Distributietariefregulering in VlaanderenRegulatory AffairsMaarten Blommaert, Gert Van Cauwenbergh, Kenneth Van den Bergh 5 juni 2011Abstract - Distributietarieven bedragen een derde van de gas-en elektriciteitsprijs voor de eindgebruiker. De hoogte van de distributietarieven heeft een grote invloed op de gas-en elektriciteitfactuur van de eindconsument. Distributie van gas en elektriciteit is een gereguleerd natuurlijk monopolie. De regulator keurt de distributietarieven goed alvorens ze worden doorgerekend in de factuur van de consument. De regulator legt de tarieven vast zodat de onkosten van de distributienetbeheerder vergoed worden en laat toe dat de distributienetbeheerder winst boekt. De regulator dient de tarieven vast te leggen zodat de distributienetbeheerder voldoende incentive voelt om efficint te werken zonder dat daarbij de kwaliteit van de distributie in gedrang komt. Dit is een moeilijke oefening waarvoor verschillende theoretische oplossingen bestaan en waarvoor verschillende praktische methodes worden toegepast in de Europese Unie. Deze paper focust op de distributietarieven in Vlaanderen. Er wordt uitvoerig uitgelegd hoe de CREG de tarieven van de Vlaamse distributienetbeheerders bepaalt en welke onkosten de distributienetbeheerders met deze tarieven dekken. In tweede instantie worden de distributietarieven in Vlaanderen vergeleken met de andere landen van de Europese Unie. Tot slot worden enkele actuele discussies omtrent de distributietarieven in Vlaanderen aangehaald. Keywords distributietarieven, CREG

I. INLEIDING Elektriciteit en gas worden getransporteerd naar de eindgebruiker over het transmissie- en het distributienet. Het distributienet voor elektriciteit in Belgi alle netten die werken op een spanning gelijk aan of lager dan 70 kV. Deze distributienetten dienen voor het vervoer van elektriciteit naar afnemers op regionaal of lokaal niveau [1]. In tegenstelling tot het transmissienet, waar het beheer van het net wordt waargenomen door n enkele netbeheerder [2] in Belgi is dit Elia zijn er meerdere beheerders voor het elektrische distributienet in Belgi. Voor gas is het distributienet gedefinieerd als het buizennetwerk dat in handen is van de distributienetbeheerder. Het gastransmissienetwerk wordt beheerd door Fluxys. In Belgi is de distributienetbeheerder (DNB 1 ) in bepaalde regios dezelfde voor zowel gas als elektriciteit. Het is in Belgi wettelijk mogelijk om een verschillende DNB aan te stellen voor gas en elektriciteit

binnen n gebied, maar in het Vlaamse gewest is het vaak dezelfde beheerder Er bestaan in Belgi twee types DNBs, namelijk de gemengde voor 70 % in handen van de gemeenten en 30 % in de handen van Electrabel en de zuivere beheerders voor 100 % in handen van de gemeenten [3][4]. In deze tekst ligt de focus op de Vlaamse distributienetten. In het Vlaamse gewest zijn er de volgende DNBs [4]: Gemengde DNBs: GASELWEST, IMEA, IMEWO, INTERGEM, IVEKA, IVERLEK, SIBELGAS Zuivere DNBs: INTER-ENERGA (vroeger INTERELECTRA), IVEG, INFRAX WEST (vroeger WVEM), PBE, AGEM, DNB-BA (vroeger BIAC), EV/GHA De gemende DNBs hebben zich samen verenigd in de werkingsmaatschappij Eandis. Eandis is het onafhankelijk dienstverlenend bedrijf dat de exploitatie van het distributienet verzorgt voor deze gemengde distributienetbeheerders [3]. Figuur 1 toont het percentage aandelen van Eandis dat de verschillende gemengde DNBs in handen hebben. Infrax is de overkoepelende venootschap van de zuivere DNBs Interelectra, Iveg, Infrax West en PBE. Net als bij Eandis blijven de venoten juridisch en bestuurlijk afzonderlijk bestaan. Het samenbrengen van de operationele activiteiten van de DNBs in hun respectievelijke werkmaatschappij heeft als doel de efficientie te verhogen en de kosten te verlagen.[5]

Fig. 1 Aandeelhouders Eandis

1

De auteurs zijn zich bewust van de discussie die gevoerd wordt over het verschil tussen distributienetbeheerder (DNB) en distributiesysteemoperator (DSO). Deze discussie valt buiten de scope van deze paper en er zal gebruik gemaakt worden van de term DNB.

De DNB haalt inkomsten uit de distributietarieven. De distributietarieven worden doorgerekend in de elektriciteitsen gasfactuur van de eindgebruiker. Voor elektriciteit bedraagt het distributietarief 30 tot 40 % van de elektriciteitsprijs voor de eindgebruiker, voor gas ligt dit tussen de 25 % en 35 %. Fig. 2 toont de verdeling van de energieprijs voor

respectievelijk elektriciteit (Dc) en gas (T2) voor n type van huishoudelijke afnemer. De figuren zijn telkens voor n leverancier in n gebied en dienen slechts om een grootteorde aan te duiden. De distributietarieven worden gereguleerd door de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG). De CREG moet de distributietarieven goedkeuren alvorens ze van kracht zijn. Desondanks dat een aantal DNBs zich gegroepeerd hebben in werkingsmaatschappijen voor hun operationele activiteiten, stelt iedere DNB afzonderlijk zijn tariefplan op ter voorlegging aan de CREG. Iedere DNB hanteert dus verschillende tarieven voor zijn klanten.

