Regulering van energienetwerken op zee

Energie & Milieu

energie

& milieu

Regulering van
energienetwerken op zee
Vanwege de ambitie van de overheid om binnen tien jaar ongeveer 4500 MW aan opwekkingscapaciteit uit windenergie op de
Noordzee te realiseren, zijn omvangrijke investeringen in de aanleg van een elektriciteitsnetwerk op zee nodig. De wijze waarop
de tarieven van dit netwerk worden gereguleerd is van invloed op
zowel de beschikbaarheid van financieringsmiddelen als de financieringsbehoefte. Wanneer de netbeheerder geprikkeld wordt het
netwerk zo efficiënt mogelijk aan te leggen, leidt dat niet alleen
tot lagere tarieven voor de energieverbruikers, maar wordt ook de
financierbaarheid van de investeringen bevorderd.

Machiel
Mulder
Hoogleraar aan
de Rijksuniversiteit Groningen en
werkzaam bij het
Economisch Bureau
van de Autoriteit
Consument & Markt

D

e elektriciteitsmarkt in Europa maakt momenteel grote veranderingen door. Decennialang is elektriciteit opgewekt met grote
conventionele centrales die fossiele energie
(vooral kolen en gas) of kernenergie omzetten in elektriciteit, die vervolgens via landelijke hoogspanningsnetten en regionale distributienetten naar de gebruikers
werd getransporteerd. Meer en meer wordt het aanbod uit
deze centrales vervangen door elektriciteit die op duurzame
wijze, dat wil zeggen uit wind- en zonne-energie, wordt opgewekt. Dit geldt in het bijzonder voor Duitsland waar op
sommige dagen duurzame energie al meer dan de helft van
de elektriciteitsproductie voor haar rekening neemt (Fraunhofer Institut, 2014). In Nederland is dat aandeel vooralsnog
beduidend lager. De opwekking van duurzame elektriciteit
vindt overigens voor een groot deel decentraal op het land
plaats, dat wil zeggen met relatief kleine installaties die op het
distributienetwerk zijn aangesloten.

Jaargang 99 (4685) 16 mei 2014

In Nederland zijn de ruimtelijke mogelijkheden voor
windmolens op land echter beperkt. De totale opwekkingscapaciteit hiervan bedraagt nu ongeveer 2400 MW (CBS).
Ter vergelijking: een conventionele kolen- of gascentrale heeft
doorgaans een capaciteit van ongeveer 400 tot 600 MW, maar
de nieuwste kolencentrales, bijvoorbeeld die van E.ON op de
Maasvlakte, hebben een capaciteit van meer dan 1000 MW.
Daarbij komt dat de effectieve capaciteit van een windmolen
beduidend lager is dan de maximale capaciteit, vanwege de
afhankelijkheid van windsnelheden. De mate waarin windcapaciteit effectief kan worden gebruikt, wordt uitgedrukt
met de capaciteitsfactor. De capaciteitsfactor van wind op
land is ongeveer 1/4, wat wil zeggen dat het totale opgestelde
windvermogen van 2400 MW (gemiddeld genomen over
een jaar) ongeveer even veel stroom produceert als één conventionele centrale van 600 MW. Op dit moment voorzien
wind- en zonne-energie in ongeveer drie procent van het totale elektriciteitsverbruik in Nederland (CBS). Inclusief elektriciteitsopwekking uit biomassa is het aandeel van duurzame
energie ongeveer tien procent. Om tot de beoogde transitie
in de elektriciteitssector te komen is dus nog een aanzienlijke
uitbreiding van het opgestelde vermogen voor onder andere
windenergie nodig.
Omdat de mogelijkheden daarvoor op land beperkt zijn,
wil de Nederlandse overheid deze transitie vooral realiseren
door het bevorderen van de aanleg van windmolenparken op
de Noordzee. Het plan is om in 2023 4450 MW aan opwekkingscapaciteit op zee te hebben, waarvan ongeveer 1000
MW al gerealiseerd is of in de pijplijn zit (SER, 2013). De effectieve benutting van windvermogen op zee is hoger dan op
land: de capaciteitsfactor is hier ongeveer 1/3. Dit betekent
dat in 2023 de gezamenlijke windparken op zee op jaarbasis
ongeveer evenveel produceren als 1500 MW aan conventionele centrales. Maar zelfs op momenten waarop alle windmolens stroom produceren, zullen er nog conventionele centrales
nodig zijn om in onze elektriciteitsbehoefte (ongeveer 120
miljoen MWh per jaar) te voorzien. Dit is uiteraard helemaal
315

