2024-242.2 Bijlage Berenschot Rapport Netwerk

Stap 1. Verduurzaming verwarming met hybride warmtepomp. Door aanschaf van een hybride warmtepomp neemt het elektriciteitsverbruik van de woning toe en stijgen de netwerkkosten voor elektriciteit tot € 452,-/jaar (+59% ten opzichte van de vorige stap). Dit bedrag ligt nog altijd lager dan de € 557,98/jaar die het huishouden in 2030 onder het huidige stelsel zou betalen. Bij slimme aansturing van de hybride warmtepomp kunnen de netwerkkosten beperkt worden tot € 435,-/jaar. Deze afname van de netwerkkosten is nog steeds beperkt, vooral omdat het verplaatsen van verbruik voor ruimteverwarming slechts beperkt mogelijk is vanwege comforteisen. Ter vergelijking, de overstap naar een all-electric warmtepomp leidt tot toename van de netwerkkosten naar € 562,-/jaar (zonder sturing) of € 513,-/jaar (met slimme sturing). In dit geval kan tevens de gasaansluiting opgeheven worden, wat tot een vermindering van de nettarieven voor gas leidt van -€ 180,-/jaar22). Aangezien hybride warmtepompen mogelijk worden genormeerd23), gaan de vervolgstappen uit van een hybride warmtepomp. Stap 2. Aanschaf van een elektrische auto. Steeds meer huishoudens hebben richting 2030 naar verwachting een elektrische auto. Wanneer deze auto wordt opgeladen bij een privé-laadpaal bij het huis, telt dit verbruik ook mee voor de netkosten van de aansluiting.

Bij normaal laadgedrag zullen veel laadsessies in de duurdere uren plaatsvinden. Hierdoor nemen de netwerkkosten toe tot € 655,-/jaar in 2030: ruim boven de waarde die dit huishouden in het huidige stelsel zou betalen. Als dit huishouden een deel van het verbruik verplaatst naar goedkopere uren, dan dalen de netwerkkosten naar € 549,-/jaar (-16,2%). Uit deze sterke daling valt op te maken dat elektrisch vervoer bij uitstek geschikt is om flexibel in te zetten om netkosten en -belasting te verminderen. Stap 3. Aanschaffen van een set zonnepanelen. Ook het aantal zonnepanelen in de gebouwde omgeving neemt sterk toe. Wanneer dit huishouden acht zonnepanelen laat installeren, zal het voor een deel van zijn verbruik in de middag zelfvoorzienend worden. 22) Berenschot, De energierekening in 2023 en 2035 vergeleken. 23) Deze normering (Kamerbrief over reikwijdte normering verwarmingsinstallaties (Rijksoverheid)) zal mogelijk geen doorgang meer vinden, zoals aangekondigd in het hoofdlijnenakkoord 2024-2028.

25

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Het is met andere woorden ook voor een gemiddeld huishouden mogelijk om vergaande verduurzamingsstappen te zetten zonder daarbij hogere netwerkkosten te hoeven betalen, mits het huishouden zijn verbruikspatroon aanpast aan het nieuwe tariefstelsel. Hoewel handmatige sturing in theorie mogelijk is, is voor de effectiviteit een geautomatiseerde sturing van apparatuur een belangrijke succesfactor. Het veilig geautomatiseerd aanstuurbaar maken van apparaten vraagt dan ook aandacht om enerzijds een lock-in te voorkomen van apparaten die geïnstalleerd worden zonder dat ze aanstuurbaar zijn en anderzijds om risico’s omtrent veiligheid zoveel mogelijk af te vangen.

Bij een nieuw nettarief, zonder en met gedragsverandering

Stappen in verduurzaming warmte

Stap 4. Aanschaffen van een thuisbatterij en overstap naar een dynamisch leverancierscontract. Tot slot gaat het onderzochte scenario ervan uit dat het aandeel van thuisbatterijen richting 2030 landelijk zal toenemen tot zo’n 7,5% van de huishoudens. Bij aanschaf van een wat grotere thuisbatterij (10 kWh) die puur stuurt op de dayaheadprijzen25) binnen een dynamisch contract zullen de netwerkkosten van dit huishouden toenemen tot € 662,-/jaar. Interessant genoeg kan dit huishouden, door zijn batterij slim te sturen op een combinatie van de day-aheadprijs en het tijdgebonden kWh-tarief, de netwerkkosten terugbrengen tot € 514,-/jaar (-22,4%). Dit bedrag ligt zelfs onder de netwerkkosten die het huishouden zou betalen zonder thuisbatterij, en ook onder de kosten die het zou betalen in het huidige tariefstelsel.

Stapsgewijze verduurzaming van een modaal huishouden

Nieuwe nettarief (€/jaar) zonder en met gedragsverandering

Hierdoor dalen de netwerkkosten naar € 636,-/jaar (-3%). Door apparatuur slim te sturen naar de goedkopere én zonnige uren in de middag dalen de netwerkkosten verder tot € 529,-/jaar24). Benutting van zon-opwek loont hiermee extra.

Figuur 6

24) In de modellering wordt uitgegaan van een afschaffing van de salderingsregeling, zie Bijlage 2. 25) Het huidige beeld is dat vooralsnog veel batterijen sturen op onbalansmarkten, in een vervolganalyse dient het effect hiervan op de netwerkkosten te worden verdiept.

Stap 0.

Stap 1.

Modaal huishouden

+ hybride warmtepomp

€285

€452 -0,9% €282

of full-electric warmtepomp

€562

+59%

-3,7%

€435 +54%

€513

Stap 2.

Stap 3.

Stap 4.

+ elektrische auto

+ zonnepanelen

+ thuisbatterij

€655

€636

€662

+45%

-16,2% -3%

-16,8% +4%

-22,4%

€549

€529

€514

+26%

-4%

-3%

€558 Tarief 2030 Onder huidig systeem

Stapsgewijze verduurzaming van een modaal huishouden. Tarieven getoond ten op zichtte van het capaciteitstarief in 2030 onder het huidige stelsel. Lichtbruin zonder gedragsverandering en donkerbruin met.

26

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Huishoudens met hoog energieverbruik voor bijvoorbeeld medische apparatuur vormen een kwetsbare groep bij wijziging van het tariefstelsel

Hoewel een gemiddeld huishouden erop vooruit zal gaan ten opzichte van de netwerkkosten in 2030 onder het huidige systeem, bestaan er ook uitzonderingen. Met name huishoudens met een hoog basisverbruik waarin maar zeer beperkt gestuurd kan worden, zoals huishoudens die in sterke mate afhankelijk zijn van bijvoorbeeld medische apparatuur, vormen hierin een risicogroep. Deze huishoudens zijn afhankelijk van bijvoorbeeld beademingsapparaten met een groot energiegebruik, moeten omwille van medische klachten de temperatuur in huis vaak hoger instellen dan gebruikelijk en hebben ook in huis regelmatig ondersteunende apparatuur die altijd aan moet staan (te denken valt aan automatische deuren, trapliften et cetera). Hierdoor is hun basisverbruik gedurende het hele jaar hoog en niet-flexibel. Wanneer we doorrekenen wat dit betekent voor het doorgerekende voorbeeldhuishouden met een basisverbruik van 6.589 kWh, zien we dat een dergelijk huishouden onder het tijdgebonden kWh-tarief al snel € 774,-/jaar kwijt zal zijn aan netwerkkosten. Hoewel hierin wellicht een kleine winst te behalen valt voor deze casus door vraagsturing (tot € 707,-/jaar), blijven de netwerkkosten hoger dan dat ze onder het huidige stelsel in 2030 zouden zijn geweest.