In tegenstelling tot de tarieven, die gereguleerd worden door de CREG, is het de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG) die de Vlaamse distributienetbeheerders aanduidt en hun een aantal verplichtingen oplegt. De voorwaarden om aangewezen te worden als DNB zijn vastgelegd in het Energiebesluit. De VREG wijst, voor een geografisch afgebakend gebied, een rechtspersoon aan die belast is met het beheer van het elektriciteits- en gasdistributienetwerk in dat gebied [7]. Deze toewijzingen zijn geldig voor hernieuwbare termijnen van 12 jaar [8]. Op n uitzondering na is vandaag voor elk elektriciteitsdistributienet een netbeheerder aangewezen. Enkel in de gemeente Voeren kon nog geen DNB worden aangewezen [9]. Deze paper bespreekt de mogelijkheden van de regulator om de distributie van gas en elektriciteit te reguleren en de rol van de distributietarieven hierin. In paragraaf II wordt de pricing besproken, er wordt een theoretisch model voorgesteld om de tarieven te bepalen en de verschillende componenten van de distributietarieven worden ontleedt. In paragraaf III wordt uitgelegd hoe de CREG de distributietarieven bepaalt waarna in paragraaf IV de link wordt gelegd tussen de kwaliteit van de distributie en de distributietarieven. In paragraaf V wordt de Vlaamse situatie vergeleken met deze in andere Europese landen. Tot slot wordt in paragraaf VI enkele actuele discussiepunten aangehaald. II. PRICING DISTRIBUTIENETTARIEVEN

A. Het concept kostengebaseerde prijszettingDe distributietarieven zijn gereguleerd opdat de DNB geen misbruik kan maken van zijn natuurlijk monopolie. Dit wil zeggen dat de regulator de inkomsten van de DNB controleert. De vraag stelt zich echter op welke niveau de regulator de tarieven moet vastleggen indien deze perfect genformeerd was over de kosten van de DNB. De economische theorien tonen aan dat in een perfect concurrentile markt de marginale ontvangsten dienen gelijk te zijn aan de marginale kosten (marginal costing). Hierbij moet men echter een compensatie voorzien om de vaste kosten te dekken. Een andere mogelijkheid is dat men de gemiddelde kosten schat en de tarieven daaraan gelijk neemt (average costing). Deze keuze gaat onvermijdelijk gepaard met welvaartsverliezen die gekenmerkt worden door de gele driehoek in figuur 3. De betere keuze lijkt dus marginal costing te zijn. Aangezien de taxatiesystemen die de subsidies voorzien bij marginal costing ook niet optimaal zijn, is average costing goed leefbaar en zeer eenvoudig te implementeren. In de realiteit zijn de kosten van een onderneming echter niet rechtstreeks gekend. Men moet bovendien vermijden dat er onnodige kosten gemaakt worden of dat de kosten uit de pan rijzen na verloop van tijd. Dan komen de nadelen van de monopolie namelijk toch weer bovendrijven. Kostdrukkende incentives zijn m.a.w. essentieel wanneer men een concurrentile markt wil simuleren. Het is de taak van de regulator om deze aan te brengen in het contract met de DNB. Tevens moet er ruimte zijn om geld opzij te zetten voor toekomstige investeringen.

Fig. 2: onderverdeling elektriciteit- en gasprijs2 [6]

2

IGB is een Waalse DNB.

gehouden met het feit dat een groot deel tegen nacht-en weekendtarief wordt aangekocht. Dc1 gaat uit van dezelfde gegevens maar zonder nachtteller. Ib heeft een maximumvermogen van 55 kVA en neemt 50000 kWh af per jaar in LS zonder nachtteller. Ic heeft een maximumvermogen van 111 kVA in LS. Bij deze klant wordt er rekening gehouden met het nachttarief. Ic1 heeft hetzelfde verbruik als Ic maar is aangesloten op MS. Ook voor gas heeft EUROSTAT types gebruikers gedefinieerd (Tabel II). De CREG definieert echter andere types waarvan niet altijd een exacte overeenkomst te vinden is met de EUROSTAT types. T1 en T2 zijn huishoudelijke afnemers die wel overeenkomen met respectievelijk D1 en D3 van EUROSTAT. Deze paper concentreert zich voor de bespreking van de distributietariefontbinding op de voorziening van het grotere gezin (Dc) met elektriciteit en halen in de tekst enkele verschilpunten aan met de industrie en bespreken ook kort de verschillen met het gasdistributietarief.Fig. 3 marginal costing en average costing - ref joskow

In het denkpad van marginal costing kan nog een onderscheid gemaakt worden tussen short run marginal costing (SRMC) en long run marginal costing (LRMC) [10]. De eerste marginale kostencurve houdt rekening met de congestieproblemen en geeft dus goed de kosten op korte termijn weer van een bijkomende eenheid energie of vermogen op het net. LRMC beschouwt daarentegen ook kapitaalgoederen als variabel, deze methode geeft daarom op lange termijn goed het kostenplaatje weer. Omdat er aan alle methoden voordelen en nadelen verbonden zijn staat de regulator hier voor een moeilijke keuze. In Belgi wordt het systeem van average costing gebruikt. Het grootste voordeel hiervan is de eenvoudige implementatie. Tot slot dient opgemerkt te worden dat het hierboven beschreven economisch model niet meteen toepasbaar is. Het geeft voor de regulator echter een kader om in te redeneren. Vraag blijft dus hoe men met de juiste incentives concurrentile prijzen kan bekomen uit zulk een monopolie. Dit wordt verder besproken in paragraaf III.

TABEL I: VERSCHILLENDE TYPE KLANTEN VOOR ELEKTRICITEIT (EUROSTAT)[13]

Type klanten

Onder geschreven vermogen (kW) 3 4 9 9 9 9

Jaarlijkse consumptie in kWh

Da Db Dc Dc1 Dd De

Totaal 600 1200 3500 3500 7500 20000

Piekuren 600 1200 2200 3500 5000 5000

Daluren 0 0 13000 2500 15000

TABEL II: VERSCHILLENDE TYPE KLANTEN VOOR AARDGAS[12][14].

Type klanten T1 T2 T3 T4 T5 T6

Jaarverbruik (kWh) 2.360 23.260 330.000 2.300.000 5.000.000 36.000.000

Piek (kW)

Soort afnemer huishoudelijk huishoudelijk Tertiair Klein industrieel Industrieel Industrieel

B. Type klantenVoor alle duidelijkheid geeft deze paragraaf een overzicht van de verschillende types klanten waarvoor de tarieven berekend worden in de studies van de CREG. De afkortingen van verbruikers die beginnen met D zijn huishoudelijk verbruikers, die met een I beginnen zijn professioneel verbruikers. Enkel de verbruikers die aan bod komen in de studie van de CREG betreffende tarieven van gas en elektriciteit [12] worden hierna kort toegelicht. In Tabel I is een overzicht gegeven van alle huishoudelijke verbruikers. Db heeft een verbruik 1200 kWh per jaar, met een aansluitingsvermogen van 3 tot 4 kW en is aangesloten op LS. Het is een gezin met 2 personen. Dit alles gaat uit van uitsluitend dagverbruik. Dc stelt een gezin van vier personen voor en heeft een verbruik van 3500 kWh per jaar, met 4 tot 9 kW aansluitingsvermogen op LS. Er wordt bij deze klant rekening

2500 12000

C. Componenten distributiekosten in de elektriciteitssector Zoals in paragraaf II.A werd uitgelegd, zijn dedistributietarieven kosten gebaseerd. In dit deel wordt uitgeklaard uit welke kosten de distributietarieven bestaan. De tarieven zijn te ontbinden in vier componenten: aansluiting op het net systeembeheer en administratieve kosten ondersteunende diensten openbare dienstverplichting (ODV) Fig. 4 illustreert deze ontbinding en het verloop ervan doorheen de jaren aan de hand van de tarieven voor huishoudelijke gebruikers die aangesloten zijn bij Gaselwest.