ESB Energie & Milieu

het geval op die momenten wanneer de windsnelheid laag is.
Voor 2020 wordt verwacht dat conventionele centrales nog
ongeveer driekwart zullen uitmaken van het totale opgestelde
productievermogen (TenneT, 2013).
Voor de aanleg van de windmolenparken op zee zijn omvangrijke investeringen nodig. De investeringen in de parken
zelf worden bekostigd uit de SDE+-subsidies die het Ministerie van Economische Zaken speciaal in het leven heeft
geroepen voor de bevordering van duurzame energie. Deze
subsidies bevatten ook een vergoeding voor de kosten van
het leggen van kabels tussen de windparken en het elektriciteitsnetwerk. Tot dusverre is dit netwerk nog tot op land
beperkt, maar het plan is om het netwerk uit te breiden met
zogenaamde stopcontacten op zee. Deze stopcontacten bestaan uit uitlopers van het bestaande hoogspanningsnetwerk
tot op de Noordzee plus een netwerk op zee waar afzonderlijke windparken mee kunnen worden verbonden. De vraag
is nu hoe deze investeringen in het elektriciteitsnetwerk op
zee tot stand kunnen worden gebracht: via openbaar aanbesteden of onderhands gunnen? Als het onderhands gegund
wordt, is het de vraag hoe de tarieven van het netwerk worden gereguleerd. Tariefregulering is met name bedoeld om de
energiegebruikers te beschermen tegen te hoge tarieven, dat
wil zeggen tegen tarieven die hoger zijn dan de kosten van de
energienetwerken (Mulder, 2014). De tarieven moeten uiteraard wel voldoende hoog zijn om de vermogensverschaffers
een adequate (marktconforme) vergoeding te geven. De precieze invulling van de tariefregulering is daarom van invloed
op zowel de financierbaarheid van de investeringen als de
betaalbaarheid van de energievoorziening. Omdat voor de
aanleg van de energienetwerken op zee in korte tijd veel kapitaal nodig is, kan via de tariefregulering een bijdrage geleverd
worden aan de financiering van de benodigde investeringen,
maar de vraag is of dat verstandig is vanuit het oogpunt van
de betaalbaarheid van de energievoorziening.
Onderhands gunnen

Hoewel het in principe mogelijk is om de aanleg en het beheer van het netwerk openbaar aan te besteden, in de hoop
daarmee concurrerende aanbieders te krijgen, ligt aanbesteding hier minder voor de hand. Het gaat immers om de aanleg van een infrastructuur die specifiek bestemd is voor het
transport van elektriciteit die door de windmolenparken op
de Noordzee wordt geproduceerd. Dit zijn verzonken kosten. Het rendement van deze investeringen is daarom geheel
afhankelijk van de opbrengsten uit het toekomstige gebruik,
waarbij de investeerder na aanleg van het netwerk in belangrijke mate afhankelijk is van beslissingen van de overheid (en
haar toezichthouder) over die opbrengsten. Onzekerheid
over de toekomstige opbrengsten zal maken dat de biedende
partijen een hogere prijs zullen vragen dan de verwachte kosten, ter compensatie van dat risico (Braeutigam, 1988). Wanneer de aanleg echter aan één partij (onderhands) wordt gegund, dan kan via tariefregulering ervoor gezorgd worden dat
de elektriciteitsgebruiker een prijs betaalt die de (efficiënte)
kosten niet te boven gaat.
Deze partij hoeft niet per se TenneT, de huidige eigenaar
en beheerder van het hoogspanningsnetwerk op het vaste
land, of een van de huidige distributienetbeheerders te zijn. Er
kan ook met een speciaal voor dit doel opgerichte netbeheer316