Hoewel juist, zoals eerder geïllustreerd, de meeste kwetsbare huishoudens (op basis van inkomen) erop vooruit gaan, zal dat niet voor iedereen zo zijn. Deze uitzonderingsgroep behoeft daarom extra aandacht en het is aan te raden flankerend beleid te formuleren om hen te beschermen tegen oplopende kosten. Het aantal huishoudens in deze categorie schatten wij tussen de dertigduizend huishoudens (zie paragraaf 4.3.3 voor een toelichting op de schattingen van groepsgroottes). Tijdgebonden kWh-tarief gunstig voor huishoudens met een warmtenetaansluiting en/of publieke laadpaal

Huishoudens die voor hun warmtevoorziening al de verduurzamingsstap gemaakt hebben naar een warmtenet, betalen in het huidige tariefstelsel ook mee aan de verduurzaming van andermans warmtevoorziening. Hetzelfde geldt voor eigenaren van een elektrisch voertuig dat opgeladen wordt bij een publieke laadpaal: zij betalen netkosten voor de publieke laadpaal en betalen via het huidige tariefstelsel mee aan de netkosten van andermans elektrische voertuig. Bij invoering van een tijdgebonden kWh-tarief gaat een

appartementbewoner met aansluiting op een warmtenet én EV geladen via een publieke laadpaal slechts € 250,-/jaar betalen. Netkosten van grote huishoudens stijgen licht

Grote huishoudens hebben over het algemeen een hoger elektriciteitsverbruik, ook zonder aanvullende elektrificatie zoals een hybride warmtepomp of EV. Een huishouden van twee volwassen en vier kinderen kan op jaarbasis al snel zo’n 5722 kWh verbruiken. Bij invoering van een tijdgebonden kWh-tarief gaat een dergelijk huishouden € 630,-/jaar betalen. Het huishouden kan dit bij gedragsverandering terugbrengen tot € 615,-/jaar. De netkosten van grote huishoudens zullen dus zonder aanvullende elektrificatie licht stijgen. Hierbij dient opgemerkt te worden dat hun kosten vooral zullen afhangen van de specifieke verbruikssituatie. Deze kosten zijn gebaseerd op een gezin dat veel verbruik heeft in de dure avonduren. De netkosten van een huishouden dat zijn verbruik over de dag verspreidt, kunnen aanzienlijk lager uitvallen. Huishoudens met aanzienlijke elektrificatie gaan meer betalen, maar deze stijging kan beperkt blijven door te reageren op de tariefprikkel

Zoals al bleek uit de analyse van het modale huishouden, nemen de netwerkkosten over het algemeen toe wanneer huishoudens vergaande stappen zetten richting elektrificatie. Een 2-onder-1-kapwoning met een hybride warmtepomp en een elektrische auto gaat (ondanks acht zonnepanelen) met een tijdgebonden kWh-tarief inderdaad aanzienlijk meer betalen. Bij een gelijkblijvend verbruiksprofiel stijgen de netwerkkosten tot € 874,-/ jaar. Tegelijkertijd heeft een dergelijk huishouden veel meer apparatuur tot zijn beschikking waarvan het verbruik naar andere momenten verplaatst kan worden. Indien dit huishouden zou reageren op de prijsprikkel, zouden zijn netwerkkosten aanzienlijk kunnen worden gereduceerd tot € 687,-/jaar. Het loont voor deze huishoudens, die het net zwaar belasten, dus om hun gedrag aan te passen.

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

De netkosten van maximaal geëlektrificeerde woningen verdubbelen, maar deze huishoudens kunnen hun rekening sterk beïnvloeden

Hoewel maximale elektrificatie voor het overgrote deel van de huishoudens in 2030 nog zeer onwaarschijnlijk is, bekijken we ook het extreme geval waarin een huishouden volledig elektrificeert. De netwerkkosten van een vrijstaande woning met warmtepomp, twee elektrische auto’s, twintig zonnepanelen en een thuisbatterij (10 kWh) verdubbelen tot € 1149,-/jaar. Wanneer een dergelijk huishouden zijn verbruik- en laad/ontlaadgedrag aanpast op het tijdgebonden kWh-tarief, dalen de netwerkkosten met meer dan 30% tot een bedrag van € 782,-/jaar. Hoewel dit nog steeds aanzienlijk meer is dan het verwachte nettarief van €557,98/jaar, verbruikt dit huishouden met 9.647 kWh/jaar drie tot vier keer meer elektriciteit dan een gemiddeld huishouden en belast het huishouden het elektriciteitsnet daarmee ook aanzienlijk meer. Daarnaast heeft een volledig geëlektrificeerd huishouden geen aansluiting meer nodig op het gasnet.

27

28

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Zes voorbeeldhuishoudens Bij het huidige nettarief, en het nieuw nettarief zonder en met gedragsverandering

Elektrische apparatuur

WP-ruimte

Hybride WP-ruimte

EV thuis

Kwetsbaar huishouden

Appartementeigenaar

Modaal huishouden

Een huishouden met een relatief hoog elektriciteitsverbruik, maar met beperkte mogelijkheden om gedrag te veranderen. Hoge elektriciteitskosten door medische apparatuur, een hybride warmtepomp en een kleine EV.

Een eenpersoons huishouden in een appartement. Het huishouden is aangesloten op een warmtenet. De appartement eigenaar heeft een EV, maar laat deze op aan een publieke laadpaal voor hun huis.

Een modaal huishouden in rijwoning uit de jaren 70. Het huishouden heeft een HR-ketel voor verwarming.

Jaarverbruik 6.589 kWh

Jaarverbruik 2.623 kWh

Jaarverbruik 2.801 kWh

Huidig tarief

Nieuw tarief € 774

€ 558

Gedragsverandering

€ 707

€ 558

€ 558 € 250

~ 30k

€ 285

€ 248

200-550k

€ 282

2 – 3,4 mln

Een huis vol

Duurzaamheidsambitie

Maximale elektrificatie

Een gezin van vier kinderen in een typische eengezinswoning uit de jaren 80. Het huishouden maakt gebruik van een HR-ketel voor verwarming.

Een gezin wonend in een 2-onder-1 kap nieuwbouwwoning, met al vergaande stappen in verduurzaming. Met een hybride warmtepomp, een EV en een set van 8 zonnepanelen.

Een vrijstaande woning met een zeer hoog elektriciteitsverbruik. Een vrijstaande woningen met een full-electric warmtepomp, twee EVs, 20 zonnepanelen en een thuisbatterij.

5.722 kWh

7.819 kWh

9.647 kWh (-)

Zelfverbruik PV (-) € 558

220-410k Figuur 7

WP-water

€ 630

€ 615

€ 1.149

(-)

Op- en ontladen

€ 874 € 558

90-260k

Zes voorbeeldwoningen met netwerkkosten onder het huidige tarief, het nieuwe tarief en met en zonder gedragsverandering. Tevens is het jaarlijkse elektriciteitsverbruik getoond, met een onderverdeling per apparaat (zie legenda rechtsboven).

€ 687

€ 782

€ 558

90-180k

29

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

De totale kosten van warmtenetaansluiting verbeteren aanzienlijk, de elektriciteitsnetkosten voor een (hybride) warmtepomp veranderen beperkt ten opzichte van de klassieke cv-ketel

We onderzoeken het effect van het tijdgebonden kWh-tarief op de businesscase van verschillende duurzame verwarmingsinstallaties. Hiervoor kijken we naar de kosten over de levensduur van de verwarmingsinstallaties. Hierin worden afschrijving, financieringslasten, onderhoud, jaarlijkse variabele energiekosten en meerkosten voor vastrecht onder het huidige en het nieuwe stelsel meegenomen. De overstap van gas naar een warmtenet verandert de netwerkkosten voor elektriciteit en zodoende de businesscase niet. Wel lieten de voorbeeldhuishoudens zien dat warmtenetwoningen (vaak appartementen of stads­ woningen) door laag elektriciteitsverbruik er op de totale netwerkkosten veelal sterk op vooruit gaan. Doordat de (hybride) warmtepomp elektriciteit in plaats van gas verbruikt, gaat de businesscase er met het nieuwe nettarief iets op achteruit; voor het uitgelichte rijtjeshuis hieronder met respectievelijk 9,8 en 8,2%. Slim sturen kan de stijging wat dempen met respectievelijk 0,8% en 1,2%. Deze veranderingen zijn relatief klein en veranderen de businesscase in vergelijking met de referentie van een cv-ketel slechts beperkt. Voor dit type woning lijkt een hybride warmtepomp de meest voordelige keuze26).

