Beslissing bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vast

(B)1964 30 januari 2020 bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026 Artikel 14, § 8, 24e lid, van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze kerncentrales Niet-vertrouwelijke versie CREG – Nijverheidsstraat 26-38, 1040 Brussel, België T +32 2 289 76 11 - F + 32 2 289 76 09 - www.creg.be INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE.................................................................................................................................... 2 INLEIDING ................................................................................................................................................ 4

WETTELIJK KADER ....................................................................................................................... 5 1.
Wet van 11 april 2003 ......................................................................................................... 5 Tekst van de wet van 11 april 2003 ............................................................................... 5 Draagwijdte van de methodologie voor de bepaling van de kosten ............................. 7 Tijdskader van de driejaarlijkse herziening van de kosten ............................................ 8 1.
Wet van 31 januari 2003 ..................................................................................................... 9
ANTECEDENTEN .......................................................................................................................... 9
RAADPLEGINGEN ...................................................................................................................... 11 3.
Inleiding ............................................................................................................................ 11 3.
Wat het vertrouwelijke karakter van de ontvangen opmerkingen betreft ...................... 11 3.
Wat de draagwijdte van de driejaarlijkse herziening van de kosten betreft.................... 11 Opmerkingen van Electrabel en Luminus .................................................................... 11 Antwoord van de CREG................................................................................................ 13 3.
Wat de toepassing van de verminderingsfactoren betreft .............................................. 17 Opmerkingen van Electrabel en Luminus .................................................................... 17 Antwoord van de CREG................................................................................................ 18 3.
Wat de redelijkheidscriteria betreft ................................................................................. 18 Opmerkingen van Electrabel ....................................................................................... 18 Antwoord van de CREG................................................................................................ 18 Opmerkingen van Electrabel ....................................................................................... 19 Antwoord van de CREG................................................................................................ 19 3.
Opmerkingen per kostentype ........................................................................................... 20 Brandstof: bovenfase (5.3.1 van de ontwerpbeslissing) ............................................. 20 Brandstof: fabricage (5.3.2 van de ontwerpbeslissing) ............................................... 20 Brandstof: benedenfase (5.3.3 van de ontwerpbeslissing) ......................................... 20 Injectietarieven (5.3.4 van de ontwerpbeslissing)....................................................... 21 Inflatie van de variabele kosten................................................................................... 21 Vaste kosten (5.3.5 en 5.3.6 van de ontwerpbeslissing) ............................................. 21 Afschrijvingen (5.3.6.2 van de ontwerpbeslissing) ...................................................... 22 Voorzieningen (5.3.6.3 van de ontwerpbeslissing) ..................................................... 22 Indirecte kosten (5.7.7.2, § 138 van de ontwerpbeslissing) ........................................ 23 Herzieningen 12/18 maanden ..................................................................................... 23
ANALYSE VAN HET VOORSTEL VAN METHODOLOGIE .............................................................. 24 Niet-vertrouwelijke versie 2/81 4.
Basisprincipes in het voorstel van methodologie van Electrabel ..................................... 24 4.
Samenvatting van de methodologie voorgesteld door Electrabel ................................... 24 4.
Onderzoek van de methodologie voorgesteld door Electrabel ........................................ 27 Algemeen ..................................................................................................................... 27 Volledigheid van de rubrieken ..................................................................................... 27 Correctiefactor van het aandeel naar 100 % aandeel ................................................. 27 Indexeringsparameters ................................................................................................ 28 Gebruik van een kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten ........................... 28 Gebruik van het begrip “laatste kern” ......................................................................... 28 4.
Aanvullingen van Luminus op de basisprincipes voorgesteld door Electrabel ................. 29 Reactie van Luminus op het voorstel van methodologie van Electrabel .................... 29 Commentaar van de CREG........................................................................................... 29
METHODOLOGIE ....................................................................................................................... 30 5.
Wettelijke basis................................................................................................................. 30 5.
Basisprincipes van de methodologie ................................................................................ 30 Kostendefinities ........................................................................................................... 30 Kostenbasis en rapporteringsmodel ............................................................................ 32 Kosten van de kernexploitant en de correctiefactor 100 % aandeel .......................... 37 Vaststelling van de kostenbasis en redelijkheidscriteria ............................................. 38 5.
Driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten .............................................. 41 Brandstof: bovenfase van de cyclus ............................................................................ 42 Brandstof: fabricage .................................................................................................... 43 Brandstof: benedenfase van de cyclus ........................................................................ 43 Injectietarieven ............................................................................................................ 44 Vaste kosten die de kernexploitant boekhoudkundig voor 100 % aandeel verwerkt ...................................................................................................................... 44 Bijkomende vaste kosten van de vennootschap bedoeld onder artikel 24, §1 van de wet van 11 april 2003 .................................................................................................. 46 Vaste kosten die de kernexploitant boekhoudkundig voor 89,1 % aandeel verwerkt....................................................................................................................... 46 5.