der (mini-TSO) worden gewerkt, zoals in Duitsland gebeurt,
waar bovendien private partijen meedoen als aandeelhouder.
Met die laatste constructie zijn er meer potentiële financiers
beschikbaar, wat het financieringsvraagstuk eenvoudiger oplosbaar zou kunnen maken. Van belang bij de keuze van de
investeerder in het netwerk op zee en de beheerder van dat
netwerk is dat deze partijen (of deze ene partij) mogelijke
schaal- en scopevoordelen kunnen realiseren en bovendien
uiteraard, al dan niet met behulp van andere vermogensverschaffers, voldoende financieringsmiddelen kunnen genereren om de investeringen in het netwerk te financieren. Welke
partij of partijen ook worden gekozen, in alle gevallen is de
invulling van de tariefregulering een belangrijke factor achter
zowel de financierbaarheid van de investeringen als een efficiënte aanleg en efficiënt beheer van het netwerk.
Financieren via tarieven?

Als aan een partij de aanleg en het beheer van de energienetwerken onderhands wordt gegund, dan is de vraag in hoeverre
het huidige regime van tariefregulering dat geldt voor het elektriciteitsnetwerk op het land, ook kan worden toegepast voor
het netwerk op de Noordzee. Via de huidige tariefregulering
worden de inkomsten van de netbeheerders gemaximeerd op
het niveau van de efficiënte kosten, zodat energiegebruikers
niet meer betalen dan nodig is voor een doelmatig beheer van
de netwerken. De tariefregulering is niet alleen van invloed
op de vergoeding die vermogensverschaffers kunnen krijgen,
maar ook op de prikkels die netbeheerders hebben om doelmatig te werken. Wat maakt een energienetwerk op zee anders dan een netwerk op land, waardoor de tariefregulering er
anders zou moeten uitzien?
Een in het oog springend aspect van de investeringen
voor een energienetwerk op zee is dat deze in relatief korte
tijd en in een grote omvang moeten plaatsvinden. Door de
ambitieuze doelstellingen van het kabinet om in 2023 ongeveer 4500 MW aan windvermogen op zee in bedrijf te hebben, is er snel veel kapitaal nodig voor de financiering van de
energienetwerken. In de afgelopen jaren heeft TenneT ook
op land veel geïnvesteerd (zoals Randstad 380, een extra verbinding in het hoogspanningsnetwerk in het westen van het
land). In de afgelopen jaren investeerde TenneT enkele honderden miljoenen euro per jaar in het Nederlandse netwerk
en de komende jaren zal dat niet anders zijn, zoals in ZuidWest 380, een nieuwe hoogspanningsverbinding tussen Vlissingen en Tilburg (TenneT, 2014). Bovenop de investeringen
in het netwerk op land komen dus eventueel nog investeringen voor een netwerk op zee. Om een netwerk van ongeveer
4500 MW aan windparken te ontsluiten, worden de totale investeringen op 2,5 tot 3 miljard euro geschat (EZ, 2009). Een
deel van deze investeringen is, onder andere door TenneT, al
gerealiseerd om de bestaande parken aan te koppelen, maar
een groot deel zal in de komende jaren moeten plaatsvinden.
Het bijzondere van wind op zee is dus dat er een grote financieringsopgave ligt: in korte tijd is er veel kapitaal benodigd.
De financieringsmiddelen voor de investeringen kunnen in principe uit drie verschillende bronnen komen: de
eigen middelen van de investeerder (netbeheerder), vreemd
vermogen van bijvoorbeeld banken en risicodragend vermogen van de aandeelhouders. De beschikbaarheid van elk van
deze drie bronnen wordt beïnvloed door de tariefregulering.
Jaargang 99 (4685) 16 mei 2014