Vergelijking van businesscases bij overstap naar duurzame warmtevoorziening Totale kosten over levensduur (TCO), 2030 Voor vastrecht zijn de meerkosten t.o.v. gasreferentie en van huidig naar nieuw systeem getoond

+8,2% -1,2%

Rijwoning, bouwjaar 1946-1965 Energielabel B* € 4.000

+33,1% € 3.000 €2.405 € 2.000

Voor de meeste warmtenetwoningen dalen de totale netwerkkosten (zie voorbeeldhuishoudens)

€3.388

€3.665

€3.620

+9,8% -0,8%

€2.667 €2.667

€1.806

€1.712

€1.879

Gasreferentie

€1.865

€ 1.000

€0

Geen vastrechtgas meer en geen verhoging vastrecht elektriciteit “Huidig systeem”

-€ 1.000 2023

2030

Huidig Nieuw systeem systeem

Huidig Nieuw Nieuw systeem systeem systeem (met sturing)

Huidig Nieuw Nieuw systeem systeem systeem (met sturing)

Warmtenet

Hybride warmtepomp

All-electric warmtepomp

Gasreferentie CV-ketel Afschrijving Financieringslasten Figuur 8

26) Voor elk woningtype, bouwjaar en energielabel geldt een andere businesscase. Zo is de businesscase voor een warmtenet bij appartementen doorgaans beter dan voor rijtjeshuizen. Het doel van dit figuur is de impact van de netwerkkosten op de businesscase uit te lichten.

Meerkosten vastrecht Onderhoud

Jaarlijkse energiekosten variabel

Vergelijking van de businesscase over de totale levensduur van een verwarmingsinstallatie, onder het huidige netwerktarief en het nieuwe. Hierin zijn de afschrijving, financieringslasten, de meerkosten vastrecht (het verschil in netwerkkosten onder het huidige en nieuwe systeem), onderhoud en jaarlijkse variabele energiekosten meegenomen. De businesscase is afgezet tegen de gasreferentie in 2030.

30

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Reflectie op een (tijdsgebonden) piekvermogentarief Naar verwachting leidt een piekvermogentarief tot een soortgelijke verdeling van kosten over gebruikers. Er is geen reden om aan te nemen dat deze significant anders zal zijn dan in de bovenstaande analyse.

4.1.3

Begrijpelijkheid en risico’s van tijdgebonden kWh-tarief

De begrijpelijkheid van een alternatief is altijd lager dan die van het huidige tariefstelsel

De elektriciteitsrekening is in het algemeen voor de meeste consumenten moeilijk te doorgronden. De meerderheid van de consumenten is zich er bijvoorbeeld mogelijk niet van bewust wat hun nettarief behelst. Omdat het momenteel een vast bedrag betreft, is het nettarief weinig complex en leven er daarom wellicht beperkt vragen over. Dit zal zeer waarschijnlijk veranderen wanneer het nettarief aangepast wordt naar een variabel bedrag gedurende de dag. Elk alternatief nettarief, zo ook een tijdgebonden kWh-tarief, zal een hogere complexiteit met zich meebrengen voor de consument27).

Op basis van ervaringen uit deze landen en de literatuur28) blijkt dat in de uitleg aan de consument drie zaken zeer helder dienen te worden gemaakt: waarom het stelsel wordt ingevoerd, hoe het werkt, en hoe erop geacteerd kan worden. Bij motivering voeren zaken als (toekomstige) betrouwbaarheid van het elektriciteitsnet, duurzaamheid en een rechtvaardige kostenverdeling de boventoon. De werking van het stelsel kan worden geduid met infographics, heldere energienota’s en simulatie- of educatieapps. Ook kan gebruik worden gemaakt van versimpelde gedragsregels zoals ‘laad je auto als het even kan op in de nacht of rond het middaguur’ of ‘stel je was uit tot lunch- of bedtijd’. Voor handelingsperspectief van de consument is het van belang dat er in de aanloop van de invoering voldoende flexibiliteit is ontsloten, bijvoorbeeld door (slimme) stuurbaarheid van groot verbruikende elektrische apparaten (EVs, warmtepompen) te normeren.

Communicatie richting de consument moet gericht zijn op de motivering, de werking en het handelingsperspectief

Om een nieuw prijsstelsel succesvol te introduceren, is het belangrijk dat het goed uit te leggen is aan het bredere publiek om zo draagvlak te creëren, voldoende respons op de prijsprikkel te bewerkstelligen en ervoor te zorgen dat iedereen erop kan acteren. De nettariefstelsels in het buitenland laten zien dat consumenten tijdgebonden tarieven kunnen accepteren. Figuur 9 laat zien dat Nederland een uitzondering vormt in Europa.

27) Zie Hoofdstuk 5 voor de kwestie over hoe en door wie (voornamelijk) een nieuw stelsel uitgelegd zal moeten worden aan de consument.

28) Berenschot heeft in een (voor)onderzoek meerdere experts geïnterviewd, waaronder netbeheerders en toezichthouders uit andere Europese landen. Deze deelden ervaringen van hun eigen tariefstelsel en wijzigingen daarin. Tevens is er een literatuurstudie gedaan naar de gedragsverandering en demand response-programma’s.

31

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Netwerktarieven in andere, veelal Europese landen

Automatisering bevordert gemak en begrip van een nieuw stelsel

Figuur uit onderzoek Fluvius

Ook kan automatisering een grote bijdrage leveren aan het gemak van acteren op een tijdgebonden kWh-tarief. Hoewel automatische aansturing momenteel nog beperkt is, worden vooral de grote energievragers, zoals (hybride) warmtepompen, steeds vaker uitgerust met de mogelijkheid om ze te programmeren. De invoering van een alternatief nettarief zal een extra stimulans geven aan de markt om aanstuurbaarheid van apparatuur verder te ontwikkelen.

ToU intraday

ToU blok

Geen TOU

dag/nacht, seizoen, ...

kW (*) Huidig model

kWh

Aanvullend kan dit versneld ontsloten worden door te sturen op standaardisering en normering. Dergelijke automatische aansturing maakt het voor een consument aanzienlijk makkelijker om in te spelen op variabele nettarieven. Geëlektrificeerde huishoudens lopen een groter risico op een hoge rekening en verdienen dus extra aandacht

Tijdsgebonden kWh

kW & kWh In de meerderheid van de Westerse landen geldt momenteel al een tijdgebonden time-of-use-tarief (ToU) dat tarifeert op kWh (& kW). Nederland vormt hierin een uitzondering. ToU: Time-of-use, betreft tijdsgebonden nettarieven Intraday: Uurtarieven, elk uur een andere prijs Figuur 9

Figuur aangepast vanuit het onderzoek van het Belgische Fluvius29) naar de nettarieven in andere, veelal Europese landen. Binnen hun categorisering zou Nederland verschuiven naar een ToU-tarief op basis van kWh.

29) Onderzoek naar Time-of-Use tarieven en injectie – december 2023 (Fluvius).

Wanneer het nieuwe nettarief niet goed begrepen wordt, kan dit leiden tot een hogere elektriciteitsrekening dan wanneer het nieuwe nettarief wel begrepen wordt én erop geacteerd wordt. Voor het merendeel van de huishoudens zal dit echter een beperkt verschil betreffen. Bovendien valt voor hen de energierekening vaak lager uit dan met het huidige stelsel het geval zou zijn. Zoals de casuïstiek laat zien in figuur 7, zijn het vooral de ver-geëlektrificeerde huishoudens waar de rekening hoog kan uitvallen in het geval er niet geacteerd wordt. Deze groep, eigenaren van woningen uitgerust met (hybride) warmtepompen en EV, zullen dus extra aandacht moeten krijgen in termen van educatie en voorlichting. De voorspelbaarheid van netwerkkosten neemt af en brengt met name voor huishoudens met een laag inkomen risico’s met zich mee

Door de netwerkkosten afhankelijk te maken van verbruik neemt de voorspelbaarheid van de kosten af. In een koude winter zullen huishoudens met hogere netwerkkosten eerder geconfronteerd worden dan in een warme winter. Hoewel de netwerkkosten voor de meeste huishoudens afnemen (en met name voor lage inkomens) ten opzichte van de netwerkkosten in 2030 onder het huidige stelsel, vormt deze onvoorspelbaarheid toch een risico voor met name huishoudens met een laag inkomen. Dit risico is momenteel ook al

32

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

aanwezig in de component van de leveringstarieven. Verbruik is altijd een onzekere factor en wordt door veel energieleveranciers afhankelijk van historisch verbruik en type woning vooraf ingeschat en vaak gemiddeld over het jaar. Een soortgelijke aanpak kan helpen om de risico’s van fluctuerend verbruik en daarmee gepaard gaande onvoorspelbare kosten te mitigeren.