Bijlage bij de methodologie: rapporteringsmodel ............................................................ 51 BIJLAGE 1 – Voorstel van methodologie van Electrabel (bijlage aan de brief van 20 december 2018) 54 BIJLAGE 2 – Model van rapport voorgesteld door Electrabel ............................................................... 78 BIJLAGE 3 – Reactie van Electrabel op de raadpleging over de ontwerpbeslissing van 25 oktober 2019 ................................................................................................................................... 79 BIJLAGE 4 – Reactie van Luminus op de raadpleging over de ontwerpbeslissing van 25 oktober 2019 .................................................................................................................................... 80 BIJLAGE 5 – Reactie van Febeliec op de raadpleging over de ontwerpbeslissing van 5 oktober 2019 ...................................................................................................................................... 81 Niet-vertrouwelijke versie 3/81 INLEIDING In het kader van de bepaling van de repartitiebijdrage, opgelegd aan de exploitanten van kerncentrales bedoeld in artikel 2, 5°, en aan de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze kerncentrales1 (hierna: “de wet van 11 april 2003”) worden een aantal opdrachten aan de CREG toevertrouwd
De onderhavige beslissing heeft betrekking op de opdracht beschreven in artikel 14, § 8, 24e lid, van de wet van 11 april 2003 dat luidt als volgt: “Binnen het kader van haar opdracht zoals beschreven in het vorige lid, bepaalt de CREG ten laatste op 30 september 2019 de modaliteiten van de vaststelling van de vaste en variabele kosten in een methodologie die zij vastlegt voor de jaren 2020 tot 2026 op voorstel van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en van de vennootschappen bedoeld in artikel 24, §
Hiertoe communiceren de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, aan de CREG ten laatste op 31 december 2018 een voorstel van methodologie.” Het vastleggen van een methodologie voor de bepaling van de modaliteiten voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales beoogd door de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026 is noodzakelijk om de CREG in staat te stellen haar opdracht voor de driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten uit te voeren. Deze opdracht voor de herziening van de kosten is als volgt in de wet van 11 april 2003 (artikel 14, § 8, 23e lid) vastgelegd: “In het bijzonder controleert de CREG, op driejaarlijkse basis, in 2020, 2023 en 2026, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, in het kader van een analyse van de kosten door hen gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening. (…) Na deze controle voert de CREG, in 2020, 2023 en 2026 de driejaarlijkse herziening door van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, voor respectievelijk de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar 2026.” De onderhavige beslissing bevat de methodologie voor de bepaling van de vaste en variabele kosten. Het te gebruiken rapporteringmodel is als bijlage bij de methodologie gevoegd. Deze beslissing werd door het directiecomité van de CREG tijdens zijn vergadering van 30 januari 2020 goedgekeurd. 1 Wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze kerncentrales (hierna: “de wet of de wet van 11 april 2003”) zoals gewijzigd door de wet van 25 december 2016 tot wijziging van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze kerncentrales en van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. De wet van 25 december 2016 omvat een bijlage die in 6 afdelingen is onderverdeeld. 2 De exploitanten bedoeld in artikel 2, 5° en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, van de wet van 11 april 2003 worden hierna gezamenlijk de “kernexploitanten” of “bijdrageplichtigen” genoemd. Niet-vertrouwelijke versie 4/81
WETTELIJK KADER 1.
WET VAN 11 APRIL 2003 Tekst van de wet van 11 april 2003
Artikel 14, § 8, leden 22 tot 26, van de wet van 11 april 2003 bepaalt het volgende3: “[22] Onverminderd de haar door de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt toevertrouwde opdrachten, is de CREG belast met een bijzondere jaarlijkse opdracht tot berekening van de opbrengsten, kosten en de winstmarge bedoeld in Afdeling 2 van de bijlage bij deze wet en met een bijzondere driejaarlijkse opdracht, in 2020, 2023 en 2026, op basis van de parameters vastgelegd in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, tot vaststelling van de vaste en variabele kosten bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet en tot berekening van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage voor de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar
[23] In het bijzonder controleert de CREG, op driejaarlijkse basis, in 2020, 2023 en 2026, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, in het kader van een analyse van de kosten door hen gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening. Deze kosten hernemen noch rechtstreeks, noch onrechtstreeks, geen enkele kost die verband houdt met de nucleaire voorzieningen en met hun herziening, waaronder de voorzieningen voor de ontmanteling en voor het beheer van bestraalde splijtstoffen, met uitzondering van de oorspronkelijke voorziening voor de splijtstof die als variabele kost wordt opgenomen voor de verbruikte splijtstof gedurende deze periode. Na deze controle voert de CREG, in 2020, 2023 en 2026 de driejaarlijkse herziening door van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, voor respectievelijk de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar
[24] Binnen het kader van haar opdracht zoals beschreven in het vorige lid, bepaalt de CREG ten laatste op 30 september 2019 de modaliteiten van de vaststelling van de vaste en variabele kosten in een methodologie die zij vastlegt voor de jaren 2020 tot 2026 op voorstel van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en van de vennootschappen bedoeld in artikel 24, §