Energie & Milieu ESB

De eigen middelen van de gereguleerde netbeheerder
hangen uiteraard direct af van de gereguleerde inkomsten.
Hoe hoger deze inkomsten ten opzichte van de kosten van de
netbeheerder, hoe minder de netbeheerder bij banken of de
aandeelhouder hoeft aan te kloppen. Tariefregulering is echter niet bedoeld als financieringsinstrument, dat wil zeggen
om middelen te verschaffen die de vergoeding van kosten te
boven gaan. Wanneer tarieven wel voor dat doel worden gebruikt, dan zouden de stroomgebruikers (economisch gezien)
mede-eigenaar worden van de netten, waar uiteraard een
vergoeding tegenover zou moeten staan. Een dergelijke constructie zou de tariefregulering niet alleen ingewikkeld maken, maar het zou ook het karakter van deze regulering doen
veranderen, omdat dan de band tussen tarieven die gebruikers
betalen en kosten van het netbeheer wordt doorgesneden.
Om goed te begrijpen wat zo’n maatregel zou betekenen, kan
een vergelijking met de woningmarkt helpen. De huur van een
woning vormt een vergoeding voor de kosten van de verhuurder, waaronder de kosten van het vermogensbeslag. Stel dat
een verhuurder de huur wil verhogen om daarmee de aankoop
van nieuwe woningen te financieren. De band tussen de huur
en de kosten van de woningverhuur wordt dan doorgeknipt
en de huurders nemen de rol van vermogensverschaffer over.
In een goed werkende woningmarkt zal zoiets niet gebeuren,
omdat concurrentie ervoor zorgt dat de hoogte van de huur
aan de kosten van de verhuur gekoppeld blijft. In markten
waar geen concurrentie kan bestaan, zoals bij energienetten
op zee, is het de functie van tariefregulering om deze band te
bewaken.
Timing van vergoeding

De keuze voor het moment waarop investeringsuitgaven kunnen worden doorberekend in de tarieven (vanaf de aanvang
van een investering of na afronding ervan) is van invloed op
de directe beschikbaarheid van financiële middelen voor de
netbeheerder. Voor het energienetwerk op land is het gebruikelijk om investeringen pas een effect te laten hebben op de
tarieven wanneer de investeringen zijn afgerond. Alle tot dan
gedane uitgaven worden geactiveerd en toegevoegd aan de gereguleerde activawaarde die de basis vormt voor de bepaling
van de vergoeding voor vermogenskosten en afschrijvingen.
Voor investeringsprojecten die meerdere jaren duren, betekent dit dat gedurende die bouwperiode geen opbrengsten
worden ontvangen. De netbeheerder moet dus alle uitgaven
van die periode voorfinancieren. De financieringsuitgaven
daarvan komen in de vorm van geactiveerde bouwrente wel
weer terug in gereguleerde activawaarde.
Het voordeel van deze methode is dat elektriciteitsverbruikers pas gaan betalen voor een investeringsproject wanneer dit is gerealiseerd en de transportdienst wordt geleverd,
net zoals afnemers in normale (ongereguleerde) markten ook
pas betalen voor een product als het op de markt is.
Een alternatieve benadering is dat investeringen direct bij
aanvang worden doorberekend in tarieven. De financieringsopgave van een netwerk op zee wordt vanzelfsprekend kleiner
wanneer de investeerder de bouwrente direct kan doorberekenen in de tarieven (de zogenaamde t-0-benadering). Bij
een omvang van onderhanden werk van bijvoorbeeld twee
miljard euro en een bouwrente van vijf procent gaat het hier
om honderd miljoen extra opbrengsten en geringere finanJaargang 99 (4685) 16 mei 2014

cieringsopgave. Een ander onderdeel van de t-0-benadering
is dat de tarieven mede worden gebaseerd op voorgenomen
investeringen, in plaats van op gerealiseerde investeringen, zoals tot op heden in de tariefregulering gebruikelijk is. Ook dit
kan leiden tot een geringere financieringsopgave. Tegenover
deze voordelen staat echter het nadeel dat huidige elektriciteitsgebruikers al gaan betalen voor een dienst die nog niet
wordt geleverd en waarvan het niet zeker is of en wanneer die
geleverd zal worden.
Hoogte van de vermogenskostenvergoeding

De bereidheid om de aanleg van de netwerken op zee te financieren hangt af van de geboden vergoeding voor het feit
dat het geïnvesteerde kapitaal geen andere aanwending heeft
gekregen. Deze vergoeding voor eigen en vreemd vermogen
is de vermogenskostenvergoeding ofwel de WACC (weighted costs of capital). De WACC moet dus minimaal gelijk zijn
aan opportuniteitskosten van kapitaal. Om de juiste hoogte
van deze vergoeding te bepalen is het de vraag of de vergoeding voor de investeringen aan land als referentie kan dienen.