Reflectie op een (tijdsgebonden) piekvermogentarief Piekvermogentarief: naar verwachting scoort een piekvermogentarief, met een gemiddelde maandpiek, soortgelijk op complexiteit voor kleinverbruikers. Aan de ene kant kan afrekenen op een vermogen (kW) iets complexer zijn dan afrekenen op een verbruik (kWh), omdat er dan twee grootheden op de energierekening zullen verschijnen (zowel kWh als kW). Anderzijds rekent dit tariefstelsel, in tegenstelling tot het tijdgebonden kWh-tarief, maar met één tarief (€/kW) en bestaan er dus niet meerdere tarieven over een dag. Ook voor deze variant zou gebruik van communicatiemiddelen (apps, voorlichtingscampagnes, versimpelde nota’s etc.) van groot belang zijn voor het creëren van begrip bij de consument. Bovendien zorgt automatisering en slimme apparatuur voor meer (passief) handelingsperspectief. Tijdgebonden piekvermogentarief: een tijdgebonden piekvermogentarief, met een gewogen gemiddelde maandpiek, combineert twee sturingsprincipes (tijd en piekvermogen). Hierdoor wordt het tarief intrinsiek complexer dan een ‘pure’ tariefvariant zoals het tijdgebonden kWh-tarief of het piekvermogentarief. Dit wordt geïllustreerd door een voorbeeld uit Spanje, waar recentelijk een combinatievariant is ingevoerd. Daar blijkt dat men het stelsel beperkt begrijpt.

Vooral twee prijzen, de ene voor levering op volume (kWh) en de ander voor netwerk op vermogen (kW) die ook nog eens variëren in de tijd, blijkt erg complex. Het is te verwachten dat dit voor een tijdgebonden piekvermogentarief ook het geval zou zijn.

4.2 Impact op de businesscase publieke laadpalen Het voorgestelde tariefstelsel zou niet alleen gaan gelden voor huishoudens, maar voor alle aansluitingen kleiner dan 3x80 ampère. Hieronder vallen ook publieke laadpalen. We onderzochten hoe de businesscase van publieke laadpalen verandert tussen het huidige en het nieuwe tariefstelsel, zonder en met slim laden. Er is gekeken naar 25 individuele publieke laadpaalprofielen over een jaar, met twee oplaadpunten per laadpaal30). Door het tariferen van verbruik (kWh) in de netwerkkosten verbetert de businesscase van weinig-gebruikte publieke laadpalen aanzienlijk. De businesscase voor veelgebruikte (reeds renderende) laadpalen verslechtert echter. Tot slot kunnen kostenbesparingen worden gerealiseerd door een slim laden-functionaliteit te richten op de netwerktarieven; ook binnen het beperktere aantal uren aan de lader ten opzichte van thuisladers.

4.2.1 De businesscase van publieke laadpalen wordt voor exploitatiebeheerders sterk afhankelijk van de mate van gebruik Onder het nieuwe tariefstelsel is de impact op publieke laadpalen sterk afhankelijk van de mate van gebruik. De netwerkkosten zijn nu immers naast tijds- ook volume-afhankelijk (per kWh). Hierdoor is een grote spreiding te zien in de netwerkkosten tussen de individuele doorrekenende laadpaalprofielen, variërend tussen de € 289,- en tot € 1.505,- per jaar (bij twee laadpunten per paal). Gemiddeld gezien stijgen de netwerkkosten (zonder slim laden gericht op de netwerktarieven) met 7,3%. Voor weinig-gebruikte laadpalen is het gunstig dat er geen vast netwerktarief wordt gerekend, omdat daarmee de vaste component van het huidige tarief afneemt. Dit verbetert het perspectief voor het faciliteren van laadinfrastructuur in dunbevolkte gebieden. Voor veelgebruikte laadpalen stijgen echter de netwerkkosten. Daarentegen renderen deze laadpalen überhaupt al beter. Nieuw tariefstelsel maakt het aanbieden van slim laden financieel aantrekkelijker

Tevens is er gekeken naar het effect van slim laden voor publieke laadpalen. Voor deze modellering is een beperktere ruimte voor verbruiksverschuiving verondersteld dan voor 30) Deze profielen zijn gegenereerd door middel van de profielengenerator van ElaadNL.

33

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

thuislaadpalen. Zo wordt er in de publieke laadpaalprofielen van ElaadNL bijvoorbeeld vaker overdag (en minder ’s nachts) geladen en zijn de oplaadcycli waarbinnen kan worden geschoven doorgaans korter. Desondanks kunnen slimme publieke laadpalen een deel van het verbruik schuiven naar de goedkopere uren van de middag. Dit resulteert in een gemiddelde kostenreductie van 18%.

Netwerkkosten publieke laadpalen

Reflectie op piekvermogentarief Een (tijdsgebonden) piekvermogentarief is bij een publieke laadpaal lastig door te rekenen aan een specifieke klant. Wanneer een andere klant eerder die maand al op een hoog vermogen heeft opgeladen, is de nieuwe piek niet meer aan de nieuwe klant toe te rekenen. Dit resulteert er waarschijnlijk in dat de hogere kosten verdeeld zullen worden over alle klanten en er dus geen prikkel meer bestaat om op laag vermogen/ slim te laden. Wellicht zijn er mogelijkheden vanuit de aanbieder richting de klant om dit te verhelpen (bijvoorbeeld korting bij slim laden-functionaliteit met begrenzing).

2 charging points, 2030 o.b.v. 25 laadpaal profielen van Elaad € 1.505 € 600

€ 557,98

€ 598,73

4.3 Impact op niet-huishoudelijke kleinverbruikers € 1.313

€ 520,53 € 400

€ 200

€ 289

€ 202

€Originele kosten Figuur 10

Regulier laden

Slim laden

De netwerkkosten voor een exploitant van publieke laadpalen onder het huidige stelsel in 2030, en onder het nieuwe stelsel, zonder en met slimme sturing. Gebaseerd op 25 profielen van ElaadNL31, met twee oplaadpunten per laadpaal.

Een alternatief tariefstelsel voor kleinverbruik zou gaan gelden voor alle aansluitingen met een aansluitwaarde tot en met 3x80 ampère. De meeste huishoudens maken gebruik van aansluitingen tot 3x25 ampère en vormen met 90% de grote meerderheid van alle aansluitingen binnen het segment kleinverbruikers. De overige niet-huishoudelijke aansluitingen zijn veelal in gebruik door het midden- en kleinbedrijf (mkb), maar ook door overheidspartijen, onderwijs-, sport- en cultuurinstellingen (zie Bijlage 4). Omdat het daarbij vaker om grotere aansluitingen gaat dan die van huishoudens, vertegenwoordigen zij toch nog zo’n 15% van het totale elektriciteitsverbruik van alle kleinverbruikers. Daarom zou het goed zijn om ook voor het niet-huishoudelijke aansluitingen in beeld te hebben wat het effect van een alternatief nettarief zou zijn. Dit wordt echter bemoeilijkt door 1) de grote variëteit aan en 2) een gebrek aan inzicht in casuïstiek ten aanzien van elektriciteitsverbruik en -profielen binnen deze groep. Om toch een inschatting te kunnen maken van de impact voor niet-huishoudelijke aansluitingen hebben we een analyse gedaan op het type verbruikers waaruit deze groep bestaat, door hen in te delen op basis van typisch verbruiksmomenten (zie Bijlage 4).

Op basis van deze indeling hebben we vijf verbruiksprofielen gesimuleerd, voor welke we doorrekenen wat de financiële consequenties zijn van de voorgestelde tariefrichting.

34

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

4.3.1

Casuïstiek voor niet-huishoudelijke aansluitingen

De voorgestelde tariefrichting pakt zeer verschillend uit voor typen niet-huishoudelijke aansluitingen. De omslag van een vermogens- (kW) naar verbruikstarief (kWh) bevoordeeld inherent relatief klein verbruik binnen hun aansluiting. Vooral niet-huishoudelijke klanten met (moeilijk verschuifbare) avondpieken ondervinden negatieve financiële effecten. Ochtend- en middagpiekende bedrijven profiteren juist van de daluren. Gesimuleerde profielen laten zien hoe het nieuwe tarief positief kan uitpakken voor ochtend- en overdagpiekende aansluitingen, maar voor vlakke profielen, nachtpieken en met name avondpieken negatief

Om ondanks de grote variëteit aan niet-huishoudelijke aansluitinge, toch inzicht te kunnen bieden in de impact van het tijdgebonden kWh-tarief op deze groep, hebben we een verdeling gemaakt naar vijf typen verbruiksprofielen. Deze gesimuleerde profielen variëren met een ‘ochtendpiek’, ‘overdagpiek’, ‘avondpiek’, ‘nachtpiek’ of een ‘vlak profiel’ (Figuur 11, bovenste paneel). Bijlage 3 toont op basis van sbi-codes een inschatting van de verdeling niet-huishoudelijke aansluitingen over deze vijf typen verbruiksprofielen.