Hiertoe communiceren de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, aan de CREG ten laatste op 31 december 2018 een voorstel van methodologie. Bij gebrek aan voorstel van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en van de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, ten laatste op 31 december 2018, bepaalt de CREG op eigen initiatief de methodologie die de modaliteiten vastlegt voor de bepaling van de vaste en variabele kosten. De methodologie wordt bepaald met inachtneming van de volgende richtlijnen : 1° de CREG neemt de elementen bepaald in bijlage van deze wet in acht; 2° de CREG definieert de te gebruiken rapporteringsmodellen, welke de elementen bevatten die verplicht moeten worden opgenomen in het voorstel betreffende de kosten van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, §
Deze modellen moeten exhaustief zijn teneinde de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, toe te laten hun voorstel met betrekking tot de kosten (referentie BGAAP) op te stellen enkel op deze basis; 3 Om de lezing te vergemakkelijken werd het nummer van de leden vermeld tussen haakjes. Niet-vertrouwelijke versie 5/81 3° de kosten moeten voldoende aangetoond worden; 4° de kosten zijn niet discriminerend en evenredig; 5° de eventuele criteria voor de verwerping van bepaalde kosten zijn niet discriminerend en transparant. In ieder geval beschikt de CREG over een beoordelingsbevoegdheid en kan zij manifest onredelijke kosten verwerpen; 6° de CREG vraagt aan de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, alle bijkomende informatie welke zij nodig heeft voor deze controle, op eenvoudig verzoek en kosteloos, en verzamelt hun opmerkingen. [25] Elke drie jaar, in 2020, 2023 en 2026 communiceert de CREG : - te laatste op 30 juni haar beslissing over de vastlegging van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, toe te passen voor de jaren 2020/2021/2022, de jaren 2023/2024/2025 et het jaar 2026 aan de minister bevoegd voor Energie en aan de Algemene Directie Energie, zoals bedoeld in artikel 2, 28°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt; en - te laatste op 31 juli haar advies over de bepaling van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage, van toepassing voor een periode van drie jaar, zijnde de jaren 2020/2021/2022, de jaren 2023/2024/2025 en het jaar 2026, aan de Algemene Directie Energie, zoals bedoeld in artikel 2, 28°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, en aan de minister bevoegd voor Energie. [26] Elk jaar maakt de CREG uiterlijk op 30 juni haar advies betreffende de winstmarge van de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen, met inbegrip van de berekening van de inkomsten van het jaar N-1 en de kosten van het jaar N-1 door toepassing van de formule opgenomen in Afdeling 2 van de bijlage bij deze wet over aan de minister bevoegd voor Energie, aan de Algemene Directie Energie bedoeld in artikel 2, 28°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en aan de kernexploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en aan de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, ieder wat hen betreft.”
Uit de voormelde bepalingen blijkt dat, met het oog op de bepaling van de repartitiebijdrage voor de jaren 2020 tot 2026, de CREG volgende opdrachten heeft gekregen: - uiterlijk op 30 september 2019, voor de jaren 2020 tot 2026, een methodologie vastleggen betreffende de modaliteiten van de vaststelling van de vaste en variabele kosten op voorstel van (in voorkomend geval) de exploitanten en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1; - uiterlijk op 30 juni 2020, 2023 en 2026 een beslissing nemen over de driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten op basis van de parameters vastgelegd in afdeling 5 van de bijlage bij de wet en de voormelde methodologie; - uiterlijk op 31 juli 2020, 2023 en 2026 een (driejaarlijks) advies geven over de bepaling van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage, in overeenstemming met afdeling 1 van de bijlage bij de wet; - uiterlijk op 30 juni van elk van de betrokken jaren een (jaarlijks) advies geven over de winstmarge van de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen, met inbegrip van de berekening van de inkomsten van het jaar n-1 en de kosten van het jaar n-1 door toepassing van de formule opgenomen in afdeling 2 van de bijlage bij de wet. Niet-vertrouwelijke versie 6/81
Onderhavige beslissing bevat de methodologie betreffende de modaliteiten voor de bepaling van de vaste en variabele kosten bedoeld in artikel 14, § 8, 24e lid, van de wet van 11 april
Draagwijdte van de methodologie voor de bepaling van de kosten
De wet van 11 april 2003 geeft op een precieze manier het doel van de methodologie voor de bepaling van de vaste en variabele kosten aan: deze methodologie gebeurt “binnen het kader van haar opdracht zoals beschreven in het vorige lid” (art. 14, § 8, 24e lid in limine), namelijk de driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten, in het kader van een controle van de kosten gedragen door de kernexploitanten “gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening” (art. 14, § 8, 23e lid).
De methodologie bedoeld in lid 24 van artikel 14, § 8, is in principe niet bedoeld om de andere taken te beschrijven die de wetgever aan de CREG heeft opgedragen met het oog op de vaststelling van de repartitiebijdrage voor de jaren 2020 tot 2026, namelijk de driejaarlijkse adviezen over de vaststelling van het jaarlijkse minimumbedrag van de repartitiebijdrage en de jaarlijkse adviezen over het bedrag van de winstmarge van de industriële productie van elektriciteit door de splijting van kernbrandstoffen.
