W. J. Back
Kosten en tarieven
van elektriciteitsopwekking
In een zelfstandige onderneming worden
afzet, prijzen en kosten van produktie in een
geiintegreerd beleid bekeken. Voor openbaar-nutsbedrijven spreken de politic! over
de tarieven (en zelden over de kosten) en de
nutsbedrijven zelf over afzet en kosten, terwijl hun invloed op de tarieven gering is.
Voor de burger blijft de markt daardoor ondoorzichtig, wat zich uit in ongeloof bij politieke en inspraakdiscussies en in ongenoegen
of burgerlijke ongehoorzaamheid bij tegenvallende rekeningen. Ik heb me altijd afgevraagd of hierin niet meer duidelijkheid is te
scheppen en leg daarom maar eens mijn globale ideeen neer.
De kostprijs ex centrale, volgens direct toe
te rekenen kosten, afhankelijk van de primaire brandstof, is nog het eenvoudigst te benaderen zoals in onderstaande tabel (in centen
per kWh):
Kosten
Waterkracht . . . . . . . .
Aandeel brandstof
in kostprijs (%)
4,5
0
Bij steenkool moet onderscheid worden
gemaakt tussen in West-Europa in mijnbouw
gewonnen kolen en die welke b.v. in de VS,
Australie en Zuid-Afrika in dagbouw worden gewonnen. De laatste (zie boven) koster,
slechts de helft van de Westeuropese produktie, maar door verandering van de kolenprij zen en door soms noemenswaardige verschil len in de vaste en de exploitatiekosten (karakteristiek voor een verwaarloosde
technologie) is dit cijfer slechts een richtgetal.
De kostenopgave voor bruinkool is speculatief omdat er geen Internationale markt
voor is. Enkele Westduitse elektriciteitsbedrijven zetten het center wel in niet te verwaarlozen hoeveelheden in. De EG laat de
prijsstelling vrij wegens gebrek aan een internationale markt. Dat is anders met ons aardgas, natuurlijk, zoals onze tuinders langzamerhand wel weten. Kolen zijn ook internationaal verhandelbaar, maar de afzetmarkt is
wel bijzonder. Frankrijk gebruikt alleen
Saar-kolen, maar importeert niet. WestDuitsland hanteert de regel dat het geimporteerde deel van het kolengebruik slechts de
helft mag zijn van wat aan eigen kolen wordt
ingezet.
Producenten en overheden bepalen dus
door hun invloed op de inzet van primaire
energiedragers verregaand de kostprijs van
het nationale produktiepotentieel. De grond
van het voorgaande is duidelijk wat de gemiddelde nationale kostprijzen ex centrale
voor elektriciteit zijn: ongeveer 8 ct per kWh
waar waterkracht van belang is, 10 ct per
kWh waar bruinkool naast kernenergie aanwezig is, 12 ct per kWh waar men voor de versnelde invoering van kernenergie koos en 12
tot 15 ct per kWh waar men op traditionele
ESB 9-11-1983
primaire energiedragers is aangewezen. In
het laatste geval zijn landen die meer op olie
zijn aangewezen duurder dan degene die
voornamelijk steenkolen inzetten.
Vrij algemeen vindt men in een staat nationale, regionale en communale bedrijven,
waarbij de laatste distributeurs kunnen hebben. De netkosten voor distributie zijn met de
vele tussenleveringen nauwelijks toe te rekenen. Het transport tussen communale, regionale en nationale bedrijven is enorm en
elektronen hebben nu eenmaal geen brandmerk dat hun herkomst blootgeeft. De distributiekosten van de elektriciteit zijn in Nederland gemiddeld 5 a 6 ct/kWh, bij hoogspanningsgrootverbruik ca. 1 a 2 ct/kWh. Voor
huishoudens en kleinverbruik 10 a 12 ct/
kWh. In Frankrijk daarentegen bedragen de
distributiekosten gemiddeld 8 ct/kWh.
Daarmee is het duidelijk dat de tarieven
waartegen lokale nutsbedrijven in de EG
elektriciteit kunnen leveren zonder verlies te
maken aanzienlijk kunnen verschillen, tot
een factor 2. Om deze reden kon de SEP import uit West-Duitsland niet langer tegenhouden, ondanks de eigen aanzienlijke overcapaciteit. De gelmporteerde elektriciteit
(6% van het totaal) wordt voor de helft in
Groningen en voor de helft in Limburg ingevoerd. In dit licht zijn voor ons wellicht twee
vragen van belang. Ten eerste, zou het geen
overweging verdienen in Zwitserland of
Skandinavie een meer te huren waar energie
gedurende de nacht is op te slaan? Dat lijkt
op het eerste oog economisch verstandiger
dan bij voorbeeld investeren in het plan-Lievense voor de Markerwaard. Ten tweede, is
er een kans om opnieuw bruinkoolvoorkomens te gaan exploiteren? Dat zou ons politick een nieuwe vrijheidsgraad geven.
