Beleids- platform 23 mei 2016. Agenda (I) Inleiding Nieuwe tariefmethodologie en tariefstructuur Opstart overleg rond wijziging toegangscontracten (Vervolg)advies.

Presentatie over: "Beleids- platform 23 mei 2016. Agenda (I) Inleiding Nieuwe tariefmethodologie en tariefstructuur Opstart overleg rond wijziging toegangscontracten (Vervolg)advies."— Transcript van de presentatie:

1 Beleids- platform 23 mei 2016

2 Agenda (I) Inleiding Nieuwe tariefmethodologie en tariefstructuur Opstart overleg rond wijziging toegangscontracten (Vervolg)advies flexibiliteit Herziening technische reglementen Europese netwerkcodes Elektrische voertuigen: meldingsplicht laadpalen

3 Agenda (II) Opmaak advies rond data-uitwisseling in de elektriciteits- en aardgasmarkt Noodleveranciersregeling Marktrapport en Certificatenmarktrapport: belangrijkste conclusies uit de meest recente rapporten Toekomst van de Groencheck Rondvraag: evaluatie nieuwe aanpak beleidsplatform?

4 Nieuwe tariefmethodologie en tariefstructuur VREG | uw gids op de energiemarkt

5 Tariefmethodologie 2017-2020 Procedure en richtsnoeren vastgelegd bij Decreet Ontwerp tot stand gekomen na gestructureerd, gedocumenteerd en transparant overleg met de DNB’s Alle documenten beschikbaar op website http://www.vreg.be/nl/document/cons-2016-04 Consultatie van 4 mei tot en met 28 juni 2016 Beslissing na verwerking van de schriftelijke reacties (planning: augustus - september 2016) Op basis van methodologie zullen DNB’s dan tariefvoorstellen indienen

6 Indeling van ontwerp van Tariefmethodologie 2017-2020 Hoofddocument Economische regulering van distributienetbedrijven Onderscheid endogene en exogene kosten Berekeningswijze van het toegelaten inkomen Opmaak van het tariefvoorstel met tariefstructuur Boekhoudkundige regels, rapporteringen en timing Aanpak bij fusies of splitsingen van distributienetbeheerders

7 Indeling van ontwerp van Tariefmethodologie 2017-2020 Bijlage 1 invul- en auditinstructies m.b.t. de rapporteringen Bijlage 2 kapitaalkostenvergoeding (o.a. wacc) Bijlage 3 verdeelsleutels voor de gewestgrensoverschrijdende DNB’s Bijlage 4 rapporteringsmodel DNB voor exogene kosten Bijlage 5 en 6 rapporteringsmodel DNB voor endogene kosten en bij te voegen toelichting

8 Indeling van ontwerp van Tariefmethodologie 2017-2020 Bijlage 7 en 8 tariefvoorstel DNB en bij te voegen toelichting Bijlage 9 rapporteringsmodel DNB m.b.t. saldo vennootschapsbelasting Bijlage 10, 10A, 10B en 10C prikkel m.b.t. kwaliteit van dienstverlening (rapporteringen, audit) Bijlage 11 Rekenbladen VREG

9 Enkele wijzigingen t.o.v. Tariefmethodologie 2015-2016 Lengte reguleringsperiode Introductie prikkel voor de kwaliteit van dienstverlening Snelheid afbouw van nieuwe tarifaire saldi vast Uniforme verdeelsleutels voor exogene kosten Maximumtarieven op tariefbladen kunnen mee opwaarts evolueren Meet- en teltarief zonder afschrijvingskosten en ook voor productieteller DNB Voorschotten voor DNB op inkomen mogelijk Update van de kapitaalkosten eigen- en vreemd vermogen (The Brattle Group)

10 Tariefstructuur Ontwerp methodologie gaat uit van behoud huidige Tariefstructuur VREG wil maatschappelijk debat over grondige structuurhervorming Capaciteitstarief vs. verbruikstarief Studie objectiveerbare regionale verschillen Implementatie berichtenverkeer Invoering slimme meters? Invoering nieuwe tariefstructuur ten vroegste vanaf 2019

11 Tariefstructuur Huidige tariefstructuur = afnamebasis (voor LS) Netkosten + niet-netkosten (ODV, heffingen, etc.) Netkosten zijn niet gecorreleerd aan afname of verbruik Netto-afname ≠ bruto-afname (bi-directionele meter prosumenten) Netkosten: Nieuwe tariefstructuur = capaciteitsbasis = kostenreflectief Laagspanning : capaciteitsschijf (kVA) Middenspanning : capaciteit (kVA) + gemeten maandpiek (kW) Niet-netkosten: Volgens regeerakkoord moet DNB-tarief naar zuiver nettarief evolueren Op vandaag zitten ODV-kosten evenwel nog steeds in tarieven

12 Tariefstructuur Timing nieuwe tariefstructuur Publicatie consultatie: midden juni 2016 Infosessie consultatie:27 juni 2016 Einde consultatie:30 september 2016 Consultatieverslag:midden november 2016 Consultatie tariefstructuur Basisprincipes tariefstructuur Simulaties kosten per type afnemer Mogelijke impact