Verbruiksprofielen, netwerkkosten en typische bedrijfstakken Voor de gegenereerde profielen Verbruiksprofiel, over een gemiddelde dag in 2030, jaarverbruik 25.000 kWh

5,0

Het gehanteerde prijsprofiel beprijst de doorgaans hoge netbelasting van huishoudens in met name de avond en stimuleert verbruik in de middag en diep in de nacht. Het alternatieve nettarief is zodoende naar verwachting voordeliger voor klein-zakelijke aansluitingen met verbruik in de daluren. Dit komt overeen met onze analyse waarin verbruiksprofielen met

Nachtpiek Vlakprofiel

4,0 3,0 2,0 1,0 0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19 20 21 22 23

Uren (van de dag)

Jaarlijkse transportkosten, bij 25.000-40.000 kWh/jaar, 3x50A aansluiting, 2030

€ 8.000 € 6.000 € 5.000 € 4.000

Voor aansluitingen met een doorlaatwaarde groter dan 3x25 ampère hanteren we hetzelfde prijsprofiel, maar een grotere waarde voor de basislast (een vertaling van het tijdgebonden kWh-tarief naar aansluitingen met een grotere doorlaatwaarde staat beschreven in Bijlage 4). Figuur 11 toont in het middelste paneel hoe deze profielen zich vertalen naar transportdienstkosten onder het tijdgebonden kWh-tarief. Hierbij worden in het staafdiagram voor elk profiel een gemiddeld en een hoog verbruiksscenario getoond (verbruik van 25.000 kWh en 40.000 kWh per jaar bij een aansluiting van 3x50 ampère en bijbehorende basislast). De rode lijn toont het tarief dat voor deze aansluiting zou worden betaald bij het huidige tariefstelsel. Tot slot toont Figuur 11 een aantal typische bedrijfstakken die een dergelijk verbruiksprofiel hebben (onderste paneel).

Ochtendpiek Overdagpiek Avondpiek

6,0 kW

€ 3.000 € 2.000 € 1.000 €0

Basislast 40.000 kWh

25.000 kWh Oude tarief

€ 7.389

€ 3.755 € 4.408 €1.081

€2.198 € 4.015

€ 3.328

€933

€ 5.191

€ 5.289

€ 5.132 €1.352

€ 3.082

€ 3.780

€1.411

€ 3.878

€1.801

€1.555

€3.664

€2.253

€2.352

€1.527

€1.527

€1.527

€1.527

€1.527

Ochtendpiek

Overdagpiek

Avondpiek

Nachtpiek

Vlakprofiel

Typische bedrijfstakken, SBI-codes 2008

Figuur 11

20% ~150k

48% ~350k

13% ~90k

4% ~30k

15% ~110k

F Bouwnijverheid A Landbouw, … H Vervoer I Horeca …

K Financiële dienstverlening O Openbaar bestuur …. P Onderwijs …. J Informatie en communicatie …

I Horeca R Cultuur, sport … S Overige dienstverlening ….

I Horeca R Cultuur, sport … S Overige dienstverlening …..

C Industrie D Energievoorziening E Water en afvalbeheer Q Gezondheids-, welzijn.. …

Verbruiksprofielen, transporttarieven en typische bedrijfstakken van een vijftal gegenereerde profielen van klein-zakelijke aansluitingen. Voor vijf gesimuleerde profielen is berekend hoe het tijdgebonden kWh-tarief uitpakt bij twee verschillende jaarverbruiken (25.000 kWh en 40.000 kWh). Het onderste paneel geeft een inschatting van typische bedrijfstakken die onder de vijf typen verbruiksprofielen zouden passen.

35

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

een ochtend- en overdagpiek er bij een gemiddeld verbruik op vooruit gaan. Bij een hoog verbruik gaan zij meer betalen. Deze twee categorieën omvatten gezamenlijk het grootste deel van de niet-huishoudelijke aansluitingen: ±500k klein-zakelijke aansluitingen en ±68% van het totaal (zie figuur 11). Hierbij kan gedacht worden aan bouwbedrijven, overheden, onderwijsinstellingen en kantoorbanen zoals zakelijke dienstverlening, ICT en communicatie. ‘s Nachts piekende en vlakke verbruiksprofielen blijven bij gemiddeld verbruik ongeveer hetzelfde betalen als bij het huidige tariefstelsel in 2030 het geval zou zijn. Bij hoger dan gemiddeld verbruik gaan zij er echter al snel op achteruit, waarbij de grootte van dit effect afhankelijk is van het jaarverbruik. Deze twee verbruiksprofielen representeren naar schatting ±140k klein-zakelijke aansluitingen en 19% van het totaal. Het betreft typisch (kleine) industrie en maakbedrijven, energievoorzieningsbedrijven, water- en afvalbeheer en gezondheidszorg. Profielen met een sterke avondpiek zullen echter vrijwel zeker een negatief financieel effect ondervinden van het nieuwe nettarief, doordat zij met name verbruiken tijdens de duurste uren. Dit kan, afhankelijk van het verbruik, tot aanzienlijk hogere transportkosten leiden. Bij hoog verbruik kan dit oplopen tot een verdubbeling van de transportdienstkosten.

Het gaat binnen deze groep naar schatting om ±90k klein-zakelijke aansluitingen en 13% van het totaal. Typische avondverbruikers zijn bijvoorbeeld horeca, sportverenigingen en de kunst- en cultuursector. In hoeverre gedragsverandering mogelijk is of wat voor verlichting oplossingen als opslag(batterijen) kunnen bieden om verbruik te verplaatsen is niet onderzocht.

4.3.2 Wat betekent dit voor niet-huishoudelijke aansluitingen? De diversiteit en het gebrek aan informatie over klein-zakelijke aansluitingen bemoeilijkt het duiden van de impact. In de detailuitwerking dient meer aandacht te worden besteed aan de effecten van een alternatief nettarief voor niet-huishoudelijke aansluitingen. Dit is van belang voor zowel het ontwerpen van de tariefrichting, als voor het mogelijk bijsturen van onredelijke effecten.

De impact van het voorgestelde nettarief op niet-huishoudelijke huishoudens varieert sterk per bedrijfstak

Uit bovenstaande analyse blijkt de heterogeniteit van de groep klein-zakelijke aansluitingen, in tegenstelling tot de relatief homogene groep huishoudens. Hierdoor is de impact van de voorgestelde tariefrichting dan ook zeer uiteenlopend en afhankelijk van sectorspecifieke factoren zoals omvang van verbruik, moment van afname, huidige aansluiting en potentie voor verbruiksverschuiving. Dit bemoeilijkt een algemene duiding van de impact voor deze groep. Onze verwachting is dat de impact op specifieke bedrijfstakken hoog kan zijn, omdat zij bijvoorbeeld op dure momenten typisch een hoog verbruik hebben dat bovendien een lagere flexibiliteit kent dan bij huishoudens: een restaurant kan avondverbruik waarschijnlijk beperkter verschuiven dan een huishouden dat een auto thuis laadt. In de uitwerking van de tariefrichting zouden daarom in meer detail gekeken moeten worden naar de sectoren die een grotere kans lopen op grote impact van deze tariefrichting. Hierbij kan bijvoorbeeld gericht onderzocht worden wat de impact en het handelingsperspectief is voor groepen met een typisch ‘avondpiek’-profiel. Impact waarschijnlijk overwegend positief voor meerderheid kleinzakelijke klanten; impact voor bedrijven met avondpiek nadelig

De impactanalyse laat zien dat de financiële impact van het voorliggende nettarief voor bedrijven met een gemiddeld verbruik en een ‘ochtend’ en ‘overdag’-piek gunstig zal uitvallen en voor bedrijven met een ‘vlak’ en ‘nacht’-profiel neutraal. Tegelijkertijd zullen binnen deze groepen de bedrijven met een gemiddeld hoog verbruik juist in het algemeen meer gaan betalen. Dit is in die zin in lijn met de wens om het nieuwe nettariefstelsel kostenreflectiever te maken. Gezamenlijk vormen deze bedrijven een ruime meerderheid van de klein-zakelijke aansluitingen (±87%). De impact zal dus waarschijnlijk overwegend positief zijn. Een uitzonderingsgroep wordt gevormd door de bedrijven met een typische ‘avond’-piek: deze bedrijven zullen hun netwerkkosten naar alle waarschijnlijkheid flink zien stijgen. Omdat hun bedrijfsvoering typisch in de avonduren plaatsvindt, is het naar alle waarschijnlijkheid slechts in beperkte mate mogelijk om vraag te verschuiven. Zodoende zal voor deze groep bedrijven (±13%) de impact van het voorliggende nettarief financieel ongunstig uitpakken.

