21/02/2024: voorstelling van het verslag in de Kamer van volksvertegenwoordigers, Commissie voor Energie, Leefmilieu en Klimaat (video)
Deelnemers:
- De heer Rudi Moens, raadsheer bij het Rekenhof;
- De heer Werner Van Riel, eerste-auditeur-revisor bij het Rekenhof;
- Mevrouw Nancy Huyghebaert, adjunct-auditeur bij het Rekenhof;
- De heer Bart De Peuter, adjunct-auditeur bij het Rekenhof.
In zijn audit van de bouw, aansluiting en exploitatie van offshore windmolenparken toont het Rekenhof tekortkomingen aan bij de totstandkoming van de bestaande windmolenparken in de oostelijke zone. Het wijst op de relatief lange realisatietijd, voornamelijk doordat de uitbreiding van het onshore en offshore elektriciteitsnet vertraging opliep. Doordat de steunmechanismen doorheen de tijd veranderden, ontstond er een ongelijk speelveld voor de parken. Het Rekenhof wijst ook op mogelijke overwinsten bij meerdere parken, voornamelijk de meest recente. Om tot een kostenefficiënt steunmechanisme voor de parken te komen en de kosten van de versterking van het elektriciteitsnet te beheersen, moet de CREG een sterkere advies- en toezichtsrol krijgen, aldus het Rekenhof. Het formuleert zowel aanbevelingen voor de opvolging van de bestaande parken als voor de ontwikkeling, realisatie en financiering van de nieuwe parken in de Prinses Elisabethzone.
Gezien het grote maatschappelijke en financiële belang van investeringen in hernieuwbare energie en de geplande ontwikkeling van de Prinses Elisabethzone, onderzocht het Rekenhof of het wettelijke en organisatorische kader voldoende waarborgen biedt voor een snelle, duurzame en efficiënte bouw en aansluiting van de offshore windmolenparken en of de financiële steunmechanismen kostenefficiënt zijn.
Beleidsdoelstellingen en ontwikkelingsproces van offshore windmolenparken
De inspanningen die België moet doen om de Europees opgelegde cijfers inzake hernieuwbare energie te behalen, werden laat en vooral vanuit een bevoegdheidslogica verdeeld tussen het federale en gewestelijke niveau. De gemaakte keuzes blijken onvoldoende onderbouwd op het vlak van kostenefficiëntie van technologieën (inclusief de kostprijs per ton CO2-reductie) en de impact ervan op de stabiliteit van het elektriciteitsnet.
De federale overheid, die bevoegd is voor de offshore energieproductie, selecteerde in 2004 de oostelijke zone zonder een diepgaande analyse van alternatieven en hun milieuimpact en zonder de bevoegde administraties daarbij te betrekken. De zone werd verkaveld op basis van de aanvragen van projectontwikkelaars. Daarbij werd weinig rekening gehouden met het geïnstalleerde vermogen per km² (de parkdensiteit). Dat is nochtans een cruciale factor voor de productiviteit.
De realisatie van de negen parken in de oostelijke zone duurde relatief lang, met een mediaan van 8,8 jaar vanaf de aanvraag van de domeinconcessie tot aan de eerste productie. Dit is niet zozeer te wijten aan termijnoverschrijdingen bij de toekenning van domeinconcessies en vergunningen, maar aan de tijd die de projectontwikkelaars nodig hadden voor voorbereidende studies en het regelen van hun projectfinanciering voordat ze een bouwmachtiging en exploitatievergunning konden aanvragen. Voor de later gerealiseerde parken vormden onzekerheden en vertragingen bij de bouw van het offshore transmissienet en de versterking van het onshore elektriciteitsnet een grotere uitdaging: het zgn. stopcontact op zee (MOG I) kwam pas tot stand nadat een eerste variant (BOG) werd stopgezet en de Stevin-luchtlijn kon pas tien jaar na de opstart worden voltooid. Sommige domeinconcessies werden daarom op vraag van de parken al verlengd, waardoor de einddatum van de huidige domeinconcessies sterk varieert. Dat hypothekeert de mogelijkheden voor een toekomstige herverkaveling op basis van schaalvoordelen en technologiekeuzes. Ook de technische en financiële voorwaarden voor de ontmanteling van de bestaande parken zijn momenteel respectievelijk onvoldoende omschreven of weinig consistent tussen de parken en doorheen de tijd.