13 Herziening Toegangscontracten VREG | uw gids op de energiemarkt

14 Algemeen Toegangscontract: Contract dat de verhoudingen tussen de toegangshouder (en zijn evenwichtsverantwoordelijke) en de netbeheerder regelt m.b.t. de toegang tot het distributienet Elke energieleverancier moet contract afsluiten met de netbeheerder(s) van het gebied waar hij wil leveren Aardgas enerzijds, elektriciteit anderzijds Modelcontract, uniform voor gans Vlaanderen Onderworpen aan de goedkeuring van de regulator

15 Algemeen Herzieningsronde Dringend nood aan herziening Huidige Toegangscontracten moesten snel in werking treden omwille van de wettelijke context Aantal fundamentele discussies zijn daarom uitgesteld Doelstelling herzieningsronde: Inwerkingtreding gedragen en evenwichtige gewijzigde Toegangscontracten op 1 januari 2018

16 Vastleggen procedureel en inhoudelijk kader Inhoudelijk Bepalen agenda Brief aan toegangshouders met voorstel van agenda VREG en distributienetbeheerders: vraag naar reacties en suggesties toegangshouders (tot uiterlijk 23 mei 2016) Bepaling definitieve agenda Eens agenda vastligt, in principe geen wijzigingen meer, tenzij indien ernstige redenen Geen consensus over agenda, dan beslissing VREG

17 Vastleggen procedureel en inhoudelijk kader Procedureel (I) Strategische stuurgroep ‘Toegangscontract’ Eerste stuurgroep: bepalen agenda, trajecten en prioriteiten, oprichting werkgroepen (zie verder) Latere stuurgroepen: vnl. bespreking en oplevering van tekstvoorstellen, die ter consulatie zullen worden voorgelegd Werkbare en beperkte samenstelling met evenwichtige samenstelling vertegenwoordigers van stakeholdergroepen: toegangshouders, distributienetbeheerders en VREG Uitbreiding stakeholdersamenstelling of ander forum bij uitzondering mogelijk voor bepaalde agendapunten (bijvoorbeeld: discussie over afnemer als toegangshouder Oproep naar vertegenwoordiging toegangshouders niet-febeg

18 Vastleggen procedureel en inhoudelijk kader Procedureel (II) Werkgroepen Indien noodzakelijk, oprichting thematische werkgroepen of neerlegging opdracht binnen bestaande fora Opgericht en aangestuurd door strategische stuurgroep Voorbereidend werk, formuleren van voorstellen naar strategische stuurgroep Samengesteld uit vertegenwoordigers van de stakeholdergroepen die ter zake een bijzondere expertise hebben opgebouwd

19 Vastleggen procedureel en inhoudelijk kader Praktisch Strategische stuurgroep ‘Toegangscontract’ 1e stuurgroep 1/06 in de kantoren Infrax – Zenith gebouw Brussel Samenstelling van de stuurgroep Voorzitterschap DNB 3 DNB afgevaardigden VREG afgevaardigden 3 febeg afgevaardigden 3 niet-febeg afgevaardigden Afkloppen agenda - basis = brief aan toegangshouders VREG + analyse reacties en suggesties toegangshouders (tegen 23/05) Prioritering van agendapunten Mogelijkheid tot oprichten van werkgroepen

20 Voorstel gewijzigde Toegangscontracten Consultatie Voorstel gewijzigde Toegangscontracten wordt voorgelegd aan alle belanghebbenden Distributienetbeheerders verwerken resultaten consultatie Goedkeuring VREG VREG becommentarieert voorstel, stuurt bij waar nodig en keurt finaal de wijzigingen goed Bekrachtiging raden van bestuur distributienetbeheerders Kennisgevings- / Ondertekeningsronde Inwerkingtreding : 1 januari 2018 Uitzondering: eventuele vergoeding incasso en/of systeemkosten: 1 januari 2017

21 - Draft teksten - 3e strat. stuurgroep - Publ. consultatie - 4e strat. stuurgroep - Validatietraject - Goedkeuring VREG en RvB (21 sept) - Kennisgevings- / Ondertekeningsronde - Overleg stakeholders - 1 e strategische stuurgroep (1 juni) - Start werkgroepen - Draftteksten over ≠ agendapunten - 2 e strategische stuurgroep - Apart traject punten met deadline 2017 Tot april Draft, prevalidatie, consultatie, goedkeuring

22 Flexibiliteit VREG | uw gids op de energiemarkt

23 SvZ flexibiliteit (1/4) Herhaling: opsplitsing advies flexibiliteit in 2 delen: Deel A: Algemeen kader (excl. LS) Definitie & nieuwe rollen Aanpassingen marktmodel voor facilitatie flexibiliteit Rol van de netbeheerder: Neutrale databeheerder Bewaken operationele veiligheid Systeem- (of ondersteunende) diensten OD Regels Deel B: Technische flexibiliteit voor decentrale productie-eenheden: Aansluiting met Flexibele Toegang (AmFT)