36

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Er is onvoldoende informatie beschikbaar over klein-zakelijke aansluitingen

Casuïstiek van daadwerkelijke (geanonimiseerde) verbruiksprofielen kan meer inzicht bieden in de impact op specifieke klein-zakelijke aansluitingen. Verbruiksprofielen voor kleinzakelijke klanten zijn echter nauwelijks voorhanden (zie Bijlage 4 voor enkele voorbeelden). Ook de regionale netbeheerders hebben hier weinig tot geen inzicht in, wat het inschatten van de impact van een alternatief nettarief bemoeilijkt. Deze analyse is dan ook een eerste inschatting. We adviseren de netbeheerders om na te denken over het ontsluiten van data van kleinverbruikers voor onderzoeksdoeleinden zoals bijvoorbeeld van klant-specifieke verbruiksprofielen op laagspanningsniveau. In de detailuitwerking dient meer aandacht te worden besteed aan het verkrijgen van daadwerkelijke (geanonimiseerde) verbruiksprofielen bijvoorbeeld door deze uit te vragen. Wanneer profielen niet beschikbaar zijn dan is het van belang het verkrijgen van deze te agenderen.

4.3.3 Aanbevelingen Beschouw in de detailtuitwerking de verschillende methodes voor het bepalen van de prijsreeksen

In bovenstaande analyse is voortgebouwd op de prijsreeksen die zijn gehanteerd voor huishoudens. Omdat deze groep zowel in aantallen als in verbruik de meerderheid van alle kleinverbruiksaansluitingen behelst, en daarmee ook voor een groot deel de kosten draagt, vormt dit voor een eerste impactanalyse een logische keuze. Om binnen elke aansluitcategorie dezelfde kosten te verdelen als onder het huidige stelsel is daarom, zoals toegelicht in Bijlage 4, de basislast voor de hogere aansluitcategorieën opgehoogd. Vanuit het oogpunt van regulering, is dit echter niet de meest logische keuze, omdat de rationale achter deze ophoging niet makkelijk te formuleren is. In de detailuitwerking zijn hiervoor ook andere routes mogelijk, zoals: y Het opstellen van één en hetzelfde prijsprofiel voor alle aansluitingen onder 3x80 ampère, waarbij er geen differentiatie meer gemaakt wordt op basis van de aansluitcategorie (3x25 ampère, 3x35 ampère, etc.). Kort gezegd worden dan alle kleinverbruikinkomsten verdeeld over alle aansluitingen. Dit leidt tot een herverdeling van kosten onder de kleinverbruikers: naar verwachting zullen de kosten voor grotere kleinverbruikaansluitingen afnemen en die voor kleinere kleinverbruikaansluitingen toenemen.

Dit heeft als nadeel dat, met het vervallen van de differentiatie tussen aansluitcategorieën in het transporttarief, ook de prikkel vermindert om voor een kleinere aansluiting te kiezen. y Het opstellen van een eigen prijsprofiel per aansluitcategorie. Hierbij kunnen zowel vorm als hoogte van het profiel worden afgestemd op de netbelasting van de verschillende categorieën en daarmee mogelijk een nauwkeurigere prikkel geven. Deze optie resulteert echter in verschillende prijzen per kWh voor verschillende aansluitcategorieën. Dit is vanuit het oogpunt van regulering moeilijk te beargumenteren. Bovendien gaat het introduceren van verschillende profielen waarschijnlijk ten koste van de begrijpelijkheid voor de consument.

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Deze routes kennen hun eigen voor- en nadelen, die daarom in een detailuitwerking overwogen moeten worden. Onderzoek flankerend beleid om onwenselijke effecten te mitigeren

De intentie van het voorliggende nettarief is het aanmoedigen van vraagverschuiving naar momenten van lage netbelasting. Hierdoor ontstaat bovendien een evenredigere verdeling van kosten op basis van daadwerkelijke netbelasting. Dit heeft als gevolg dat sommige kleinverbruikers meer zullen gaan betalen en andere minder. Het is mogelijk dat er maatschappelijk ongewenste effecten optreden als gevolg van het alternatieve nettarief, zoals bijvoorbeeld in het geval van medische noodzaak. Daarom adviseren wij om te verdiepen op welke effecten als ongewenst beschouwd kunnen worden en om hier mitigerend beleid op in te richten. Ook in de detailuitwerking van het nettarief zijn hier mogelijkheden in, zoals het aanpassen van een eventuele basislast.

Reflectie op (tijdsgebonden) piekvermogentarief Naar verwachting kan een (tijdsgebonden) piekvermogentarief (kW) wezenlijk anders uitpakken dan het tijdgebonden kWh-tarief voor verschillende bedrijven met een kleinverbruikaansluiting. De vermogens- en verbruiksprofielen van niet-huishoudelijke aansluitingenzijn veel heterogener dan bij huishoudens. Relatief grote verbruikers binnen hun aansluitingscategorie met een vlak verbruiksprofiel, zoals volcontinue processen op laag vermogen, betalen aanzienlijk minder onder een piekvermogentarief dan kleinverbruikende bedrijven met een incidentele piekvraag en vice versa.

37

38

HOOFDSTUK 5

Implicaties voor uitvoerders, de toezichthouder en de politiek

39

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

In- en uitvoering van een nieuw tariefstelsel vraagt wat van de betrokken stakeholders. Energieleveranciers verwachten meerkosten, met uiteenlopende schattingen medeafhankelijk van hun klantenbestand, klantenservice en IT-infrastructuur. Ook uiten zij zorgen over het kunnen blijven voldoen aan hun rol binnen het leveranciersmodel. Vanuit de politiek zijn aanpassingen nodig in het wetgevend kader rondom privacy en slimme meter-data. De netbeheerders dienen onder andere IT- en communicatie-infrastructuur uit te breiden en de inkomstenzekerheid neemt af, waar ook de toezichthouder rekening mee moet houden. De invoering van een nieuw stelsel duurt daarom al snel vier tot zes jaar om voor te bereiden en om te komen tot (markt)afspraken.

Leveranciers verwachten meerkosten voor het inen uitvoeren van het nieuwe tariefstelsel

5.1 Leveranciers zullen als mede-uitvoerder additionele kosten maken

Door de invoering van het Nieuwe Marktmodel (MM) verviel het net­beheerdersmodel en werd het leveranciersmodel landelijk doorgevoerd. Een belangrijk doel was het eenvoudiger maken van de energierekening voor de consument. Sindsdien ontvangt de consument slechts één nota en is de leverancier het belangrijkste aanspreekpunt. Ook is de leverancier verantwoordelijk voor het debiteuren risico en het afhandelen van de meterstanden. Netbeheerkosten worden periodiek afgedragen aan de netbeheerders.

De meeste energieleveranciers verwachten meerkosten voor het in- en uitvoeren van een tijdgebonden kWh-tarief. Zij zijn door het leveranciersmodel (zie kader bij paragraaf 5.2) verantwoordelijk voor communicatie met en facturatie aan de klant. Hun inschatting van de meerkosten van een alternatief nettarief lopen uiteen per leverancier en zijn medeafhankelijk van het klantenbestand en de al aanwezige IT-infrastructuur. Veel leveranciers maken zich zorgen over het kunnen voldoen aan hun verplichtingen onder een tijdgebonden kWh-tarief vanwege de beperkte inzage in de meetgegevens van klanten, waardoor zij eventuele vragen niet kunnen beantwoorden. Door de verhoogde complexiteit en beperkte mogelijkheden voor leveranciers om klanten inzicht te bieden zou dit gepaard kunnen gaan met een afbreukrisico voor leveranciers. Leveranciers verwachten dan ook een toename in klantvragen, klachten en geschillen.