ODV Distributie- excl. Openb. Heffingen, onderst. Diensten, ODV en overg. Overschot/tekort Distributie(excl. Openb. heffingen)

Ondersteunende diensten Overgedragen overschot/tekort

Fig. 4 De evolutie van de ontbonden distributietarieven voor een huishoudelijk gebruiker bij Gaselwest [12]

1) Aansluiting op het net Dit wordt enkel apart aangerekend voor industrile afnemers. Huishoudelijke verbruikers dienen een gratis aansluiting te krijgen van de DNB. Op Fig. zit deze kost dus mede onder ODV. 2) Systeembeheer en administratieve kosten Dit zijn de kosten voor het systeembeheer en de administratieve kosten. De administratieve kosten omvatten hierbij onder meer de diensten voor de meet-en telactiviteit. Deze kosten maken samen het grootste aandeel uit van de distributietarieven (in blauw op Fig. ) Industrile gebruikers betalen deze kosten op basis van het aandeel van de netcapaciteit dat men gebruikt of m.a.w. het maximumvermogen van gebruik. Dit vermogen ligt contractueel vast. Wanneer men dit vermogen echter overschrijdt betaalt men een boete voor het bijkomend vermogen. Voor huishoudelijke klanten doet men dit niet. Hier zijn het in rekening brengen van een vermogen gebaseerde kostencomponent een relatief te grote meerkost betekenen qua investering in meetsystemen. Daarom neemt men hier een soort gemiddelde kost per hoeveelheid energie. 3) Ondersteunende diensten Op distributieniveau bestaan deze kosten hoofdzakelijk uit kosten om het verliesvermogen te dekken. 4) Heffingen voor dekking ODV De VREG definieert de openbare dienstverplichting als de verplichting opgelegd aan een netbeheerder of een leverancier die betrekking heeft op de sociaal-economische, ecologische en technische aspecten van elektriciteitsen aardgasvoorziening. Dit geld gaat naar fondsen waarmee de

DNB maatregelen opgelegd door de Vlaamse regering in praktijk kan brengen. Figuur 4 toont aan dat er tussen 2003 en 2004 een forse stijging was in de kosten van de ODV, dit is voornamelijk toe te schrijven aan het ingaan van de maatregel van de gratis kWh. In 2008 was er nieuwe opmars van het aandeel van de ODV in de nettarieven te merken. De reden hiervan was de verplichte aankoop van GSCs door de DNBs [12]. In Walloni waren ODV tot 2007 een verwaarloosbare kost. Daarna zijn er echter besluiten uitgevoerd i.v.m. de openbare verlichting en invoering van de Talexus-toepassing (betalingssysteem), waarna de ODV in sterk stijgende lijn omhoog gingen. Deze stijging loopt nog voort tot op de dag van vandaag. Uit een herziening in 2011 van de distributietarieven van Eandis blijkt dat deze component nog fors toegenomen is sinds 2008 [15].

D. Componenten distributiekosten in de gassectorWat betreft het distributietarief van gas is de opbouw zeer gelijkaardig aan die van elektriciteit. De belangrijkste kosten zijn ook hier het systeembeheer en de administratieve kosten, in de gasdistributieprijs zijn deze nog dominanter dan in deze van elektriciteit (Fig. 5). De kostcomponent ondersteunende diensten is uiteraard een onbelangrijke component in de gasdistributie. Men hoeft slechts de druk te regelen. Van veel verliezen is geen sprake. De ODV van gas beperken zich tot sociale dienstverplichtingen en promotie van rationeel energieverbruik. Aansluitrecht is er niet in de gasdistributie. De redenering hierachter is dat er valabele alternatieven zijn voor aardgas. Bovendien zou dit grote bijkomende investeringen in het gasnet vergen. Er moet ook hier een zekere continuteit van levering kunnen voorzien worden. Voor gas bestaat er echter geen minimumlevering wanneer het saldo van de budgetmeter ontoereikend is. Dit werd echter sinds afgelopen winter (2010-2011) opgevangen door de

OCMWs. Zij keerden budgetkaarten uit aan behoeftigen na een doorgrondende controle van de sociale situatie. De OCMWs konden deze kosten dan ook weer recupereren bij de DNB.