Lid 24 van artikel 14, § 8, voorziet dat de methodologie door de CREG moet worden bepaald met inachtneming van de richtlijnen die erin worden opgesomd, waaronder de verplichting om “de elementen bepaald in bijlage van deze wet” in acht te nemen. Deze bijlage bestaat uit zes afdelingen, die de volgende titels dragen: - afdeling 1: vaststelling van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage vanaf 2020; - afdeling 2: vaststelling van de winstmarge van de kerncentrales voor de jaren n-1 2016 tot 2025; - afdeling 3: inkomsten voor de vaststelling van de winstmarge van de kerncentrales voor de jaren n-1 2016 tot 2025; - afdeling 4: geschatte inkomsten voor het vaststellen van het minimum vanaf 2020; - afdeling 5: driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten voor elk van de jaren 2020 tot 2026; - afdeling 6: aanpassing van het minimum van vier centrales naar 3/2/1/0 centrales (met definiëring van de verminderingsfactoren van het minimum). Alle afdelingen van de bijlage bij de wet van 11 april 2003 hebben dus een specifiek doel. De driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten moet, volgens leden 22, 23 en 25, van artikel 14, § 8, gebaseerd zijn op afdeling 5 van de bijlage. Aangezien de methodologie, volgens lid 24, een voorbereidende akte vormt op de beslissingen over de driejaarlijkse herziening van de kosten, moeten de modaliteiten van de vaststelling van de vaste en variabele kosten die deze methodologie vastlegt bijgevolg in overeenstemming zijn met afdeling 5 van de bijlage. De CREG kan echter rekening houden met elk ander element van de bijlage (d.w.z. uit andere afdelingen dan afdeling 5) dat noodzakelijk zou zijn voor een coherente berekening van de repartitiebijdrage voor een bepaald jaar. A contrario komt het de CREG in principe niet toe om in het stadium van de methodologie elementen, criteria of parameters van de bijlage te beschrijven die betrekking hebben op latere stappen van de berekening. Niet-vertrouwelijke versie 7/81
Uit hetgeen voorafgaat blijkt dat de methodologie vervat in onderhavige beslissing enkel tot doel heeft de CREG toe te laten om haar beslissingen over de driejaarlijkse herziening van de kosten ten laatste op 30 juni 2020, 30 juni 2023 en 30 juni 2026 te nemen. Tijdskader van de driejaarlijkse herziening van de kosten
Artikel 14, § 8, lid 23, van de wet van 11 april 2003 geeft aan dat de driejaarlijkse herziening van de kosten gebeurt ingevolge “een analyse van de kosten gedragen door [de kernexploitanten] gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening”. Het 24e lid bepaalt dat de in aanmerking te nemen kosten “voldoende aangetoond” moeten worden, d.w.z. dat ze al gedragen moeten zijn door de bedoelde bijdrageplichtigen of minstens dat de betrokken kosten boekhoudkundig betrekking hebben op de betreffende periode.
De elementen en principes in deel 5 van de bijlage, waarnaar lid 23 verwijst, bevestigen dat de kosten die in het kader van de driejaarlijkse herziening moeten worden gecontroleerd, deze zijn die gedragen werden door de beoogde vennootschappen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening (vanuit een retroactieve of retrospectieve benadering), en niet de kosten die in de volgende driejaarlijkse periode zouden moeten worden gemaakt (vanuit een prospectieve benadering).
Het kader waarbinnen deze taak, die er in fine op gericht is een belasting vast te stellen, aan de CREG werd toegekend, vereist dat de elementen die worden gebruikt om het bedrag van de verschuldigde belasting te bepalen objectief en met zekerheid worden vastgesteld. Hieruit volgt dat de enige kosten die hiervoor in aanmerking moeten worden genomen, de kosten zijn die in het verleden daadwerkelijk zijn gemaakt, d.w.z. de kosten waarvoor het materieel mogelijk is om de realiteit van het door de bijdrageplichtigen voorgestelde bedrag vast te stellen en de rechtvaardiging ervan in het kader van de berekening van de belasting te controleren. De belasting die in fine uit de toepassing van de methodologie voortvloeit, zou vanuit juridisch oogpunt vatbaar zijn voor kritiek indien een van de termen van de berekening ervan - namelijk de kosten van de exploitanten en de in artikel 24, § 1, bedoelde vennootschappen - gebaseerd zou zijn op elementen die ten tijde van de bepaling ervan niet vastgesteld en dus niet objectief waren. Aangezien de kosten voor een bepaalde periode van drie jaar definitief worden vastgesteld door de driejaarlijkse herziening aan het begin van die periode, kunnen zij alleen rekening houden met eerder gedragen kosten. Op deze elementen zal hieronder verder worden ingegaan, als reactie op de opmerkingen die tijdens de raadpleging over de ontwerpbeslissing zijn gemaakt.
De retrospectieve benadering, waarin de methodologie en de driejaarlijkse herzieningen moeten passen, kent echter een aanpassing wat de niet-recurrente kosten betreft. Afdeling 5 van de bijlage bepaalt immers het volgende: voor de “niet-recurrente kostenelementen zullen de representatieve kosten voor de volgende periode worden vastgelegd” (onderlijnd door de CREG). Er moet worden beoordeeld of het gerechtvaardigd is de niet-recurrente kosten die in de drie jaar voorafgaand aan de herziening zijn gemaakt op te nemen in de objectieve kostenbasis die dient om de repartitiebijdragen voor de drie jaar na die herziening vast te stellen. Deze beoordeling veronderstelt dus dat er, in zekere mate, vooruitgekeken wordt naar de volgende periode.
Uit hetgeen voorafgaat blijkt dat het tijdskader waarin de methodologie en de driejaarlijkse herziening moeten worden vastgesteld alleen bestaat uit de drie jaar die aan de herziening voorafgaan, behalve (maar slechts in zekere mate) voor niet-recurrente kostenelementen. Niet-vertrouwelijke versie 8/81 1.