Sinds de invoering van het leveranciersmodel (zie kader bij paragraaf 5.2), zijn leveranciers het aangewezen aanspreekpunt voor de consument en zijn zij verantwoordelijk voor de facturatie van de gehele energierekening, inclusief alle energiekosten vanuit de overheid, leverancier en netbeheerder. Een nieuw tariefstelsel verandert en verbreedt mogelijk hun activiteiten binnen deze rol. Leveranciers verwachten meerwerk en hogere kosten door een toename in klantencommunicatie en -service, noodzaak tot meer afstemming en berichtenverkeer met netbeheerders en het moeten aanpassen van IT-systemen en opschalen van dataopslag.

Het Nieuwe Marktmodel (NMM) voor de energiemarkt, sinds augustus 2013

Om dit te verwezenlijken is tevens een capaciteitstariefcode (CAPTAR) en Centraal Aansluitingen Register (C-AR) opgezet. Door de CAPTAR heeft elke aansluiting een code op basis van de aansluitingscapaciteit. De leverancier kan de netbeheerkosten voor elk huishouden berekenen door het dagtarief van de code te vermenigvuldigen met het aantal dagen dat het huishouden bij hen klant is geweest in het afgelopen jaar. Het C-AR slaat centraal (stam)gegevens op van aansluitingen (zoals persoonsgegevens, contracten, verbruik) waar o.a. netbeheerders en leveranciers in verschillende mate toegang toe hebben. Door het C-AR wordt voor elke aansluiting centraal opgeslagen welke leveranciers deze belevert om discrepanties te voorkomen.

40

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Inschatting meerkosten lopen uiteen tussen leveranciers Aan een representatie van leveranciers is gevraagd een eerste, grove inschatting te maken van de verwachte meerkosten31). Deze inschattingen lopen sterk uiteen per leverancier. Zo geven sommigen aan reeds over de benodigde IT-infrastructuur te beschikken en hun klantenservice te hebben ingericht op dynamische leveringstarieven. Dergelijke leveranciers verwachten dan ook (zeer) beperkte meerkosten. Andere leveranciers, die veelal bredere klantenprofielen bedienen, voorzien grotere meerkosten. Over de breedte is duidelijk dat de structurele uitvoeringskosten groter zijn dan de invoeringskosten. Voor de invoering van het tijdgebonden kWh-tarief wordt aan eenmalige meerkosten voor de energieleveranciers gemiddeld € 0,92 per klant verwacht32), voor bijvoorbeeld het opzetten van IT-systemen en het komen tot (markt)processen. Dit vertaalt zich naar circa € 8,3 miljoen euro voor alle huishoudens33). Gemiddeld gezien verwachten leveranciers binnen iets minder dan een jaar het stelsel te kunnen invoeren, met risico’s op uitloop, medeafhankelijk van ontwerp- en inrichtingskeuzes.

Leveranciers hebben zorgen over hun roluitvoering onder het nieuwe stelsel Veel leveranciers hebben zorgen over het uitvoeren van het tijdgebonden kWh-tarief binnen hun wettelijke rol en machtigingen. De consument heeft enerzijds recht op uitleg van de energienota en is anderzijds beschermd door privacywetgeving voor gegevens(uitwisseling). Binnen het huidige wettelijke kader hebben leveranciers (en netbeheerders) zonder expliciete toestemming maar beperkt en periodiek toegang tot meterdata. Leveranciers verwachten dat zij hier ook niet toe gemachtigd zullen worden. De leverancier zou in dat geval moeten afstemmen met netbeheerders. Een aantal leveranciers bepleit daarom het heroverwegen van het leveranciersmodel34). Daarnaast verwachten leveranciers een toename in betalingsachterstanden vanwege een afname in de voorspelbaarheid van het termijnbedrag, doordat dit moeilijker op voorhand in te schatten is. Waar huishoudens met een dynamisch contract hier al mee te maken hebben, zal dat voor veel huishoudens met een vast contract een grote overgang zijn, al zijn ook zij al wel gewend aan eindejaarcorrecties op de vooraf geschatte termijnbedragen.

Structureel wordt gemiddeld € 1,14 per klant per jaar aan extra kosten voor de leveranciers verwacht14. De eerste jaren zijn de kosten hoger door extra klantvragen rondom de wijziging. Structureel is er meer afstemming nodig met de netbeheerder in het versturen en controleren van meetgegevens en het verrekenen van disputen.

31) Deze informatie is door leveranciers afzonderlijk met Berenschot gedeeld in volledige vertrouwelijkheid, met de afspraak dat deze data niet herleidbaar gebruikt kan worden binnen dit onderzoek. De aangeleverde informatie is gemiddeld over leveranciers, zodat deze onherleidbaar is. 32) Uitgaande van volledige marktafspraken bij invoering en geen nacalculatie richting klanten. 33) Uitgaande van de verwachte huishoudensgroei richting 2030 (Primos), exclusief inflatie en andere ontwikkelingen

34) Met ingang van de Energiewet is er een wettelijke grondslag voor het delen van e-mailadressen van leveranciers naar netbeheerders, waardoor directere communicatie mogelijk zou zijn. Voor het wijzigen van het leveranciersmodel zou dan ook een wetswijziging (van in ieder geval dezelfde wet) benodigd zijn.

41

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

5.2 Mogelijk impact op wet- en regelgeving

verplicht en de consument kan de communicatiefunctionaliteit te allen tijde laten uitschakelen voor zowel de leverancier als de netbeheerder39).

Voor het uitvoeren van tijdgebonden tarieven dient de netbeheerder of leverancier frequenter inzicht te verkrijgen in de meterstanden van individuele aangeslotenen. De nieuwe Energiewet biedt hier waarschijnlijk de mogelijkheid toe, maar de slimme meter zelf is niet verplicht (zie kader). Zodoende dient in het vervolgtraject onderzocht te worden of aanpassing van het tariefstelsel ook vraagt om aanvullende wijzigingen van wetgeving en beleid.

Daarnaast heeft de Autoriteit Persoonsgegevens de Gedragscode Slim Netbeheer van Netbeheer Nederland goedgekeurd, als richtlijn om aan de AVG te voldoen40). Volgens deze gedragscode kan een netbeheerder alleen slimme meter-data van (een) individuele klant(en) uitlezen en beoordelen bij bepaalde usecases zoals storingen en spanningsproblemen.

Wetgevend kader rondom slimme meter-gegevens(uitwisseling) Rondom de tariefstelselwijziging zijn een aantal wettelijke kaders van belang. Allereerst genieten huishoudens privacyrechten vanuit de Algemene verordening gegevensbescherming (AVG of GDPR)35),36). Deze Europese wetgeving dwingt de netbeheerders en leveranciers transparant en veilig om te gaan met het verzamelen, opslaan en verwerken van slimme meter-data. De recent aangenomen nieuwe Energiewet (voorheen de Elektriciteitswet van 1998) maakt duidelijk voor welke doeleinden leveranciers en netbeheerders meterstanden mogen gebruiken37). Zo ontvangt de energieleverancier van de netbeheerder één keer per dag de meterstanden (die de leverancier maximaal twee jaar mag bewaren). Alleen bij expliciete toestemming van de klant mag de energieleverancier de slimme meter vaker uitlezen (bijvoorbeeld per kwartier). Onder de nieuwe Energiewet mag de netbeheerder de slimme meter ten behoeve van het bepalen van de tarieven uitlezen38). Bovendien leest de netbeheerder voor balanshandhaving wel standaard kwartierdata uit; de netbeheerder middelt deze informatie per marktpartij en netgebied zodat deze niet herleidbaar is naar individuele aangeslotenen. De slimme meter is echter niet

35) De AVG in het kort. 36) Slimme energiemeter (AP). 37) De nieuwe Energiewet. 38) De nieuwe Energiewet, artikel 4.9 lid 1.

Het voorliggende tariefstelsel kent vanuit EU-wetgeving en -beleid geen harde belemmeringen41). ‘Tijdsbestekken gekoppelde nettarieven’ kunnen worden ingevoerd, zolang ze voor de eindafnemer transparant, kostenefficiënt en voorzienbaar zijn. Dit blijkt ook uit de andere Europese landen die reeds tijdsgebonden nettarieven hebben ingevoerd (zie figuur 9). Ook heeft de Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) de nationale toezichthouders (zoals ACM) opgeroepen tot het onderzoeken van ‘time-of-use’-signalen42).