2) Sociale openbare dienstverplichtingen Sociale openbare dienstverplichtingen zijn begeleidende maatregelen die bedoeld zijn ter bescherming van de klant. Ze omvatten: het plaatsen van budgetsmeters voor levering aan klanten die niet meer terecht kunnen bij een commercieel leverancier de verplichte minimale levering van 10A. het aansluiten van klanten het onder strikte voorwaarden afsluiten van klanten Deze verplichtingen heeft de distributienetbeheerder alleen ten opzichte van de huishoudelijke afnemers. De laatst opgesomde verplichting bestaat erin dat de DNB een huishoudelijke verbruiker ononderbroken van toevoer van elektriciteit of gas moet voorzien, tenzij in uitzonderlijke omstandigheden. Deze omstandigheden worden beschreven in Art 6.1.2 van het Energiedecreet. Een aantal van de belangrijkste omstandigheden zijn: Bij een onmiddelijke bedreiging van de veiligheid Bij een leegstaande woning Als de huishoudelijke afnemer geen wanbetaler is en weigert om een leveringscontract te sluiten Bij mensen die hun elektriciteits- of gasrekeningen niet betalen, kunnen er budgetmeters geinstalleerd worden. Deze budgetmeter werken via een prepaidof voorafbetalingssysteem. De afnemers die hun rekeningen niet kunnen betalen, kunnen via hun budgetmeter gebruik maken van de sociale tarieven, waarvan gegarandeerd wordt dat zij de laagste zijn. Zelfs wanneer het saldo van deze afnemers hun budgetmeters gelijk is aan nul, worden zij voor elektriciteit niet afgesloten. Zij vallen dan terug op de 10A-regeling. Zij kunnen dan maximaal een vermogen afnemen dat overeenkomt met 10A maal de netspanning. Deze elektriciteit is echter niet gratis en moet aan de DNB betaald worden voordat de gebruiker terug over kan schakelen naar de gewone regeling. Voor afnemers waarvan men vermoedt dat ze eigelijk wel kunnen betalen, gelden deze sociale tarieven niet. Zij moeten dan de huidige kostprijs betalen en deze kan hoger liggen dan de prijzen van de leveranciers. Zo worden zij aangespoord om klant te worden bij een leverancier. 3) Jaarlijkse toekenning gratis elektriciteit De DNB is ook verplicht om iedere huishoudelijke afnemer van elektriciteit een gratis hoeveelheid elektrische energie te geven. Deze hoeveelheid is gelijk aan 100 kWh plus 100 kWh per gezinslid. De VREG berekent ieder jaar een gemiddelde kostprijs per kWh voor huishoudelijke afnemers. Deze kostprijs vermenigvuldigd met de hoeveelheid energie waarop men recht heeft, wordt dan in vermindering gebracht op de factuur van de leverancier. In 2010 was de berekende eenheidsprijs voor elektriciteit berekend door de VREG gelijk aan 14,7386 c/kWh3.

Fig. 5 Een overzicht van de verschillende componenten van elektriciteits-en gasdistibutietarieven voor Gaselwest, december 2009.

E. VerplichtingenIn het het Energiebesluit van 2010 wordt er onderscheid gemaakt tussen de volgende verplichtingen [16]. Openbare dienstverplichtingen Jaarlijkste toekenning van een hoeveelheid gratis elektriciteit. Sociale energiemaatregelen Milieuvriendelijke energieproductie en rationeel energieverbruik. In de tarifering van de DNBs horen alle bovenstaande verplichtingen bij de ODVs. 1) Openbare dienstverplichtingen Onder openbare dienstverplichtingen vallen volgens het Energiebesluit van 2010 het nacht- en weekendtarief en de openbare verlichting. Iedere afnemer die aangesloten is op het laagspanningsnet moet de mogelijkheid hebben om een dubbele meter te laten installeren. De kosten voor deze installatie zijn voor de afnemer. De DNB is ook verantwoordelijk voor alle openbare verlichting op zijn grondgebied

3

Exclusief btw

De regel van de gratis kWh is niet ongecontesteerd. In een artikel van de standaard van 2007 spreek minister Crevits over een omgekeerde herverdeling van het geld [17]. Ze verwijst hierbij naar talrijke studies waarin men vaststelt dat dikwijls gezinnen met een laag inkomen relatief veel verbruiken o.w.v. het gebruik van tweedehandstoestellen en elektrisch verwarming of verouderde ketels in combinatie met slechtere isolatie dan de rijkere klanten. Daarom zouden deze gezinnen meer mee betalen aan de gratis energie van de financieel beter gestelde klanten dan ze er zelf voordeel bij hebben. Het zijn dus de rijkere klanten die zich dus het meest gesteund zouden zien door deze maatregel. Dit artikel geeft goed de twist aan die rond deze maatregel heerst. 4) Milieuvriendelijke energieproductie en rationeel energieverbruik. Een andere verplichting van de DNB is de aankoop van GSCs en WKC s indien de houder van de certificaten dit wenst. De verplichting is niet van kracht als de houder van de certificaten een elektriciteitsleverancier is of als de certificaten ouder zijn dan 48 maanden. De minimumprijzen per certificaat zijn door het energiedecreet vastgelegd en verschillen per technologie en per datum van inwerkingstreding van de installatie. De huidige prijzen van de certificaten van een aantal verschillende technologien voor installaties die 2011 in gebruik zijn genomen, bevinden zich in Tabel III.TABEL III: MINIMUMPRIJS DIE DE DNB MOET BETALEN VOOR EEN AANTAL VERSCHILLENDE TECHNOLOGIEN, INDIEN ZE IN HET JAAR 2011 IN GEBRUIK WERDEN GENOMEN.[18]

Techniek PV-installaties Windturbines op land Biomasse die niet afkomstig is van vergisting WKC

Minimum prijs per certificaat () 330 90 90 27

doorgerekend in de tarieven. De kosten van de DNB bestaan uit operationele kosten (OPEX) en kapitaalkosten (CAPEX). De CREG bepaalde de redelijkheid van deze kosten door een vergelijking te maken op basis van de kosten van de best presterende gelijkaardige onderneming en door de controle en naleving van het at arms length principe. Het at arms length principe is de voorwaarde dat alle partijen in een onderhandeling onafhankelijk en op gelijke voet acteren. Dit betekent dat de toekenning van de tarieven niet benvloed wordt door de relaties tussen de verschillende DNBs onderling en tussen de DNB en de regulator. Daarnaast stond de CREG de DNB toe om een billijke winstmarge te behalen om zo het genvesteerde vermogen te vergoeden. Deze toegestane winstmarge werd berekend op basis van CAPM (Capital Asset Princing Model) volgens de formule RAB*WACC [19]. De gewogen gemiddelde kapitaalkost (WACC) is de kost van het eigen vermogen en het vreemd vermogen van de DNB. Bij het bepalen van de WACC wordt uitgegaan van een ideale verhouding 33 % eigen vermogen en 67 % vreemd vermogen. Vreemd vermogen is goedkoper dan eigen vermogen maar te veel vreemd vermogen doet de kredietwaardigheid van een onderneming dalen. De gemiddelde verhouding eigen vermogen ten opzichte van vreemd vermogen bedraagt voor ondernemingen in Belgi 37,7/62,3. De CREG stelt dat een DNB meer vreemd vermogen kan hebben omdat een DNB als monopolist met gereguleerde inkomsten minder kans loopt op verlies aan kredietwaardigheid. De gereguleerde activa-basis (RAB) bestaat uit de economische waarde van de gereguleerde materile vaste activa en wordt bepaald op basis van het technisch inventaris van een DNB. Eandis maakte 241,8 miljoen winst in 2009 [3]. Deze winst werd als dividend uitgekeerd aan de aandeelhouder van de zeven DNBs waarvoor Eandis als exploitant optreedt.