24 SvZ flexibiliteit (2/4) Deel A: gepubliceerd: Beschikbaar op website van de VREG (ADV-2016-01) Feedback steeds welkom Implementatie advies: Wetgevend initiatief verwacht Processen en detaillering zoveel als mogelijk meegenomen in herziening TRDE OD Regels: eerste versie verwacht in 2017 Aansluitings- en toegangscontract aan te passen in volgende herzieningen 2017/2018 Rol databeheerder: link met advies databeheer

25 SvZ flexibiliteit (3/4) * Alle stakeholders die feedback gaven op het eerste voorstel werden gecontacteerd voor feedback op het nieuwe voorstel (o.a. Eandis/Infrax, Elia, Febeg, Cogen, ODE, Febeliec, ….) Deel B: aangepast voorstel: Initieel voorstel AmFT (sep 2015) sterk aangepast door ontvangen opmerkingen Aangepast voorstel onder vorm van presentatie met principes voor 1° feedback rondgestuurd naar stakeholders * Feedback stakeholders verwerkt in het bestek voor de simulatiestudie: Directe aanpassing principes Meegenomen als alternatief in scenario in de simulatiestudie Open discussiepunten voor finaal advies, maar geen invloed op simulatiestudie Sub-onderwerpen verder uit te zoeken

26 SvZ flexibiliteit (4/4) Deel B: planning vervolgadvies Organisatie aanbesteding voor de simulatiestudie: Onderhandelingsprocedure zonder bekendmaking Marktverkenning : 8 partijen zijn geïnteresseerd Q2 2016: Bestek, offerte aanvraag, offerte-indiening & selectie leverancier Uitvoeren simulatiestudie : Q3 2016 (zie volgende slide): Tussentijdse rapportering(en) op beleidsplatform Finaal advies: najaar 2016

27 Midden- en hoogspanningselektriciteitsdistributienet + het plaatselijk vervoernet van elektriciteit in Vlaanderen Congestieproblemen die veroorzaakt worden door alle netbeheerders (incl. transmissienet!): Principe: beheerder kritische element die problemen veroorzaakt, betaalt. Hernieuwbare EnergieBronnen (HEB) en kwalitatieve warmtekrachtkoppelingsinstallaties (WKK) Simulatiestudie: scope

28 Aftoetsing van voorstel nieuwe regelgeving met best practices buurlanden (vb. Duitsland) Simulaties van een aantal scenario’s om de impact van kosten en verdeling van de kosten te bekijken voor de maatschappij: Impact indien voorstel van nieuwe regelgeving wordt ingevoerd (aantal varianten op regelgeving) versus behoud van bestaande regelgeving Indien de penetratiegraad HEB sterk zou stijgen Optimalisatie voor bepalen van o.a. financiële limiet om redelijkheid/onredelijkheid van investeringsprojecten te bepalen voor het bereiken van een bepaald doel Kwalitatieve analyse link tussen technische flexibiliteit met andere vormen van flexibiliteit voor congestiebeheer (demand response,…) Benchmarking Aanbevelingen Simulatiestudie: opdracht

29 Doel: Bereiken HEB-doelstellingen aan laagst mogelijke maatschappelijke kost* Simulatiestudie: doelfunctie * Indien alle andere externe factoren gelijk blijven Extreem: 100% vaste aansluitingen: Investeringskosten door netbeheerder in klassiek model Dikke kabels Geen compensatie voor modulatie Extreem: 100% flexibele aansluitingen Investeringskosten door netbeheerder in “slimme netten” model Zeer dunne kabels Veel compensatie voor modulatie Probleemstelling: Welke combinatie van waarden van de parameters is de beste om doel te bereiken?

30 Kennisname voorgesteld kader Aansluiting met Flexibele Toegang Voorstellen verbeteringen principes Benchmark met andere regio’s en landen Samenwerking met netbeheerders/producenten voor verzamelen data Verfijning scenario’s en bepaling assumpties Aftoetsing correctheid scenario’s + eventuele verfijning Bepalen correctheid nodige assumpties + eventuele verfijning/aanvulling Vastleggen assumpties Simulatieberekeningen, berekenen doelfunctie en sensitiviteitsanalyse Globale aanbeveling Kwalitatieve aanbeveling voor demand response in congestiebeheer Simulatiestudie: taken

31 Herziening technische reglementen VREG | uw gids op de energiemarkt

32 Herziening Technische Reglementen Aanleiding MIG 6, MIG TPDA, Slimme meters, Flexibiliteit, Europese netwerkcodes, Varia Nieuwe structuur TR Aanpak Tijdslijn Eerste stap in tijdslijn: 1 ste consultatie

33 Herziening Technische Reglementen Aanleiding Nieuwe structuur TR Aanpak Tijdslijn Eerste stap in tijdslijn: 1 ste consultatie

34 Nieuwe structuur TR (1/3) Huidige structuurNieuwe structuur Deel I. Algemene bepalingen Deel II. PlanningscodeDeel II. Netcode Deel III. AansluitingscodeDeel III. Meetcode Deel IV. ToegangscodeDeel IV. Marktcode Deel V. MeetcodeDeel V. Samenwerkingscode Deel VI. SamenwerkingscodeDeel VI. Gesloten distributienetten

