. Afnemers, die een aansluiting van meer dan 10 MVA wensen, betalen soms toch diepe netkosten. Dit is in Box 2 nader uitgelegd.
110. Overwogen kan worden om de 10 MVA-grens te verlagen, zodat deze locatieprikkel ook geldt voor kleinere nieuw aan te sluiten partijen. Deze hoeven onder de huidige regeling alleen de ondiepe kosten te betalen tot het dichtstbijzijnde aansluitingspunt, ook wanneer daar onvoldoende capaciteit is. Wanneer de grens van 10 MVA wordt verlaagd, zullen ook deze kleinere partijen geprikkeld worden een ‘net-technisch’ gezien efficiënte plaats uit te zoeken, danwel mee te betalen aan de diepe kosten. Daarmee wordt de kans op strategisch gedrag door het opknippen van percelen beperkt, krijgen meer afnemers een efficiëntieprikkel en zullen netbeheerders met minder diepe kosten worden geconfronteerd. De kosten die DCO moet betalen betreffen alleen de extra kosten doordat het net niet in de buurt ligt van de aan te sluiten DCO. Netkosten die dieper in het net moeten worden gemaakt komen helemaal voor rekening van de netbeheerder. Criterium 2 – efficiëntie DCO scoort dus neutraal.