B. Vanaf het exploitatiejaar 2009III. BEPALEN TARIEVEN EN BILLIJKE WINSTMARGE Het bepalen van de tarieven gebeurt voor elektriciteit op basis van de wet van 29 april 1999 en het KB van 2 september 2008 en voor gas op basis van de wet van 12 april 1965 en het KB van 2 september 2008. Deze wetten en Koninklijke besluiten bepalen dat de distributietarieven gebaseerd moeten zijn op de rele kosten van de DNB en een billijke winstmarge om het genvesteerde kapitaal te vergoeden. Deze tarieven dienen goedgekeurd te worden door de bevoegde regulator, de CREG, alvorens ze van kracht zijn. De CREG heeft de vrijheid de tarieven te beoordelen binnen de principes die vastgelegd zijn in bovenvermelde wetten en Koninklijke besluiten. Vanaf het exploitatiejaar 2009 worden de distributietarieven voor 4 jaar goedgekeurd en vastgelegd. De DNBs leggen een tariefvoorstel en een budget voor de komende vier jaar neer bij de CREG. Het systeem waarbij de tarieven voor een langere termijn worden goedgekeurd heeft verschillende voordelen. Eandis verwoordt het in zijn jaarverslag van 2009 als volgt: Eandis heeft zich altijd een voorstander getoond van een systeem van meerjarentarieven voor het distributienetbeheer, omdat dit volgens haar de beste waarborg kon bieden voor prijsstabiliteit, voor een voldoende voorspelbaarheid in een belangrijk tariefelement en omdat dit de administratieve werklast kon verlichten in vergelijking met een systeem van jaartarieven of zelfs kwartaaltarieven. [3] Sinds het exploitatiejaar 2009 zijn de distributietarieven gereguleerd met meer incentives. De kosten van de DNB worden opgedeeld in controleerbare en oncontroleerbare kosten. De oncontroleerbare kosten worden gereguleerd zoals voor 2009. De controleerbare onkosten vallen onder het RPI-X mechanisme. Dit betekent dat deze kosten worden gendexeerd op basis van de leveranciersprijs (Retail Price Index). Als incentive om deze kosten te drukken legt de regulator een efficintiefactor X op zodat de controleerbare distributieonkosten met X percentpunten minder mogen

A. Tot aan het exploitatiejaar 2009Tot aan het exploitatiejaar 2009 moesten DNBs jaarlijks hun tariefvoorstel ter goedkeuring voorleggen aan de CREG. Indien de CREG het tariefvoorstel afkeurde, werden er voor een termijn van drie maanden voorlopige tarieven opgelegd door de CREG. De tariefbepaling gebeurde volgens het kostplus principe. Dit betekent dat de CREG toestond dat alle als redelijk beoordeelde kosten van de DNB werden

stijgen dan de leveranciersprijzen. De efficintiefactor word bepaald per KB. Naast de billijke winstmarge die op dezelfde manier wordt berekend als in het kost-plus systeem, kan de DNB zijn winst vergroten door zijn actuele onkosten beneden de gebudgetteerde onkosten te houden. Het nieuwe systeem laat ook toe om kapitaalwinsten bij te houden als een investeringsreserve dat later gebruikt kan worden als een bron van eigenfinanciering.

C. Theoretische principesHet bepalen van de distributietarieven en de billijke winstmarge gebeurt volgens een hybride schema. Het hybride schema vertrekt van het pure revenue cap principe maar leunt op bepaalde punten aan tegen het traditional rate of return principe. Het pure revenue cap principe betekent dat de tarieven worden vastgelegd voor een bepaalde termijn en dat de DNB daarna moet werken met deze vastgelegde tarieven. In het hybride schema dat gebruikt wordt in Belgi, wordt pure revenue cap enkel toegepast op de controleerbare onkosten van de DNB. Een pure revenue cap systeem houdt immers het risico in dat de DNB onderinvesteert of bespaart op noodzakelijke kosten om zo zijn winst te vergroten. Het traditional rate of return principe houdt in dat alle toekomstige onkosten van de DNB worden geschat en dat de tarieven worden vastgelegd zodat deze onkosten gedekt worden. Volgens dit principe heeft de DNB geen reden om te besparen op noodzakelijk onderhoud en investeringen, maar is er ook geen enkel incentive om te besparen op onnodige kosten. In het huidige hybride schema zitten enkele aspecten van het traditional rate of return principe. Zo vallen de oncontroleerbare kosten van de DNBs onder het traditional rate of return principe en mogen de DNBs een billijke winst maken om het genvesteerde kapitaal te vergoeden. Het huidige hybride schema gebruikt het revenu cap principe als basis omdat het een sterke incentive inhoudt voor de DNB om efficint om te springen met de toegekende middelen. Door aspecten van het traditional rate of return principe in te brengen, wordt een goed onderhoud van en voldoende investering in het distributienet gegarandeerd. IV. KWALITEIT De DNBs moeten aan volgende kwaliteitseisen voldoen [20]: continuteit van levering: de DNB dient de onderbreking van elektriciteits- of gaslevering tot het minimum te beperken. Er bestaan verschillende indexen die het aantal onderbrekingen en de duur van de onderbrekingen kwantificeren. Spannings- of drukkwaliteit: de DNB dient elektriciteit op een constante frequentie met een constant spanningsniveau af te leveren aan de afnemer, en gas op een constant drukniveau. commercile kwaliteit: de DNB dient beschikbaar te zijn voor klanten die zijn aangesloten op het distributienet en die klachten hebben, daarnaast moet de DNB zijn afnemers ook informeren over projecten zoals de slimme meters en rationeel energiegebruik.Fig. 6 Duur van ongeplande onderbrekingen in levering van elektriciteits in 6 verschillende landen [20]