35 Nieuwe structuur TR (2/3) Deel II. Netcode Wat? Voorschriften DNB en DNG op vlak van: Functioneren netten ~ huidige planningscode Aansluiten DNG ~ huidige aansluitingscode Distributie van elek/gas ~ deel van toegangscode Structuur netcode: hoofdstukken Planning Aansluiting (incl. toegankelijkheid DNB installaties) Nettoegang (technische aspecten toegang…) Congestie Flexibiliteit (technische aspecten) …

36 Nieuwe structuur TR (3/3) Deel IV. Marktcode Wat? Voorwaarden en plichten toegang tot/leveren op energiemarkt Bepalingen inzake registreren en uitwisselen van informatie in kader van marktprocessen (via berichtenverkeer) Structuur marktcode: hoofdstukken Registratie gegevens Markttoegang Marktfacilitatie wijziging op toegangspunt meetgegevens: uitlezen, verwerken en ter beschikking stellen allocatie en reconciliatie Aanvullende marktprocessen voor datatoegang derden Mogelijke aanvullende marktprocessen voor flexibiliteit

37 Herziening Technische Reglementen Aanleiding Nieuwe structuur TR Aanpak Tijdslijn Eerste stap in tijdslijn: 1 ste consultatie

38 Aanpak herziening (1/3) Art. 4.2.1 Energiedecreet Totstandkoming tekst oud Stakeholdersoverleg De VREG stelt, na voorafgaandelijk stakeholdersoverleg, een technisch reglement op. nieuw stakeholdersoverleg ontwerp technisch reglement consultatie De VREG stelt, na voorafgaandelijk stakeholdersoverleg, een ontwerp van technisch reglement op […]. Dit ontwerp van reglement wordt vervolgens ter consultatie aan de marktpartijen voorgelegd.

39 Aanpak herziening (2/3) Art. 4.2.1 Energiedecreet (vervolg) Na totstandkoming: vervolgtraject VREG keurt TR goed goedkeuring Vlaamse Regering niet-goedkeuring  VREG: nodige aanpassingen inwerkingtreding na bekendmaking in Belgisch Staatsblad (vertaling…)

40 Aanpak herziening (3/3) Transparantie Inlichten stand van zaken (nieuwsbrief, beleidsplatform) Ter beschikking stellen werkdocumenten (vb. consultatieverslagen) Inspraak Belanghebbenden regelmatig feedback vragen en geven Beleidsniveau tussentijds updaten (cfr. goedkeuring) Timing halen MIG 6 go live januari 2018 (absolute deadline) Rekening houden met traject na goedkeuring VREG goedkeuring VR, vertaling, publicatie, inwerkingtreding 6 maanden?

41 Herziening Technische Reglementen Aanleiding Nieuwe structuur TR Aanpak Tijdslijn Eerste stap in tijdslijn: 1 ste consultatie

42 Tijdslijn Milestones 30/09/2016: 1 ste tekstvoorstel 15/03/2017: 2 de tekstvoorstel 01/06/2017: goedkeuring VREG nieuw TRDE en TRDG 01/01/2018: nieuw TRDE en TRDG in werking 3 consultatiemomenten 1 ste consultatie (structuur en aanpak) 14 jan – 11 mrt 2016 Milestone 1: 30/09/2016: 1 ste tekstvoorstel 2 de consultatie (inhoud) 1 okt – 31 dec 2016 Milestone 2: 15/03/2017: 2 de tekstvoorstel 3 de consultatie (inhoud) 15 mrt – 30 apr 2017 Milestone 3: 01/06/2017: finale tekst

43 Herziening Technische Reglementen Aanleiding Nieuwe structuur TR Aanpak Tijdslijn Eerste stap in tijdslijn: 1 ste consultatie

44 Eerste consultatie (1/5) Doel Aftoetsen reikwijdte van de herziening (zie: “aanleiding”) Aftoetsen voorstel nieuwe structuur Aftoetsen voorstel van aanpak (transparantie en inspraak) Consultatiedocument www.vreg.be› Documentendatabase› CONS-2016-01Documentendatabase Consultatie: 14 januari - 11 maart Consultatieverslag van 24 mei  daarna op website

45 Eerste consultatie (2/5) Opmerkingen van: Elia, FEBEG, Febeliec en Synergrid Reikwijdte herziening niet te proactief: eerst hogere regelgeving, dan TRD terecht: netwerkcodes: aparte herziening (TRPV en TRDE idealiter zoveel mogelijk parallel) Slimme meters: nog onduidelijkheid TPDA (datatoegang derden): idem Alles waarover geen duidelijkheid in deze fase (opstellen 1 ste tekstvoorstel TRD), wordt niet meegenomen Conclusie: vooral MIG6 – nieuwe structuur

46 Eerste consultatie (3/5) Nieuwe structuur TRD Positieve reacties, doortrekken naar TRPV ook verwelkomd Voorstellen andere structuur door netbeheerders VREG: meetcode: meetinrichtingen = beperkt, technisch gebruik gegevens (= zodra gegevens meetinrichting verlaten): marktcode DNB’s: meetcode: technisch luik en marktluik Technisch: meetinrichting + gebruik data voor netbeheerdoeleinden Markt: meetgegevens voor marktdoeleinden (i.d. verstuurd nr Atrias) Dus: Meetcode erg ruim