De selectie van de nieuwe Prinses Elisabethzone werd wél onderbouwd door uitgebreide studies maar de overheid koos opnieuw voor offshore windenergie zonder vooraf grondig de alternatieven te onderzoeken. De beoogde opdeling in maar drie kavels met een vrij hoog maximaal geïnstalleerd vermogen kunnen echter kleinere maar ervaren projectontwikkelaars afschrikken. De administratie vraagt nu zelf de vergunningen voor de bouw en exploitatie aan en bezorgt ze aan de geselecteerde projectontwikkelaars. Voor hen betekent dit tijdswinst, maar de aanvraag van de vergunningen vormt daardoor nu een aanloopfase op de eigenlijke projectrealisatie waarin de overheid het studiewerk organiseert en ook bekostigt. Het vergunningentraject kende ondertussen al vertraging en budgetoverschrijdingen. Ook voor de nieuwe zone vormen de offshore aansluiting via het energieeiland op zee (MOG II) en de onshore netversterking via de projecten Ventilus en Boucle du Hainaut de belangrijkste risicofactoren voor de tijdige realisatie.
Voor de investeringen in het offshore transmissienet beschikte de regulator CREG niet over een kosten-batenanalyse voor het MOG I. Voor het MOG II vertoont de kosten-batenanalyse belangrijke tekortkomingen. De CREG kan haar wettelijke adviesrol voor de investeringen in het transmissienet momenteel niet ten volle spelen: ze heeft een te beperkte toegang tot relevante gegevens en beschikt over te weinig tijd om haar advies op te maken.
Financiële ondersteuning van offshore windmolenparken
Bij de onderhandelingen over de financiële ondersteuning van de productie en aansluiting van de parken in de oostelijke zone bevond de federale overheid zich in een moeilijke positie. Zij had de domeinconcessies al toegekend en ze stond onder druk om haar deel van de 2020doelstelling inzake hernieuwbare energie te realiseren.
De nettoproductie van de parken werd aanvankelijk gesubsidieerd via een vast steunbedrag. Vanaf mei 2014 werd onder Europese impuls overgestapt naar een variabele ondersteuning van de nettoproductie. Daarbij daalt het steunbedrag naarmate de marktprijs van elektriciteit stijgt. Het steunbedrag per MWh daalde weliswaar mettertijd, maar het is niet duidelijk in welke mate deze steun werd beperkt tot het minimum dat nodig is om het project te realiseren. De CREG kon haar wettelijke rol als onafhankelijk adviesorgaan bij het bepalen van de steun niet ten volle spelen. Ook het steunmechanisme voor de aansluiting op het transmissienet werd na verloop van tijd bijgestuurd. De aansluitingssteun werd zo voordeliger, wat ertoe leidde dat het gelijke speelveld tussen de parken onvoldoende werd bewaakt.
Tot eind 2021 ontvingen de parken 3,41 miljard euro aan rechtstreekse productiesteun en 208,98 miljoen euro aan aansluitingssteun. Bij het einde van de domeinconcessies zal de verleende steun een veelvoud daarvan bedragen. Tot eind 2021 werd de productiesteun verhaald op de eindgebruikers, die een zgn. offshore toeslag betaalden voor elke kWh elektriciteit die ze van het net afnamen. Onder druk van Europa werd deze toeslag vervangen door een bijzonder accijnsrecht. Dit creëert een nieuw risico voor de overheidsfinanciën omdat de inkomsten uit deze accijnzen mogelijk niet voldoende zijn. Voor de Prinses Elisabethzone zullen de steunbedragen via een tenderprocedure op basis van concurrentie worden vastgelegd.
Overwinsten
De parken in de oostelijke zone realiseerden tot eind 2021 samen 710,33 miljoen euro winst. Daarvan stroomde 642,93 miljoen euro al terug naar de parkaandeelhouders in de vorm van dividenden en kapitaalverminderingen. De rendementen die de aandeelhouders jaarlijks realiseren schommelen echter sterk, afhankelijk van de hoeveelheid wind op zee. Als alleen rekening wordt gehouden met de overwinst, dit is de winst die overblijft na een normale vergoeding van de aandeelhouders voor het kapitaal dat zij investeerden, dan stelt het Rekenhof vast dat er belangrijke verschillen bestaan tussen de parken, waarbij enkele parken al overwinsten realiseerden. Hoewel die cijfers met enige voorzichtigheid moeten worden geïnterpreteerd, illustreren ze wel het belang van een nauwgezette opvolging door de CREG. De regulator moet de inkomsten en uitgaven van de windmolenparken op zee opvolgen om na te gaan of bepaalde overwinsten structureel dan wel tijdelijk zijn.
Het Rekenhof formuleerde in zijn verslag een aantal aanbevelingen over de verdere opvolging van de parken in de oostelijke zone, de ontwikkeling van de Prinses Elisabethzone en de hieraan gekoppelde cruciale randvoorwaarden zoals de realisaties in het onshore en offshore elektriciteitsnet, en ten slotte ook over de advies- en toezichtsrol van de CREG.