WET VAN 31 JANUARI 2003
De onderhavige beslissing houdt rekening met de realiteit vastgelegd door artikel 4 van de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie (hierna “de wet van 31 januari 2003” of “de wet over de kernuitstap”). Elke eventuele wijziging aangebracht aan voormeld artikel of aan enig ander element met betrekking tot de kernuitstap (zoals een levensduurverlenging van één of meerdere centrales) kan een invloed hebben of heeft een invloed op bepaalde basisprincipes van de voorgestelde methodologie. Met andere woorden, de onderliggende concepten van de huidige methodologie zijn opgesteld met inachtneming van het tijdschema van de kernuitstap dat momenteel van kracht is en het is mogelijk dat deze fundamenteel moeten evolueren als het wetgevend kader na het aannemen van de huidige methodologie wordt gewijzigd.
ANTECEDENTEN
Op 20 december 20184 heeft de CREG een voorstel van methodologie voor de bepaling van de vaste en variabele kosten van Electrabel ontvangen5 (hierna: het voorstel van methodologie van Electrabel van 20 december 2018).
Op 31 december 20186 heeft Luminus7, die van Electrabel een kopie van het voorstel heeft ontvangen, zich, mits enkele bijkomende opmerkingen, akkoord verklaard met het voorstel van methodologie dat Electrabel op 20 december 2018 aan de CREG had overgemaakt. Luminus heeft bijkomende opmerkingen geformuleerd bij drie kostenposten die behoren tot de categorie van de vaste kosten, namelijk de aankoop van energie, de afschrijvingen en de algemene kosten.
Electrabel heeft op 14 februari 2019 bijkomende toelichtingen gegeven aan de CREG bij haar voorstel van methodologie.
Op 4 juli 2019 heeft de CREG Electrabel verzocht om in haar voorstel van methodologie de elementen aan te duiden die Electrabel als vertrouwelijk beschouwt. Op 10 juli heeft Electrabel in haar antwoord op deze brief enerzijds de volgens haar vertrouwelijke elementen geïdentificeerd en anderzijds de toepassing van de procedure van openbare raadpleging betwist. Luminus heeft op dezelfde vraag naar vertrouwelijkheid geen vertrouwelijke gegevens geïdentificeerd, zodat deze gegevens gebruikt mochten worden in het kader van de openbare raadpleging.
Op 18 juli 2019 vond er een werkvergadering plaats tussen Electrabel en de CREG over de principes van de methodologie die in het voorstel van methodologie van Electrabel gebruikt worden. Tijdens deze vergadering werden een aantal bijkomende inlichtingen gevraagd aan Electrabel en werden ook een aantal verduidelijkingen aangebracht door de CREG. 4 Brief van 20 december 2018 van Electrabel: Loi du 25 décembre 2016 portant modifications de la loi du 11 avril 2003 ; Electrabel SA – proposition de méthodologie de révision triennale des coûts fixes et variables. 5 Electrabel (Electrabel NV -BE0403.170.701) is de kernexploitant overeenkomstig artikel 2, 5°, van de wet van 11 april
6 Mail van 31 december 2018: Re: Contribution de répartition: disposition de la loi du 11 avril
7 Luminus (Luminus NV – BE0471.811.661) is een “andere vennootschap dan een kernexploitant die een aandeel heeft in de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen”, zoals gedefinieerd in artikel 24, § 1, van de wet van 11 april
Niet-vertrouwelijke versie 9/81
Op 26 juli 2019 heeft Electrabel per mail haar opmerkingen geformuleerd over de standpunten van de CREG met betrekking tot de principes van de methodologie die tijdens de vergadering van 18 juli 2019 werden voorgesteld.
Op 3 augustus 2019 heeft het directiecomité van de CREG een eerste ontwerpbeslissing goedgekeurd over de methodologie voor de bepaling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot
De CREG heeft op 5 augustus 2019 haar beslissing tot het organiseren van een openbare raadpleging alsook de motivatie voor deze beslissing per brief aan Electrabel bezorgd. Daarnaast werd op diezelfde datum een nieuw verzoek tot identificatie van de “vertrouwelijke” elementen in dat ontwerpadvies geadresseerd aan Luminus en Electrabel.
Op 19 augustus 2019 werd een publiek raadplegingsdocument8 op de website van de CREG gepubliceerd.
De openbare raadpleging werd op 9 september 2019 afgesloten. Electrabel, Luminus en Febeliec hebben schriftelijke opmerkingen overgemaakt (zie infra).
Op 24 september 2019 heeft het directiecomité van de CREG, op hun verzoek, vertegenwoordigers van Electrabel ontmoet waarbij de commentaren uit de schriftelijke opmerkingen mondeling werden herhaald.
Op 30 september 2019 heeft de CREG aan Electrabel en Luminus een brief gestuurd waarin wordt vermeld dat de methodologie in artikel 14, § 8, 24e lid, van de wet van 11 april 2003 niet voor 30 september kon worden aangenomen omwille van de aard van de opmerkingen die de respondenten hebben geformuleerd in het kader van de openbare raadpleging en de wens van de CREG hiermee op gepaste wijze rekening te houden. De CREG heeft in dit schrijven bovendien vermeld dat de datum van 30 september 2019 slechts een niet dwingende termijn is aangezien de wet van 11 april 2003 geen verdere gevolgen geeft aan de overschrijding ervan. Noch Electrabel, noch Luminus hebben zich verzet tegen deze verlenging van de termijn.
Op 25 oktober 2019 heeft de CREG een herziene ontwerpbeslissing overgemaakt aan de ondernemingen die aan de openbare raadpleging hebben deelgenomen om hen toe te laten om hun standpunt over dit nieuwe ontwerp te geven in het kader van een raadpleging die aanvankelijk tot 18 november 2019 liep.