47 Eerste consultatie (4/5) Moeilijke discussie / beslissing te nemen Meest transparante gekozen: slechts kleine aanpassing: gebruik meetgegevens voor loutere netbeheerdoeleinden (vb. voor opvolging spanningskwaliteit): netcode ipv marktcode

48 Eerste consultatie (5/5) Aanpak andere timing voor proces voor de implementatie van de netwerkcodes OK (zie eerdere slide) aanpak traject inzake onderwerpen die voorwerp van herziening TRD uitmaken zoals MIG. Wijze van totstandkoming MIG en samenstelling overlegstructuur: voorgeschreven door TRD, dus relevante opmerking in kader van ontwerptekst TRD (volgende fase) Betrokken belanghebbenden Marktpartijen én eindverbruikers  Uiteraard Code gesloten distributienetten: GDN-beheerders  Uiteraard Wijze van aankondiging consultatie: niet nieuwsbrief bedrijven? Consultatierichtlijnen VREG: inderdaad: alle nieuwsbrieven

49 Europese netwerkcodes VREG | uw gids op de energiemarkt

50 Wat zijn netwerkcodes? Set van Europese verordeningen om de Europese interne energiemarkt te bevorderen Focus op de werking van transmissienet en TNB’s, maar ook impact op het plaatselijk vervoernet en, in mindere mate, het distributienet 8 codes in verschillende stadia van ontwikkeling: Connection codes: vereisten voor de aansluiting Operational codes: gemeenschappelijke regels voor het beheer van het elektriciteitsnet Market codes: marktregels die de werking van de verschillende elektriciteitsmarkten vastleggen

51 Overzicht netwerkcodes(*/**) Netwerk codeTypeStatusInwerking- treding Implementatie deadline Requirements for Generators (RfG) Connection (Vereisten voor de aansluiting van productie-eenheden) Gepubliceerd17 Mei 201617 mei 2019 Demand Connection Code (DCC) Connection (Vereisten voor de aansluiting van afnemers) Goedgekeurd door lidstaten (Comitologie) Augustus 2016 (Schatting) Inwerking- treding + 3 jaar System Operation (SO) Operational (Regels voor de exploitatie van het elektriciteitsnet) Goedgekeurd door lidstaten (Comitologie) November 2016 (Schatting) Inwerking- treding + 18 maanden Electricity Balancing (EB) Market (Regels voor de organisatie van een markt voor balancing) Aanbeveling door ACER(***) gegeven Q1/Q2 2017 (Schatting) NA Emergency & Restoration (E&R) OperationalBij ACER ingediend ter aanbeveling Q1/Q2 2017 (Schatting) NA *: Bron: Usersgroup Elia en Expert WG Netwerkcodes Elia (Elia website) **: De netwerkcodes CACM, FCA, HVDC worden geacht geen impact te hebben op regionaal niveau (nog te bevestigen) ***: Agency for the Cooperation of Energy Regulators

52 Impact van de netwerkcodes op het regionale netten (1/2) Plaatselijk vervoernet van elektriciteit : Grote impact van alle codes Elia is de netbeheerder van het plaatselijk vervoernet (PVN) (Voorlopige) interpretatie dat regels voor TNB ook van toepassing op PV- beheerder = beiden: Elia. Distributienet Grote impact van de NC RfG: Vereisten voor aansluiting van nieuwe* productie-eenheden Exacte grenzen op welke vermogen categorieën & spanningsniveaus vereisten van toepassing zijn te bepalen in implementatietraject van netwerkcode (discussie “significant grid user”) Impact van NC DCC/NC SO op DNB en beheer distributienet Impact van andere codes te analyseren *: Mogelijkheid uitzondering wordt gelaten, als TNB kan bewijzen dat vereiste ook nodig is voor bestaande installaties met Cost-Benefit Analyse en goedgekeurd door regulerende instantie

53 Impact van de netwerkcodes op de regionale regelgeving (2/2) Voorbeeld: Netwerk Code Requirements for Generators: Aanpassing nodig van: Technisch Reglement voor Plaatselijk Vervoernet (TRPV) (zie verder) Technisch Reglement voor Distributie van Elektriciteit (TRDE) (zie verder) Aansluitingscontract Technische voorschriften zoals C10/11 … Nieuwe procedures en publicatieverplichtingen Implementatie nodig binnen de deadline van 3 jaar na inwerkingtreding netwerkcode

54 Samenwerking met federale overheid en andere gewesten Op federaal niveau loopt een herzieningstraject van het Federaal Technisch Reglement: De VREG is aanwezig in federale platformen gelieerd aan de implementatie van de netwerkcodes: Ad hoc ENOVER Werkgroep FTR Expert Werkgroep Implementatie Netwerkcodes van Elia (observatierol) De VREG deelt informatie, aligneert en bespreekt de implementatie van de netwerkcodes met de CREG en de andere, regionale regulatoren in de FORBEG WG Elektriciteit. De VREG werkt samen met en informeert de betrokken regionale energie-administratie (VEA, LNE,…)