Nu de tarierVaststelling; dat is een geheel
andere verhaal. Frankrijk, dat het goedkoopst elektriciteit in de EG produceert, stelt
conform zijn bourbon-napoleontische traditie zijn tarieven centraal vast. West-Duitsland laat de elektriciteitsproducenten op een
vrije markt opereren, maar hanteert minimumprijzen. Belgie hanteert een vaste wiskundige formule voor de verschillende
tarieven, die objectief lijkt, maar waarbij het
vaststellen van de coefficienten een groot
handjeklap is tussen overheid, Industrie, vakbonden en consumenten. Nederland neemt
een tussenpositie in. De Samenwerkende
Elektriciteitsproducenten (SEP) zijn onderworpen aan ministeriele aanwijzingen. Alle
distributiebedrijven kunnen overigens hun
eigen tarieven opstellen, onder gemeentelijk
resp. provinciaal beheer. Het tarief bestaat
uit een brandstoffactor, vrijwel constant voor
alle afnemers, plus vaste kosten plus een basis-kWh-prijs, die samenhangt met de
exploitatie- en kapitaalkosten, en een vermogensvergoeding, die per beschikbare kW vermogen wordt berekend.
De brandstofkosten varieren zoals we zagen met de gebruikte brandstof. Olie en gas
zijn veel duurder dan kolen en het malle is dat
deze juist daar worden gebruikt waar de
meeste Industrie is (Rotterdam, Amsterdam)
en de kolen daar waar weinig Industrie is
(PNEM). Er is dan ook voorgesteld een z.g.
,,pooling” tot stand te brengen, dat wil zeggen: de SEP gaat optreden als een centraal
punt (NV) die alle opgewekte energie tegen
kostprijs uit het hele land koopt en deze dan
weer aan de distributiebedrijven tegen een
min of meer constante prijs voor het hele land
levert. Mijns inziens is daar veel voor te zeggen, ondanks regionaal gemopper en een tegenstribbelende SEP.
Verder wil men weer kolen gaan gebruiken
door ombouw van bestaande olie/gascentrales, zodat het kolenverbruik van 25 tot 40%
stijgt. Deze ombouw zal enige jaren in beslag
nemen. Om de Industrie in die tijd te kunnen
helpen aan een wat lagere elektriciteitsprijs
heeft de regering een restitutieregeling (een
subsidie) ingesteld, die crop neerkomt dat
aan grootverbruikers (boven 20 GWh per
jaar) die uit een oliecentrale betrekken, het
verschil in brandstofkosten tussen olie en kolen kan worden vergoed. Dit geeft wel soelaas voor de grootindustrie maar maakt natuurlijk de stroom in Nederland niet goedkoper. Van het totale verbruik van de Industrie
ad 22 TWh profiteer! 9 TWh van deze regeling. Verder is er nog een extra gaspot voor
zeer grote afnemers (ad 3 TWh) en verbruikt
Pechiney nog ca. 2,5 TWh tegen een bijzonder tarief. Aldus wordt driekwart van het industriele elektriciteitsverbruik gesubsidieerd. Dat is niet een gezonde situatie. Ons
energiebeleid is dan ook te karakteriseren als
een mislukking. Wat nodig is, is een duidelijker op herstel gericht beleid dan tot nu toe is
gevoerd.
Overigens maken de distributiebedrijven
redelijke winsten. Deze winsten bedragen
over het gehele land ca. f. 300 mln./jaar, hetgeen voor de ,,gemiddelde” gebruiker overeenkomt met 0,5 ct/kWh. Deze winsten komen ten goede aan de betreffende gemeente.
Een speciaal geval is het GEB-Rotterdam,
dat in 1982 een winst heeft gemaakt van f. 70
mln, dat wil zeggen gemiddeld op zijn totale
produktie 0,8 ct/kWh, op zijn distributie ongeveer 1,5 ct/kWh en op zijn omzet een winst
van 3,5%. Met welk recht lagere overheden
hun monopoliepositie in de elektriciteitslevering gebruiken voor deze indirecte belastingheffing ontgaat me.
1027