Deze raadpleging werd een eerste keer verlengd tot 25 november 2019, zodat tijdens de duur van de raadpleging een vergadering kon worden gehouden met de CREG en Electrabel en werd een tweede keer verlengd tot 2 december 2019 om Electrabel toe te laten, in haar schriftelijke opmerkingen, rekening te houden met de elementen besproken tijdens voormelde vergadering.
Bij het opstellen van onderhavige beslissing heeft de CREG, overeenkomstig haar huishoudelijk reglement, rekening gehouden met de argumenten die de respondenten hebben gegeven in het kader van de raadplegingen en de documenten die tijdens de twee raadplegingsperiodes waren ingediend. 8 Publiek raadplegingsdocument (PRD)

(1964)te weten: Ontwerpbeslissing (B)1964 tot vaststelling van een methodologie voor de bepaling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026. Niet-vertrouwelijke versie 10/81 3. RAADPLEGINGEN 3.1. INLEIDING 29. Tussen 19 augustus 2019 en 9 september 2019 werd over de eerste ontwerpbeslissing, dd. 3 augustus 2019, een openbare raadpleging gehouden. In dit kader heeft de CREG drie schriftelijke reacties ontvangen van respectievelijk Electrabel, Luminus en Febeliec. Naar aanleiding van de reacties van de respondenten heeft de CREG een tweede ontwerpbeslissing aangenomen en onderworpen aan een nieuwe raadpleging, die beperkt werd tot die partijen die schriftelijke opmerkingen hadden overgemaakt in het kader van de eerste raadpleging. In het kader van deze tweede raadpleging hebben dezelfde respondenten schriftelijke opmerkingen overgemaakt, namelijk Luminus (20 november 2019), Febeliec (25 november 2019) en Electrabel (2 december 2019). 30. In haar antwoord heeft Febeliec het volgende aangegeven: “Febeliec heeft geen specifieke opmerkingen bij de zeer diepgaande en gedetailleerde analyse van de CREG. We zien op die basis geen redenen om de correctheid of accuraatheid van de ontwerpbeslissing van de CREG in vraag te stellen”. De CREG neemt akte van dit antwoord op de raadpleging maar zal er niet op reageren. 31. In het kader van onderhavige beslissing wordt er in principe enkel geantwoord op de schriftelijke opmerkingen van Electrabel en Luminus over het tweede ontwerp. 3.2. WAT HET VERTROUWELIJKE KARAKTER VAN DE ONTVANGEN OPMERKINGEN BETREFT 32. Luminus en Electrabel hebben – zonder het te verantwoorden – vermeld dat hun antwoord op de raadpleging vertrouwelijk was. In overeenstemming met het huishoudelijk reglement van de CREG wordt dit vertrouwelijkheidsverzoek aanvaard. Bij brief van 16 januari 2020 heeft de CREG, in overeenstemming met artikel 47, § 4 van haar huishoudelijk reglement, aan Luminus en Electrabel gevraagd om haar voor 30 januari 2020 een nietvertrouwelijke versie van hun schriftelijke opmerkingen over te maken. 3.3. WAT DE DRAAGWIJDTE VAN DE DRIEJAARLIJKSE HERZIENING VAN DE KOSTEN BETREFT Opmerkingen van Electrabel en Luminus 33. Volgens Electrabel moet deze methodologie, die als basis dient voor de driejaarlijkse herziening van de kosten, toelaten om de kosten van de komende driejaarlijkse periode vast te stellen op basis van de kosten van de drie voorgaande jaren, echter door een aanpassing van deze kosten met het oog op hun verwachte evolutie in de loop van de volgende periode. In die zin voorziet de wet van 11 april 2003 een configuratie van de toekomstige kosten, weliswaar op basis van de kosten uit het verleden, maar deze kosten uit het verleden vormen slechts een basis die moet worden aangepast in functie van de evolutie van de kosten die men op het moment van deze aanpassing kan anticiperen. Niet-vertrouwelijke versie 11/81 34. Electrabel is van mening dat een dergelijke interpretatie in overeenstemming is met het vooropgestelde doel van de wetgever, namelijk het belasten van de rentabiliteit van de nucleaire sector op basis van de reële winstgevendheid, en dus de economische werkelijkheid. Met andere woorden, een onderschatting of overschatting van de kosten van de nucleaire sector, die een invloed zou hebben op de berekening van de rentabiliteit ervan, zou in strijd zijn met deze doelstelling. Volgens Electrabel heeft de ontwerpmethodologie van de CREG tot gevolg dat de werkelijke kosten van het jaar van de belastingheffing systematisch worden onderschat en laat de methodologie dan ook niet toe dat er een belasting kan worden vastgesteld die de economische werkelijkheid weerspiegelt, wat in strijd is met de doelstelling van de wet. Deze interpretatie is trouwens in overeenstemming met de tekst van de wet van 11 april 2003 en de bijlage van die wet, in het bijzonder afdeling 5 ervan, die m.b.t. de driejaarlijkse herziening van de kosten het volgende voorziet: “De kosten zijn deze die bestemd zijn voor de veilige exploitatie van de kerncentrales onderworpen aan de repartitiebijdragen, die de productie van elektriciteit mogelijk maken uit hoofde waarvan de genoemde winstmarges worden genoten”. Er wordt dus een verband gelegd tussen de kosten en de marge berekend in overeenstemming met afdeling 2 van de bijlage. Electrabel merkt eveneens op dat afdeling 2 vermeldt dat de kosten van het jaar n-1, voor de berekening van de repartitiebijdragen, worden “aangepast om de herziene kosten te weerspiegelen. Deze drie aanpassingen worden respectievelijk gebaseerd op de gerealiseerde kosten in de jaren 20172018-2019, 2020-2021-2022 en 2023-2024-2025 en het jaar 2026”. 