55 Impact op technische reglementen: concreter TRPV: 3 netwerkcodes (RfG, DCC, SO) hebben grote impact op het TRPV en worden (relatief) snel na elkaar gepubliceerd De VREG opteert voor 1 grote herziening van het TRPV voor deze 3 netwerkcodes Uit eerste draft high-level back-planning blijkt: herziening TRPV moet ten laatste oktober 2017 (eerste tekstvoorstel) opgestart worden om implementatiedeadline te halen* TRDE Moeilijk om veranderingen mee te nemen in huidige herziening (enkel RfG reeds gepubliceerd, inhoudelijk debat lopende tot Q3 2016) Alternatief: Extra herziening TRDE, idealiter parallel met herziening TRPV, maar te bekijken gezien grote impact op resources *: Assumptie: Planning gaat uit van bestaande wetgeving, neemt als voorbeeld de planning van de huidige herziening van het TRDE, de schatting van timing van de nog-niet gepubliceerde netwerkcodes en heeft enkele maanden buffer.

56 Next steps De VREG zal een informatienota publiceren met een impactanalyse en een (update van) plan van aanpak voor implementatie ten laatste 2 maanden na de inwerkingtreding van een netwerkcode; Voor de NC RfG: tegen 17/07/2016 Indien nodig, brengt de VREG ook een advies uit over inhoudelijke aanpassingen, waar relevant voor het regionale niveau: De VREG acht het noodzakelijk een inhoudelijk advies over de ‘connection codes’ uit te brengen. Gezien het lopende proces van inhoudelijke discussies, wenst de VREG echter zijn advies voor de NC RfG en de NC DCC te bundelen (en te wachten tot na de inwerkingtreding van de DCC).

57 Elektrische voertuigen: meldingsplicht laadpunten VREG | uw gids op de energiemarkt

58 Context (1/3) Europese richtlijn betreffende de uitrol van infrastructuur voor alternatieve brandstoffen (2014/94/EU, 22 okt 2014) Nood aan nationaal beleidskader voor marktontwikkeling van milieuvriendelijke energie/brandstoffen voor voertuigen, en bijhorende infrastructuur. Actieplan 'Clean Power for Transport' (CPT) (goedgekeurd door Vl. Reg. 18 dec 2015) o.m. faciliteren van elektrische aandrijving in stedelijke gebieden, door plaatsing publiek toegankelijke laadpunten

59 Context (2/3) Wijziging Energiebesluit (BVR 25 maart, B.S. 13 april, inwerking 23 april) Uitvoering van enkele punten uit Actieplan CPT Invoering 3 ODV’s voor DNB’s met oog op uitbouw infrastructuur voor het opladen van elektrische voertuigen basisnetwerk van laadpalen voor elektrische voertuigen, garanderen principe “paal volgt wagen” aanleggen open databank van publiek toegankelijke laadpalen voor elektrische voertuigen

60 Context (3/3) Nieuw art. 6.4.4 Energiebesluit: “De elektriciteitsdistributienetbeheerders leggen gezamenlijk een databank aan van de gegevens die exploitanten van oplaadpunten voor elektrische voertuigen krachtens het aansluitingsreglement, het aansluitingscontract of het technisch reglement voor de distributie van elektriciteit aan de elektriciteitsdistributienetbeheerder bezorgen. Ze stellen die gegevens kosteloos en in een bestandsformaat dat platformonafhankelijk is en voor het publiek beschikbaar is, zonder enige beperking voor het hergebruik van informatie ter beschikking van marktpartijen die daarom verzoeken.”

61 Meldingsplicht laadpunten Doel: databank met gegevens oplaadpunten voor elektrische voertuigen (nieuwe ODV DNB) Vereiste: DNB’s hebben gegevens nodig Middel: meldingsplicht invoeren Waar? momenteel: aansluitingsreglement (AR) en –contract (AC), later wellicht in TRDE.

62 Traject - Procedure 21 april: gemotiveerd voorstel DNB tot wijziging AC en AR AR: nieuw sinds 1/1/2016  wijziging AC: herziening nog niet rond  wijziging van ontwerp 13 mei: Commentaar op wijziging AR Niet-goedkeuring wijziging AC Geen consultatie, reden: geen beleidsvrijheid DNB Te be continued.

63 Inhoudelijk (1/2) Onverminderd de bepalingen van artikel 7 van dit reglement (AR) resp. art. 6 van deze Algemene Voorwaarden (AC) meldt de LS DNG aan de DNB de indienstname van een Publiek toegankelijk oplaadpunt voor een elektrisch voertuig, dat direct of indirect is aangesloten op het Distributienet via het toegangspunt horende bij de Aansluiting van de LS DNG. Bij deze melding maakt de LS DNG de nodige informatie over, waarover de DNB moet beschikken om invulling te kunnen geven aan zijn openbaredienstverplichting zoals bepaald in art. 6.4.4 van het Energiebesluit (zoals gewijzigd op 25 maart 2016), met name de aanleg van een databank van Publiek toegankelijke oplaadpunten voor elektrische voertuigen. De LS DNG doet deze melding via het daartoe voorziene kanaal op de website van de DNB, en dit ten laatste op het moment van indienstname van het oplaadpunt..