De regulator moet toezien op de kwaliteit van de DNB en kan de tarieven koppelen aan de geleverde kwaliteit. In Belgi is de kwaliteit van distributie geen probleem. Figuur 6 toont aan dat Belgi zeer goed scoort op het vlak van de continuteit van levering. In Belgi is de kwaliteit van distributie een regionale bevoegdheid en bijgevolg is het de taak van de VREG om toe te zien op de kwaliteit van de distributie van gas en elektriciteit. DNBs moeten jaarlijks een verslag bezorgen aan de VREG waarin ze de kwaliteit van hun dienstverlening beschrijven. Dit rapport bevat volgende punten [21]: Profiel van het net: lengte van het net en het aantal afnemers Onbeschikbaarheidsindicatoren van de toegang tot het net Gegevens over de kwaliteit van de geleverde elektriciteit en gas: spanningsdips, harmonische spanningen, flikkering en korte onderbrekingen voor elektriciteit en druk en gaskwaliteit voor gas Gegevens over dienstverlening: aansluitingsaanvragen, klachten van klanten en andere diensten Gegevens over netverliezen Op basis van de rapporten van alle DNBs stelt de VREG een overzichtsrapport op voor de Vlaamse Minister van Energie en neemt ze maatregelen om de kwaliteit te verbeteren. Zo nam de VREG in het verleden initiatieven om de registratie van klachten te verbeteren [22]. Aangezien de VREG geen bevoegdheid heeft over de distributietarieven kan ze geen kwaliteitsincentive aan de distributietarieven koppelen. V. EUROPESE VERGELIJKING

A. Bepalen van de tarievenIn heel Europa maken regulatoren meer en meer gebruik van benchmarking om de tarieven te bepalen. Door de kostenstructuur van verschillende DNBs met elkaar te vergelijken kunnen ze bepalen welke efficint werken en deze als norm nemen. DNBs zijn niet zomaar met elkaar te vergelijken aangezien ze actief zijn in een verschillend gebieden onder een verschillende wetgeving. Benchmarking dient dus met zorg te gebeuren.

Figuur 7 geeft een overzicht van het type regulering en de gebruikte benchmarking methode in verschillende landen van de Europese Unie. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen twee types van tariefregulering; prijsregulering en kostenregulering. Bij kostenregulering legt de regulator tarieven op die de kosten van de DNB dekken en een billijke winstmarge of rate of return toelaten. Kostenregulering is gebaseerd op het traditional rate of return principe. Bij prijsregulering legt de regulator een bovengrens op aan de tarieven waarbinnen de DNB moet werken. Deze bovengrens kan gelinkt worden aan de indexering van de elektriciteitsprijzen verminderd met een efficintiefactor. Prijsregulering is gebaseerd op het pure revenue cap principe. Prijsregulering vormt een grotere incentive voor de DNB om kosten-efficint te opereren dan kostenregulering. Fig. 7 geeft op de verticale as verschillende benchmarking methodes weer in volgorde van toenemende benchmarking. Een negatieve y-cordinaat wijst erop dat benchmarking geen belangrijke rol speelt in het bepalen van de tarieven, een positieve cordinaat betekent dat benchmarking wel wordt meegenomen in de tariefbepaling. Data Envelopment Analysis (DEA) en Corrected Ordinary Least Square (COLS) zijn methodes die gebruikt kunnen worden om de efficintie van verschillende ondernemingen met elkaar te vergelijken. Uit Fig. 7 zijn volgende conclusies te trekken: In 2005 pasten 15 van de 26 landen (de 25 lidstaten van de EU anno 2005 en Noorwegen) benchmarking toe om hun tarieven te bepalen, hoofdzakelijk de oudste lidstaten van de Europese Unie pasten benchmarking toe. Er is een trend naar meer benchmarking en tariefregulering met meer incentives. Er blijkt een correlatie tussen benchmarking en incentive tariefregulering.

benchmarking. Sinds 2009 bepaalt de CREG de tarieven volgens het prijsmechanisme RPI-X. Belgi volgt de Europese trend naar een tariefregulering met meer incentives benchmarking. Belgi bevindt zich vandaag dus ongeveer waar het Verenigd Koninkrijk zich in 2005 bevond.

B. Termijn tariefbepalingFiguur 8 geeft voor verschillende Europese landen de termijn waarvoor distributietarieven worden bepaald anno 2005. Vanaf 2009 gelden de distributietarieven in Belgi voor een termijn van 4 jaar. De CREG volgt hiermee de Europese trend naar langere reguleringsperiodes.

C. TarievenHet is niet mogelijk om eenvoudigweg de distributietarieven binnen Europa te vergelijken in waarde. Dit is omdat de tariefstructuur voor distributie van land tot land (en voor verschillende soorten gebruikers) verschilt en anders wordt berekend. Daarom worden hier de onderlinge verschillen tussen de landen beknopt bekeken. De verschillen tussen landen situeren zich allereerst al op de eerder uitgelegde theoretische implementatiekeuze van gemiddelde-of marginalekostengebaseerde tarieven. In Groot Brittani heeft men een systeem gebaseerd op LRMC [24]. In Ierland heeft men daartegenover zijn systeem bijvoorbeeld gebaseerd op een AC principe [25]. Ten tweede is een verschilpunt de concrete doorrekening van de verschillende kostencomponenten naar de klanten. Dit laatste kan namelijk per eenheid energie worden doorgerekend, maar evenwel op basis van het verbruiksprofiel of meer bepaald het maximumkwartiervermogen op jaarbasis. Beide zijn logische keuzes aangezien zowel de netcapaciteit nodig om de pieken te dekken als de totale geconsumeerde energie bijdragen tot de netkosten. Wanneer men kiest voor een vermogengebaseerde kost kan men bovendien nog rekening houden met het moment van piekgebruik van de individuele klant t.o.v. de totale piek. Dit doet men dan door correctiefactoren in te voeren [10]. Dit laatste systeem wordt bijvoorbeeld in Duitsland gebruikt om de kosten te alloceren naar de verschillende spanningsniveaus en zo verder tot de verschillende gebruikers. Voorts heeft men ook nog periodische kosten zoals metercontroles. Dit alles maakt dat er in de verschillende landen verschillende oplossingen gekozen

Fig. 7 Type regulering en benchmarking methode toegepast door Europese regulators in 2005 (de blauwe landen zijn de oude lidstaten, de stippellijnen geven de situatie in 2000 weer en de rode landen zijn de nieuwe lidstaten) [23]