5.3 Een tariefstelselwijziging vraagt om investeringen van netbeheerders Ook voor de netbeheerders vraagt een tariefstelselwijziging om investeringen voor in- en uitvoering. Zo dient de netbeheerder bijvoorbeeld infrastructuur te realiseren voor het op een dergelijk grote schaal uitlezen van slimme meters en opslaan van data, oplossingen te realiseren voor niet-uitleesbare slimme meters, een methodiek te ontwikkelen voor jaarlijkse nettariefvoorstellen aan de ACM, en het centrale proces voor periodieke afdrachten samen met leveranciers aan te passen. De invulling van met name deze laatste taken is medeafhankelijk van de uiteindelijk gemaakte marktafspraken.

39) Slimme meters helpen bij het balanceren van het net MFFBAS. 40) Gedragscode Slim Netbeheer. 41) Verordening (EU). 42) ACER Electricity network tariff report (2023).

42

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

De inkomstenonzekerheid bij netbeheerders neemt toe Daarnaast leidt een tijdgebonden kWh-tarief er onvermijdelijk toe dat de inkomsten van netbeheerders minder voorspelbaar worden dan in het huidige tariefstelsel. Door het tarief aan verbruik te koppelen kunnen de inkomsten bijvoorbeeld tijdens zachte winters aanzienlijk lager uitvallen dan verwacht. Ook zit er een onzekere factor in de mate waarin aangeslotenen inspelen op de tariefprikkel. Afhankelijk van hun gedragsverandering kunnen inkomsten voor de netbeheerders anders uitpakken. Het is voor de netbeheerders van belang dat hun kosten worden gedekt en dat inkomstenzekerheid wordt geborgd in de verdere uitwerking van de voorgestelde nieuwe tariefvariant, ook omdat de kapitaalvoorwaarden mogelijk verslechteren bij grotere onzekerheid, wat kostenverhogend werkt voor alle kleinverbruikers. Hiervoor zijn in de verdere uitwerking van het tariefstelsel nadere inkomstenscenarioanalyses nodig voor mogelijke oplossingsrichtingen. Daarnaast moet de reguleringsmethodiek hierop aansluiten om inkomstenrisico’s te beperken.

5.4 Vervolgstappen Invoering van tariefstelsel duurt al snel vier tot zes jaar Het invoeren van een alternatief tariefstelsel zoals voorgesteld kent volgens geïnterviewde partijen en stakeholders een lang proces waarin veel verschillende partijen betrokken zijn. Figuur 12 toont de globale stappen van het invoeringsproces en een conceptuele tijdlijn tussen verkenning en het daadwerkelijk waarnemen van effect in de maatschappij. Na een lange verkenningsfase is de nut en noodzaak op dit moment voor de betrokken netbeheerders helder en zijn zij overgegaan tot de eerste stappen in de uitwerking. Deze rapportage vormt een eerste stap in de uitwerkingsfase, waarin in samenspraak met betrokkenen verschillende varianten zijn geëvalueerd. Er is met dit onderzoek gezamenlijk geconvergeerd richting een concrete uitwerkingsvariant en er zijn verschillende analyses uitgevoerd naar de uitwerking ervan. Deze fase is nog niet afgerond en vraagt bijvoorbeeld nog om een detailuitwerking (zie paragraaf 6.6) en een aantal aanvullende analyses. Uit de uitwerkingsfase volgt een gezamenlijk voorstel vanuit de regionale netbeheerders aan de ACM. De ACM neemt het voorstel in behandeling, stelt een ontwerpbesluit op en consulteert dan de verschillende marktpartijen.

Om een wijziging van de Tarievencode elektriciteit door te voeren, dient een grondslag gevonden te worden in de Energienet om ten behoeve van dit doel slimme meters te mogen uitlezen. Indien de ACM besluit het voorstel (dan wel aangepast) aan te nemen, volgt een periode waarin betrokken organisaties zoals de regionale netbeheerders, leveranciers, ministeries en energiedatapartijen zoals EDSN en MFFBAS voorbereiden op het uitvoeren van het nieuwe tariefstelsel. Als het stelsel in werking is getreden duurt het mogelijk nog even voordat de consument (volledig) anticipeert. Aan de andere kant kan communicatie er al voor zorgen dat een deel van het effect al voor invoering gerealiseerd wordt.

43

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Conceptuele tijdlijn voor invoering van een alternatief nettariefstelsel Opgedeeld in 5 stappen, met primaire activiteiten en betrokken actoren en grove tijdsinschattingen

Verkenningsfase

Uitwerkingsfase

Consultatiefase

Implementatie

Technologie, communicatie & educatie

Effect in markt

Nu Start

4-6 jr

ca. 1 jr - ∞

ca. 1 jr

ca. 1 jr

ca. 1-3 jr

Onbekend

Activiteiten primair

Nut/noodzaak Quickscan impact Evaluatie varianten

Keuze variant Vormgeving Impactanalyses Detailuitwerking

Marktconsultatie Tariefcodewijziging

Uitwerking gegevensuitwisseling en facturatie Aanpassen systemen en (IT) processen Mogelijke wijzigingen (privacy)wetgeving Wijzigingen CAPTAR en C-AR Uitvoeren van pilots Uitwerken communicatieplan richting consument

Jaarlijkse monitoring en evaluatie

Actoren primair

RNBs, ACM, leveranciers, ministeries, consumentenvertegenwoordiging, energiedata partijen

RNBs, ACM, leveranciers, ministeries, consumenten-verteg enwoordiging, energiedata partijen

ACM, leveranciers, ministeries, consumentenvertegenwoordiging, energiedata partijen

RNBs, ACM, leveranciers, ministeries, consumenten-vertegenwoordiging, energiedata partijen

RNBs, ACM, leveranciers, ministeries, consumentenvertegenwoordiging, energiedata partijen

Figuur 12

Overzicht van de verschillende processtappen richting invoering van een alternatief tariefstelsel.

Tijdige aankondiging van invoering kan slimme sturing bevorderen en biedt ruimte voor gewenningsperiode Het vroeg aankondigen van een nieuw tariefstelsel biedt mogelijk een signaal aan marktpartijen om te innoveren, bijvoorbeeld met een HEMS systeem (home energy management system). Tevens kan het helpen een verdere lock-in te voorkomen waarin al veel apparatuur, zoals EV en (hybride) warmtepompen, worden geïmplementeerd zonder slimme sturing. Tijdig starten biedt daarnaast speelruimte voor een stapsgewijze doorvoering, waarin de omvang van de alternatieve component langzaam kan toenemen ten opzichte van de netwerkkosten. Hiermee groeit de impact voor huishoudens stapsgewijs en kan de hoogte van de prikkel worden geëvalueerd in relatie tot de effectiviteit ervan.

Einde

44

HOOFDSTUK 6

Tijdgebonden kWh-tarief geniet lichte voorkeur ten opzichte van alternatieven

45

Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik | Eindrapport

Er zijn vele tariefvarianten te bedenken die sturen op efficiënt netgebruik. Wanneer verschillende varianten kwalitatief vergeleken worden op vooraf opgestelde criteria, blijkt dat een tijdgebonden kWh-tarief net iets beter scoort dan het (tijdsgebonden) piekvermogentarief. Hierin zijn drie overwegingen doorslaggevend. Ten eerste is netefficiëntie een tijdsafhankelijk probleem en zodoende speelt een tarief met een tijdscomponent hier beter op in. Ten tweede valt mogelijke invoering samen met de energietransitie die een onvoorspelbaar verloop kent. Een stelsel dat enige vorm van adaptiviteit kent, heeft daardoor als voordeel toekomstbestendiger te zijn. Tot slot is een volumevariant mogelijk eenvoudiger voor consumenten omdat deze meer in lijn ligt met hoe ook variabele leveringskosten in rekening worden gebracht. Het tijdgebonden kWh-tarief voldoet naar verwachting beter aan deze criteria.

De afweging tussen verschillende varianten is gemaakt op basis van randvoorwaarden, onder andere ingegeven door wettelijke (Europese) kaders, en uitgangspunten en criteria die zijn opgesteld op basis van inbreng van de regionale netbeheerders en de klankbordgroep (zie paragraaf 6.2). In vier stappen is toegewerkt naar een concrete uitwerkingsvariant.