35. Electrabel haalt bovendien het argument aan dat de wetgever, indien de in aanmerking te nemen kosten alleen de kosten van de voorgaande periode van drie jaar zouden zijn, niet zou hebben voorzien (of niet had moeten voorzien) dat de CREG een methodologie vastlegt, aangezien het doel van de methodologie volgens haar juist is om te bepalen hoe er moet worden overgeschakeld van de kosten uit het verleden ("vastgestelde kosten") naar de geactualiseerde kosten ("herziene kosten"). 36. Ten slotte leidt de "gelijkheid met het verleden"-logica van de ontwerpmethodologie van de CREG volgens Electrabel noodzakelijkerwijze tot een onevenredige repartitiebijdrage die de rentabiliteit van de nucleaire sector niet weerspiegelt, waardoor richtlijn nr. 4 van het 24e lid van artikel 14, § 8, wordt miskend. 37. Op basis van de voormelde interpretatie stelt Electrabel een "basisbeginsel" voor. Krachtens dit beginsel zou er rekening gehouden moeten worden met de evoluties in de loop van de volgende driejaarlijkse periode (zowel naar boven als naar beneden) van de kosten die nodig zijn voor de veilige exploitatie van de centrales9, evoluties waarop de exploitant geen controle heeft en waarop op de datum van de driejaarlijkse herziening kan worden geanticipeerd. De toepassing van dit basisbeginsel zou het mogelijk moeten maken de kosten uit het verleden aan te passen door rekening te houden met (

i)de toekomstige evolutie van de brandstofkosten met betrekking tot de "laatste kern"; (
ii)de toekomstige evolutie van de kosten met betrekking tot de afschrijving van toekomstige investeringen; (iii) de indexering van de kosten en (
iv)de toekomstige evolutie van de kosten, opgelegd door een overheid, die op het moment van de driejaarlijkse herziening gekend is. Wat de eerste drie bovengenoemde categorieën betreft, meent Electrabel dat het noodzakelijk is dat deze aangepast worden aangezien hun evolutie voldoende is aangetoond, of voor de indexering zelfs zeker is. Bovendien: - 9 wat betreft de aanpassing van de kosten van de "laatste kern" in functie van hun toekomstige evolutie, is Electrabel van mening dat deze kosten noodzakelijk zijn voor de Deze zinssnede stemt overeen met de vertaling van afdeling 5 van de bijlage bij de wet van 11 april 2003. Niet-vertrouwelijke versie 12/81 veilige exploitatie van de centrales, uit hoofde waarvan de genoemde winstmarges worden genoten, terwijl de aanpak van de CREG integendeel leidt tot een systematische onderschatting van de kosten en de CREG bovendien niet aantoont dat deze onredelijk zijn; - wat de aanpassing van de afschrijvingen voor toekomstige investeringen betreft, geeft Electrabel aan dat er tot het einde van de wettelijke levensduur van een nucleaire eenheid steeds meer afschrijvingen van investeringen op die nucleaire eenheid zijn en dat deze investeringen bedoeld zijn voor de veilige exploitatie van de centrales. De aanpak van de CREG leidt daarentegen tot een systematische onderschatting van de afschrijvingskosten en de CREG toont niet aan dat deze kosten manifest onredelijk zouden zijn; - wat de indexering van de vaste kosten uit het verleden betreft, is Electrabel van mening dat de inflatie een zeker element van de evolutie van de kosten is, waarover de exploitant geen controle heeft en die noodzakelijk is voor de veilige exploitatie van de centrales. De indexering van de kosten in het kader van de vaststelling van de winstmarge, die uitdrukkelijk in afdeling 2 van de bijlage is voorzien, betekent, impliciet maar zeker, een indexering van de kosten die in het kader van de driejaarlijkse herziening in aanmerking worden genomen. Met andere woorden, volgens Electrabel moet de kostenbasis die wordt gebruikt om de vaste kosten voor het eerste jaar te bepalen, worden uitgedrukt in euro van datzelfde jaar. 38. In haar schriftelijke opmerkingen is Luminus het in essentie eens met het standpunt van Electrabel. Antwoord van de CREG 39. De CREG gaat niet akkoord met de argumentatie van Electrabel en Luminus. 40. Het 23e lid van artikel 14, §8, van de wet van 11 april 2003 bepaalt het volgende: "In het bijzonder controleert de CREG, op driejaarlijkse basis, in 2020, 2023 en 2026, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, in het kader van een analyse van de kosten door hen gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening. Deze kosten hernemen noch rechtstreeks, noch onrechtstreeks, geen enkele kost die verband houdt met de nucleaire voorzieningen en met hun herziening, waaronder de voorzieningen voor de ontmanteling en voor het beheer van bestraalde splijtstoffen, met uitzondering van de oorspronkelijke voorziening voor de splijtstof die als variabele kost wordt opgenomen voor de verbruikte splijtstof gedurende deze periode. Na deze controle voert de CREG, in 2020, 2023 en 2026 de driejaarlijkse