Tegenover deze voordelen staat echter
het nadeel dat huidige elektriciteitsgebruikers al
gaan betalen voor een dienst die nog niet
wordt geleverd en waarvan het niet zeker is of
en wanneer die geleverd zal worden

Met andere woorden, is voor de netten op zee nu een andere
WACC nodig dan die voor bijvoorbeeld TenneT als geheel is
vastgesteld? Om deze vraag te kunnen beantwoorden moet er
een onderscheid worden gemaakt tussen systematische (nietdiversifieerbare) risico’s en projectspecifieke risico’s. Projectspecifieke risico’s komen niet tot uiting in hogere rendementseisen van vermogensverschaffers, omdat deze risico’s worden
opgevangen door het aanhouden van een mix aan gespreide
beleggingen, waarbij de projectspecifieke risico’s tegen elkaar
wegvallen. Het systematische risico is het risico dat niet kan
worden weggediversifieerd. Dit risico wordt bepaald door de
relatie van de winstgevendheid van een project met de algemeen economische conjunctuur. We mogen aannemen dat
deze relatie niet anders zal worden wanneer TenneT zijn netwerk uitbreidt met een netwerk op zee. De kernactiviteit blijft
in wezen hetzelfde: transport van elektriciteit en beheer van
het netwerk. Voor de investeringen in een netwerk op zee is
dus geen andere WACC nodig dan die voor TenneT als geheel geldt, althans voor zover het type regulering hetzelfde is.
Voor TenneT als geheel geldt een systeem van prijsplafondregulering waarbij de tarieven worden gebaseerd op efficiënte
317

ESB Energie & Milieu

kosten van vergelijkbare bedrijven. Dit leidt tot een hoger
systematisch risico dan wanneer een systeem zou gelden van
kost-plusregulering, waarbij de tarieven alleen gebaseerd worden op de eigen kosten.
Drukken van kosten

De tariefregulering heeft niet alleen invloed op het aanbod
van financieringsmiddelen, maar ook op de financieringsbehoefte. Deze financieringsbehoefte hangt uiteraard af van
de omvang het project (zoals het aantal aan te sluiten windparken en de afstand tot de kust), maar daarnaast is het van
belang hoe dat project wordt uitgevoerd. Ervaringen met
grote infrastructurele projecten leren dat overschrijdingen
van het budget eerder regel dan uitzondering zijn (Flyvbjerg
et al., 2004). De mate waarin investeringsuitgaven worden beheerst, staat in nauwe relatie tot wie de risico’s van een project
draagt. Het is een bekend gegeven uit de reguleringsliteratuur
dat bij kost-plusregulering bedrijven geen prikkel hebben de
kosten in de hand te houden. Het risico van kostenoverschrijdingen ligt dan immers geheel bij de elektriciteitsverbruikers.
Bij prijsplafondregulering daarentegen ligt het risico geheel
bij de netbeheerder, die daardoor een sterke prikkel heeft de
kosten van het project zo goed mogelijk in de hand te houden.
Dit leidt tot de paradoxale conclusie dat kost-plusregulering aantrekkelijk mag lijken voor de vermogensverschaffers
omdat zekerheid over volledige vergoeding van alle kosten
bestaat, maar tegelijkertijd bestaat hier het risico dat de totale
vermogensbehoefte groot is omdat de kosten mogelijk niet
in de hand worden gehouden. Dit zal vooral een probleem
zijn wanneer de vermogensverschaffer tegen budgetrestricties aanloopt, zoals bij de (enige) aandeelhouder van TenneT
(de Nederlandse Staat) het geval is. Bij prijsplafondregulering
daarentegen loopt de vermogensverschaffer het risico dat de
kosten niet volledig worden vergoed, maar tegelijkertijd is er
meer zekerheid dat de kosten zo veel mogelijk worden beteugeld. Niet alleen voor de betaalbaarheid, maar ook voor de financierbaarheid van de investeringen voor een netwerk op de
Noordzee is het daarom van belang dat de netbeheerder wordt
geprikkeld om het netwerk zo efficiënt mogelijk aan te leggen.
Deze efficiëntieprikkels kunnen gegeven worden binnen
het huidige systeem van prijsplafondregulering, waarbij de ta-