64 Inhoudelijk (2/2) Link met andere meldingsplichten/verplichte contactnames AR: verplichte contactname installatie of wegname oplaadmogelijkheid voor elektrisch voertuig met een oplaadstroom ≥ 32 A (eenfasig) en 3x32 A (driefasig) (andere doelstelling: veiligheid net, spanningskwaliteit) AC: link met verplichte aanvraag voor wijziging afnamekarakteristieken (art. 6 ontwerp contract) niet duidelijk (  niet goedkeuring AC) “nodige informatie”: momenteel nog noodzakelijk en bewust vaag (ok) Indienstname, maar ook wijziging en uitdienststellin g (  niet goedkeuring AC)

65 Opmaak advies rond data-uitwisseling in de elektriciteits- en aardgasmarkt VREG | uw gids op de energiemarkt

66 Gemeenschappelijke taken DNBs Advies was aangekondigd voor vorig jaar, maar on hold gezet wegens studie uitrol slimme meters De DNBs moeten een aantal taken gezamenlijk uitvoeren Ze kunnen daarvoor een derde partij aanduiden of zelfs oprichten, mits bepaalde voorwaarden voldaan zijn: Onafhankelijkheid Neutraliteit - geen marktverstorende rol opnemen Non-discriminatieplicht Vertrouwelijkheid van gegevens en dataveiligheid Transparantie Kosten-efficiëntie

67 Welke taken? Overleg om de MIG uit te werken Verruimen naar andere MIG’s (future proof) Ontwikkeling, het beheer, het onderhoud de exploitatie van de Central Market System-toepassing Monitoring en reporting Centrale rapporteringstaken Taken/processen die efficiënter verlopen als ze gecentraliseerd worden

68 Volgende stappen We zitten nog in denkfase Mogelijk wordt daarna besloten om consultatie houden Uiteindelijk resultaat zal een advies aan het beleid zijn om de regelgeving aan te vullen Advies te verwachten in het najaar

69 Noodleveranciersregeling VREG | uw gids op de energiemarkt

70 Noodleveranciersregeling VREG is al geruime tijd bezig met een noodleveranciersregeling Voorstel uitgewerkt op basis van eerdere consultatie Gezien impact best geharmoniseerde regeling over gewesten Daarom stelde VREG voor om een FORBEG werkgroep op te richten over noodleveranciersregeling Ad hoc FORBEG WG is actief sinds vorig jaar Er wordt nu gewerkt aan een Position Paper over de principes van de noodleveranciersregeling

71 Conclusies Marktrapport 2015 VREG | uw gids op de energiemarkt

72 Marktontwikkelingen (1) Het aantal elektriciteits- en aardgasklanten dat in 2015 van energieleverancier veranderde, was opmerkelijk hoger dan in 2014 513.525 gezinnen en bedrijven veranderde van elektriciteitsleverancier (393.702 in 2014) 363.509 gezinnen en bedrijven kozen een andere aardgasleverancier (279.220 in 2014) Vooral kmo’s waren bijzonder actief: in 2015 veranderde bijna 1 op 4 kmo’s van elektriciteitsleverancier en bijna 1 op 3 van aardgasleverancier De marktdynamiek vond hierdoor opnieuw aansluiting bij de recordniveaus van 2012 en 2013 en bereikte bij kmo’s zelfs ongeziene hoogtes

73 Marktontwikkelingen (2) We zien een blijvende vooruitgang van de concentratie indexen (HHI- en C3-indexen): beter dan in 2014, maar iets minder spectaculair dan in 2012 en 2013 De concurrentie speelt zich meer en meer af op de gehele markt en niet meer hoofdzakelijk tussen de historische leveranciers en de nieuwkomers Het aantal klanten van de netbeheerders daalde voor het 5e jaar op rij De marktaandelen van de energieleveranciers zijn in 2015 opnieuw grondig door elkaar geschud. Sommige nieuwkomers winnen marktaandeel, anderen verliezen. Dit bevestigt dat de concurrentie zich meer afspeelt tussen de nieuwkomers

74 Marktontwikkelingen (3) De meeste contracten van gezinnen hebben nog altijd een looptijd van 1 jaar (80%) Het aandeel van de 1-jaarcontracten neemt wel licht af t.o.v. 2014, vooral in het voordeel van de 2-jaarcontracten (E) en 3- jaarcontracten (G) De contracten van onbepaalde duur winnen nauwelijks aan populariteit Ondanks het afschaffen van de verbrekingsvergoedingen voor gezinnen en kmo’s (tot een bepaald energieverbruik) kan het toch nog relevant zijn om ‘bepaalde duur’-contracten af te sluiten, als dit een vaste energieprijs voor de contractduur garandeert

75 Prijsevolutie elektriciteit De gewogen gemiddelde prijs van de contracten was in december 2015 voor alle afnemers hoger dan in december 2014 gezin met een doorsnee verbruik: 28,55% (€ 807 tegenover € 628) klein bedrijf: 9,04% (€ 10.166 tegenover € 9.324) Een gezin met een gemiddeld verbruik kon eind 2015 € 95 besparen door te kiezen voor het goedkoopste elektriciteitscontract Een kmo met een gemiddeld verbruik kon eind 2015 € 851 besparen door te kiezen voor het goedkoopste elektriciteitscontract