Fig. 8 Lengte van de gereguleerde periode van de distributietarieven in 2005

Fig. geeft voor Belgi een evolutie van kostenregulering zonder benchmarking naar kostenregulering met

werden om deze kostencomponenten door te rekenen in de distributietarieven. Dit geldt uiteraard weer niet voor de huishoudelijke klanten. Ook de connectietarieven verschillen sterk van land tot land. Hier kan men shallow connection tariffs of deep connection tariffs onderscheiden. Shallow staat hierbij voor oppervlakkig, men rekent m.a.w. enkel de connectiekosten aan die gemaakt zijn om de fysische verbinding te maken. Als men voor deep kiest, rekent men ook de netverstevigingskosten aan die nodig zijn om congestie te voorkomen. Het is dus zeer de vraag in hoeverre men de kosten van een bijkomende klant aan het netwerk wil doorrekenen aan de klant in kwestie. Zeker is dat ze ergens doorgerekend moeten worden. Of iedereen draagt er een beetje tot bij, of de klant in kwestie betaalt het. Een voorbeeld van deep connection tariffs is Oostenrijk, n van shallow connection tariffs is Frankrijk [26]. Nog een verschilpunt is dat sommige landen (waaronder Oostenrijk bijvoorbeeld) gebruik maken van time-of-use pricing. Hier is hoegenaamd geen sprake van slimme meters, het gaat hier over een apart winter en zomertarief. Uiteraard zijn er nog vele andere verschillen tussen de verschillende landen in de kostencomponenten van de distributiekosten, maar verdere vergelijking valt niet in het bestek van dit werk. De auteurs menen echter hier al enkele belangrijke verschilpunten opgelijst te hebben. VI. ACTUELE DISCUSSIEPUNTEN De distributietarieven zijn het onderwerp van actuele discussies. In deze paragraaf worden enkele twistpunten kort toegelicht. De auteurs beperken zich tot het aankaarten van het probleem zonder mogelijke oplossingen aan te reiken. Moeten distributietarieven een regionale bevoegdheid worden? In de discussie over de hervorming van de Belgische staat ontspringt ook de energiesector de dans niet. De discussie focust zich onder meer op de distributietarieven. Het bepalen van de tarieven voor distributie van gas en elektriciteit is een federale bevoegdheid. Daarnaast vallen alle andere taken van de DNB onder de gewestelijke bevoegdheden; kwaliteitsvolle distributie, sociaal energiebeleid, stimuleren rationeel energiegebruik en hernieuwbaar energiebeleid. Deze huidige bevoegdheidsverdeling heeft volgende nadelen; Aangezien de VREG de werking van de Vlaamse DNBs reguleert is de VREG het beste geplaatst om de distributietarieven vast te leggen. Doordat het vastleggen van de distributietarieven een bevoegdheid van de CREG is, verliest de VREG een sterk incentive-mechanisme om de DNB zijn plichten te laten nakomen. Het huidig systeem heeft echter ook voordelen; De CREG bepaalt als federale regulator de tarieven van meerdere DNBs. Zo kan de CREG de kostenstructuur van de verschillende DNBs vergelijken en de best presterende DNB als norm nemen. De verschillende energieregulatoren in Belgi overleggen in het FORBEG (Forum voor Belgische Regulatoren). Op dit forum overleggen de regulatoren op vrijwillige basis over onder andere de 1.

distributietarieven. Zo kunnen de visies van de verschillende regulatoren gelijkgesteld worden. De huidige bevoegdheidsverdeling omtrent het reguleren van de DNB is complex. Dit wordt ook aangeklaagd door het IEA in zijn doorlichting van de Belgische elektriciteitssector [27]. Het veranderen van de huidige bevoegdheidsverdeling is een politieke beslissing waarin een belangrijke adviserende rol is weggelegd voor de regulatoren. Is het effect van GSC en WKC op de distributietarieven te verantwoorden? Het Vlaams energiedecreet verplicht de DNB tot aankoop en wederverkoop van GSC en WKC zoals beschreven in paragraaf II.E.4. Doordat de verplichte minimumprijs van de certificaten boven de marktprijs ligt, is deze verplichting voor de DNB een grote meerkost. Het Vlaamse systeem leidt dus tot een sterke stijging van de distributietarieven. Deze regeling wekt veel protest op bij de publieke opinie aangezien de distributietarieven voor alle consumenten stijgen terwijl slechts enkelen genieten van de hoge prijzen van GSC en WKC. Sommige waarnemers opteren voor het Waalse systeem, waar het opkopen van certificaten tot de verplichting van de leveranciers behoort. Hierdoor wordt de meerkost van de certificaten overgelaten aan een concurrentiele markt, maar wordt de allocatie van de steun voor hernieuwbare energie minder transparant. Naast de organisatie van de opkoop en verkoop van GSC en WKC, is ook de prijs van deze certificaten punt van discussie. De huidige minimumprijzen zijn gebaseerd op berekeningen van het VITO en liggen voor lange termijn vast. Deze werkwijze wordt bekritiseerd door professor Aviel Verbruggen [28]. Professor Verbruggen pleit voor het Duitse systeem waarbij de minimumprijs voor certificaten jaarlijks wordt bepaald op een transparante manier zodat de investering in een hernieuwbare energie-installatie over de levenstermijn van de installatie rendabel wordt. Oneerlijke verdeling van de distributietarieven voor elektriciteit? De huidige verdeling van de distributietarieven over de verschillende klanten gebeurt voor huishoudelijke afnemers op basis van de afgenomen energie van het distributienet. Deze methode is echter niet meer accuraat in een energielandschap met gedistribueerde energieopwekking aangesloten op het distributienet. Deze installaties vergroten de uitbatingskost van het net maar tegelijkertijd betalen de eigenaars van de installaties minder distributietarieven omdat ze minder elektriciteit afnemen van het net en hun elektriciteitsmeter zelfs terugdraait als hun installatie meer produceert dan de eigenaar op dat ogenblik consumeert. De huidige regeling kan verbeterd worden door twee tariefmeters te installeren 1 tariefmeter voor de afgenomen energie en 1 tariefmeter voor de afgegeven energie. In de toekomst kunnen deze 2 tariefmeters vervangen worden door een slimme meter. Een alternatief bestaat erin de kosten van de DNB te verdelen in energie-gerelateerde kosten en vermogen-gerelateerde kosten. Zo kunnen de distributietarieven verdeeld worden op basis van afgenomen energie en aangesloten vermogen. 3. 2.