Literatuur
Braeutigam, R.R. (1988) Optimal policies for natural monopolies. In: Handbook of Industrial
Organization, deel II, hoofdstuk 23. Elsevier Science Publishers B.V.
EZ (2009) Net op zee: hoofdrapport. Den Haag: Ministerie van Economische Zaken.
Fraunhofer Institut ISE (2014) Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie im Jahr 2013. Freiburg: Fraunhofer Institut.
Mulder, M. (2014) Balanceren in onzekerheid: zoektocht naar de optimale regulering. Rijksuniversiteit Groningen, oratie, 11 maart.
SER (2013) Energieakkoord. Den Haag: Sociaal-Economische Raad.
TenneT (2013) Rapport monitoring leveringszekerheid 2012–2028. Arnhem: TenneT.

rieven van de netbeheerder afhangen van de kosten van de efficiënte vergelijkbare netbeheerders in Europa. Indien de vergelijking van deze netbeheerders met TenneT in de toekomst
minder goed te maken zou zijn vanwege de uitbreiding van
het Nederlandse netwerk met een netwerk op zee, kan de betrouwbaarheidsmarge rondom de resultaten van de internationale vergelijking (de zogenaamde benchmarkanalyse) iets
worden verruimd of kan een deel van het netwerk dat op zee
ligt tijdelijk efficiënt worden verklaard. TenneT kan dan iets
meer het voordeel van de twijfel krijgen, wat meer inkomsten
oplevert zonder dat dit de prikkel om zo efficiënt mogelijk te
werken vermindert. Aangezien buitenlandse TSO’s eveneens
bezig zijn netwerken op zee aan te leggen, hoeft de vergelijkbaarheid bij de benchmarking overigens niet in het geding te
komen.
Conclusie

Voor de aanleg van een elektriciteitsnetwerk op zee is veel
kapitaal benodigd, in de orde van grootte van enkele miljarden euro’s. De tariefregulering is van invloed op zowel de beschikbaarheid van financieringsmiddelen als de omvang van
de benodigde middelen. Het verhogen van de tarieven puur
en alleen om meer financiële middelen beschikbaar te maken,
zou de financieringsbehoefte uiteraard verlagen, maar dat zou
het karakter van de tariefregulering wezenlijk veranderen
omdat dan de band tussen tarieven en kosten wordt doorgesneden. Het doorsnijden van die band zou bijvoorbeeld
gebeuren wanneer nog niet afgeronde investeringen worden
meegenomen bij de bepaling van de toegestane tarieven (de
zogenaamde t-0-benadering). Tegenover het voordeel van
een verminderde financieringsbehoefte staat het nadeel dat
huidige elektriciteitsverbruikers gaan betalen voor een dienst
die nog niet geleverd wordt. Alleen wanneer het belang van
een verminderde financieringsbehoefte bijzonder groot is,
zou zo’n bijzondere stap in de tariefregulering gezet kunnen
worden. Zodra die bijzondere situatie voorbij is, zou de band
tussen tarieven en kosten dan weer kunnen worden hersteld.
Een ander effect van de tariefregulering op de financierbaarheid van investeringen in de netten op zee loopt via
de hoogte van de vergoeding voor vermogenskosten. Er zijn
geen redenen waarom deze vergoeding hoger zou moeten zijn
voor een netwerk op zee dan voor een netwerk op land. Beide
netwerken verrichten immers dezelfde dienst, waardoor het
zogenaamde systematische risico hetzelfde is, zij het dat de
projectspecifieke omstandigheden heel verschillend zijn.
Tariefregulering levert wellicht de grootste bijdrage aan
de financierbaarheid van investeringen in energienetwerken
door de netbeheerder te prikkelen de kosten zo laag mogelijk te houden. Lagere kosten betekenen niet alleen lagere tarieven voor de elektriciteitsverbruikers, maar ook een lagere
vermogensbehoefte en dus een geringere financieringsopgave.
Via het aanbrengen van doelmatigheidsprikkels in de tariefregulering kan dus gezorgd worden dat de aanleg van een energienetwerk op zee bijdraagt aan de beoogde energietransitie,
zonder dat de betaalbaarheid van de energievoorziening uit
het oog wordt verloren.

TenneT (2014) Jaarverslag 2013. Arnhem: TenneT.
Flyvbjerg, B., M.K. Skamris Holm en S.L. Buhl (2004) What causes cost overrun in transport
infrastructure projects? Transport Reviews, 24(1), 3–18.

318

Jaargang 99 (4685) 16 mei 2014