76 Prijsevolutie aardgas De gewogen gemiddelde prijs van de aardgascontracten lag eind 2015 voor alle afnemers lager dan eind 2014: gezin dat verwarmt met aardgas met een doorsnee verbruik: -12,25 % (€ 1.202 tegenover € 1.370 euro) klein bedrijf: -13,15% (€ 4.578 tegenover €5.271 euro) Een gezin met een gemiddeld verbruik kon eind 2015 € 156 besparen door te kiezen voor het goedkoopste aardgascontract Een kmo met een gemiddeld verbruik kon eind 2015 € 705 besparen door te kiezen voor het goedkoopste aardgascontract

77 Certificatenmarktrapport 2015 VREG | uw gids op de energiemarkt

78 Voornaamste trends GSC en WKC markten Nog steeds meer certificaten uitgereikt dan nodig voor de certificaatverplichtingen (+ 1,64 miljoen GSC door ‘omruiling’) → Verdere toename van de overschotten Transactieprijzen blijven dalen Sterke stijging van de volumes aan minimumsteun verkochte certificaten aan de netbeheerders Aanbod bilaterale markt vooral bij netbeheerders, daling aantal verkopers Bij gebrek aan voldoende vraag in de markt blijven netbeheerders met grootste stocks aan certificaten zitten (85% van GSC- en 52% van WKC-overschotten) Toename kosten netbeheerders (doorrekening nettarieven)

79 Evolutie GSC markt tekst

80 Verkopen aan minimumsteun GSC tekst

81 Toename overschot GSC tekst

82 Evolutie WKC markt tekst

83 Verkopen aan minimumsteun WKC

84 Toename overschot WKC

85 Concentratiegraad GSC markt (HHI index) GSC: WKC:

86 Prognose quota 31/03/2017 Decreetwijzigingen 27/11/2015: Quotum GSC stijgt van 19% naar 23% B tot afgeschaft Vrijstellingen afnames groter dan 1 GWh zijn verhoogd (GSC en WKC) Specifieke vrijstelling openbaar vervoer afgeschaft (impact GSC) Simulatie quota 31/03/2017 op basis van afnamedata 2015 = 6,9 miljoen GSC (+37% t.o.v. quotum 31/03/2016) 3,6 miljoen WKC (-12% t.o.v. quotum 31/03/2016) Verhoogde Bijdrage Energiefonds Afbouwen certificatenoverschotten

87 Toekomst van de GroenCheck VREG | uw gids op de energiemarkt

88 GroenCheck: herkomststaving van individuele verbruiken Voordelen GroenCheck: Voor de afnemer: Is groene karakter van mijn elektriciteitsverbruik inderdaad bewezen? Voor de regulator: check of elektriciteitsleveranciers hun verplichtingen nakomen alle groene & WKK stroom moet gestaafd worden met indiening GOs Risico dubbel gebruik van de GO vermijden Uitdagingen voor GroenCheck / GO systeem: Opinies over verschillende soorten groene stroom Nood aan meer transparantie over soort en herkomst van groene stroom

89 Wijzigingen GroenCheck Garanties van Oorsprong (GOs) bevatten veel detailinfo die nu niet zichtbaar is voor eindafnemer Voorstel: in GroenCheck meer informatie zichtbaar maken van ingeleverde GOs voor stroomleveringen aan specifieke afnemer Land van herkomst Detail (hernieuwbare) energiebron Label (ICS) = faciliteren van elektriciteitsverbruikers in hun keuze voor elektriciteit van welbepaalde oorsprong

90 Visualisatie GroenCheck 2.0 Laag 1: basis: hernieuwbaar/fossiel/nucleair P 90 VREG VLAAMSE REGULATOR VAN DE ELEKRICITEITS- EN GASMARKT

91 Visualisatie GroenCheck 2.0 Laag 2: Energiebron en Land/regio van herkomst P 91 VREG VLAAMSE REGULATOR VAN DE ELEKRICITEITS- EN GASMARKT

92 Visualisatie GroenCheck 2.0 Laag 3: Detail Energiebron en technologie P 92 VREG VLAAMSE REGULATOR VAN DE ELEKRICITEITS- EN GASMARKT

93 Visualisatie GroenCheck 2.0 Laag 4: Labels verbonden aan de geleverde stroom P 93 VREG VLAAMSE REGULATOR VAN DE ELEKRICITEITS- EN GASMARKT

94 Noden groenrapportering: verdere opdeling van afnemers per Product Aanpassing dataformaat en –verwerking Software aanpassingen bij VREG in gerelateerde processen Berekeningstool groenrapportering, Inlevering GO GroenCheck webmodule Wijzigingen GroenCheck en Groenrapportering: Praktisch

95 Evaluatie nieuwe aanpak VREG | uw gids op de energiemarkt

96 Volgende afspraak Beleidsplatform 03/10 14h00 - 16h30 Ferraris - 00G20

97 Vlaamse Regulator van de Elektriciteits- en Gasmarkt gratis telefoon 1700 - 3 ‘Andere vraag’ info@vreg.be www.vreg.be Twitter: @vreg_be Facebook: VREG Schrijf u in op onze nieuwsbrief op www.vreg.be/nieuws