Leidt onderzoek naar slimme netten tot verhoogde distributietarieven? De gehele elektriciteitsmarkt ondergaat vandaag een grote transitie; De productie gebeurt niet langer enkel gecentraliseerd en met conventionele energiebronnen, de eisen aan transmissie- en distributienetten worden steeds groter en de leveranciers opereren in een vrije markt. Het einddoel van deze transitie is voor niemand bekend, maar er heerst grote consensus dat slimme elektriciteitsnetten een onmisbare schakel zijn in het nieuwe energielandschap. Het onderzoek naar slimme netten en zijn toepassingen kost veel geld. Een deel van dit onderzoek wordt gedaan door de distributienetbeheerder. De kosten van deze projecten worden doorgerekend in de distributietarieven. In de toekomst is er een belangrijke rol weggelegd voor de regulator om het onderzoek naar slimme netten te stimuleren en te bepalen welke tariefverhogingen dit met zich mag meebrengen. Het gevaar bestaat dat net zoals bij het beleid rond hernieuwbare energie, de distributietarieven voor iedereen stijgen terwijl slecht een beperkt aantal klanten voordeel heeft bij slimme netten. VII. BESLUIT Distributietarieven bedragen in Vlaanderen 25 tot 40 % van de totale consumentenprijs voor elektriciteit of gas. Het bepalen van de distributietarieven heeft dus een grote invloed op de energiefactuur van de consument. De tarieven worden vastgelegd door de CREG. De overige verplichtingen van de DNB vallen onder de bevoegdheid van de VREG. Wanneer men de distributietarieven ontbindt in de verschillende kostencomponenten valt meteen de component op die men onder een ruimere noemer ODV samenvat. Deze kostencomponent maakt o.w.v. legislatieve redenen en groeiend succes van bepaalde subsidieregelingen een steeds groter deel uit van de distributietarieven. De regulator legt de distributietarieven vast op een concurrentieel niveau. Hierbij wordt gebruik gemaakt van een hybride methode die enerzijds een incentive regulering oplegt om de controleerbare kosten te bepalen en anderzijds een kostengebaseerde methode om de niet controleerbare kosten en de winstmarge van de DNB te bepalen. Zo drukt de regulator de kosten van de DNB zonder dat daarbij de goede uitbating van het distributienet in gedrang komt. De CREG legt sinds 2009 de distributietarieven vast voor periodes van vier jaar. De regulator maakt hiervoor gebruik van het RPI-X principe om de controleerbare kosten van de DNB in rekening te brengen en van het kost-plus principe om de oncontroleerbare kosten en de winstmarge van de DNB te bepalen. De CREG volgt de Europese trends inzake distributietarieven door te evolueren naar langere reguleringsperiodes, meer gebruik van benchmarking en meer incentives voor de DNB. De distributietarieven in Europa zijn echter moeilijk met elkaar te vergelijken omdat de manier van tariefbepaling erg verschilt van land tot land. De distributietarieven vormen het onderwerp van enkele actuele discussies. Er wordt gediscussieerd over welke regulator de distributietarieven best reguleert, hoe hoog deze tarieven mogen zijn en hoe ze verdeeld moeten worden over de gebruikers. Aangezien het distributietarief n van de

4.

grootste componenten van elektriciteits- en gasfactuur is, belangt de uitkomst van deze discussies niet enkel de regulatoren en de DNBs, maar ook de consument. REFERENTIES[1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] Wet betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, 24 april 1999, Hoofstuk 1, Art 2 , 12 , Wet betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, 24 april 1999, Hoofstuk 3, Art 8 , 1 Eandis, Activiteitenverslag 2009 - jaarverslag 7e boekjaar CREG, Tarieven en parameters, distributietarieven, 24 mei 2011 Infrax, PBE kiest resoluut voor Infrax, 22 juni 2010 www.infrax.be/nl/over-infrax/Nieuws/2010/20100622-PBE-kiest-Infrax CREG, Studie over de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen, 21 oktober 2010 Decreet houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid [citeeropschrift: "het Energiedecreet"], Art 4.1.1, 08 mei 2009 Decreet houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid [citeeropschrift: "het Energiedecreet"], Art 4.1.3 , 08 mei 2009 VREG, voorwaarden om aangewezen te worden als netbeheerder www.vreg.be/voorwaarden-om-aangewezen-te-worden-als-netbeheerder K. Keller, Allocation Cost & Methods for Distribution and Supply,Tariff/Pricing Committee Meeting, 14 april 2005 K. Petrov, G. Danil, Electricity Pricing, Training on regulation, webinar 8 CREG, Studie over de componenten van de elektriciteits- en aardgasprijzen, 7 januari 2010 G. Camps, Tarieven voor de distributie van elektriciteit, persconferentie, 23 mei 2003 CREG, Studie over de distributienettarieven van de aardgasdistributienetbeheerders toegepast tijdens het exploitatiejaar 2007, 20 maart 2008. Eandis, Impact maatschappelijke rol van Eandis op nettarieven, Eandis Nieuwsbrief, 31 maart 2011 Besluit van de Vlaamse Regering houdende algemene bepalingen over het energiebeleid [citeeropschrift "het Energiebesluit van 19 november 2010"] PSE, Gratis stroom is een mislukking, De Standaard, 22 oktober 2007 VREG, Openbare dienstverplichtingen http://www.vreg.be/openbaredienstverplichtingen CREG, Richtlijnen met betrekking tot de billijke winstmarge toepasselijk op de transmissie- en de distributienetbeheerders van het elektriciteit actief op het Belgische grondgebied, 18 juni 2003 CEER , 4th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply, 2008 VREG, Beslissing met betrekking tot de vaststelling van het rapporteringsmodel, 19 februari 2003 VREG, Rapport met betrekking to de kwaliteit van de dienstverlening van de aardgasnetbeheerders in het Vlaamse gewest in 2009, 18 mei 2010 M. Plagnet, Use of benchmarking in Europe in the electricity distribution sector, EDF R&D, 2007 K. Petrov, K. Keller, Networking Pricing Models in Europe - From Normative Principles to Practical Issues, 2010 CER, Electricity Tariff Structure Review: Alternative Tariff Structures, hoofdstuk 2.2, 1 juli 2004 ETSO, Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2006, juni 2007. IEA, Energy Policies of IEA Countries Belgium 2009 Review, 2011 A. Verbruggen, Groen Vlaams beleid voor Vlaamse groene stroom, 19 april 2011

[15] [16]

[17] [18] [19]

[20] [21] [22]

[23] [24] [25] [26] [27] [28]