herziening door van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, voor respectievelijk de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar 2026.” (Onderlijnd door de CREG.) 41. Deze bepaling is duidelijk: ze voorziet dat de CREG de kosten die de bijdrageplichtigen hebben gedragen in de drie voorgaande jaren moet controleren en, na deze controle, een driejaarlijkse herziening van de kosten moet uitvoeren. Met andere woorden, op basis van het geheel van de kosten van de voorgaande periode die de bijdrageplichtigen hebben aangegeven, moet de CREG voor de driejaarlijkse herziening controleren welke kosten in aanmerking moeten worden genomen en welke kosten niet (bijvoorbeeld omdat ze onredelijk zijn of onvoldoende verantwoord zijn). Deze controle gebeurt door de toepassing van een methodologie die de CREG moet vastleggen (cf. lid 24) in overeenstemming met de richtlijnen voorzien in het 24e lid en op basis van de parameters vastgelegd in afdeling 5 van de bijlage (cf. lid 22). Niet-vertrouwelijke versie 13/81 Dit blijkt uit de Memorie van toelichting bij de wet van 25 december 2016: “Daarnaast, in de mate dat vanaf het jaar 2020 het minimum jaarlijks bedrag van de repartitiebijdrage aangepast wordt, wordt de CREG belast met het bepalen van de parameters voor de vaste en variabele kosten en met het vastleggen ervan voor opeenvolgende periodes van drie jaar vanaf 2020. Deze opdracht laat toe om een belangrijke controle uit te oefenen op de kosten gedragen door de kernexploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, van de wet van 11 april 2003 en de vennootschappen die een aandeel in de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen bedoeld in artikel 24, § 1, van diezelfde wet, en om desgevallend niet-verantwoorde kosten te verwerpen teneinde tot een zo accuraat mogelijke marge te komen die de werkelijke winstmarge van de nucleaire sector weergeeft. In dit kader heeft de CREG een beoordelingsbevoegdheid.”10 Het is belangrijk om hierbij te benadrukken dat de wetgever uitdrukkelijk de "gedragen kosten” en niet de te dragen kosten beoogt. Nergens laat het voormelde lid van de wet van 11 april 2003 - noch enig ander lid dat door de wet van 25 december 2016 werd ingevoegd in de wet van 11 april 2003 - verstaan dat de CREG rekening zou moeten houden met de evolutie van deze kosten in de loop van de komende periode. In tegenstelling tot wat Electrabel aangeeft, gebeurt de driejaarlijkse herziening niet “op basis” van kosten van de voorgaande periode die werden aangepast in functie van hun toekomstige evolutie, maar is de herziening louter en alleen een toepassing van de door de CREG gecontroleerde kosten van de vorige periode voor de berekening van de belasting tijdens de volgende periode. 42. Volgens de CREG is de lezing van de bijlage bij de wet door Electrabel ook onjuist. Electrabel probeert argumenten te halen uit het feit dat bijlage 5 de driejaarlijkse “aanpassing” van de kosten beoogt en leidt daaruit af dat de gedragen kosten voor de vorige periode aangepast zouden moeten worden in functie van hun voorspelbare evolutie tijdens de komende periode. Dit tekstueel argument is echter ongegrond. De Nederlandse tekst van afdeling 5 van de bijlage gebruikt immers de woorden “driejaarlijkse herziening” die ook gebruikt worden in het 23e lid van artikel 14, § 8, en vertaald worden door “révision triennale”; de driejaarlijkse herziening van de kosten is bijgevolg niets anders dan de controle, om de drie jaar, van de kosten gedragen tijdens de vorige periode, om aan de hand daarvan een objectieve en zekere basis te bepalen voor de berekening van de belasting. Deze controle laat toe kosten te elimineren die nochtans gedragen zijn of het bedrag ervan aan te passen (zo de kritiek ontkrachtend van de “gelijkheid met het verleden” aangehaald door Electrabel). Het is enkel in die zin dat de driejaarlijkse herziening een aanpassing is. Zoals Electrabel trouwens zelf heeft opgemerkt in haar schriftelijke opmerkingen over de eerste ontwerpbeslissing, verwijzen de kosten die in afdeling 5 zijn opgesomd duidelijk naar gedragen kosten, d.w.z. kosten die de bijdrageplichtigen al hebben gemaakt. Volgens de CREG wordt dit bewezen door de punten
g)en
h)die “betaalde” kosten en heffingen beogen (“acquittées” in het Frans). Bovendien somt afdeling 5 van de bijlage bij de wet de principes op die de bijdrageplichtigen moeten eerbiedigen in het kader van hun kostenopgave. Een van die principes is het principe van de “realiteit van de kosten in de periode” d.w.z. de drie jaren voorafgaand aan de beslissing van driejaarlijkse herziening zoals artikel 14, § 8, 23e lid van de wet van 11 april 2003 bepaalt. Bovendien werd er gespecifieerd dat: “Voor de niet-recurrente kostenelementen zullen de representatieve kosten voor de volgende periode worden vastgelegd.” Wanneer afdeling 5 van de bijlage een specifieke regel voor de niet-recurrente kostenelementen bevat – namelijk de vaststelling van representatieve kosten voor de volgende periode – is dat omdat a contrario voor de recurrente kosten enkel de kosten gemaakt tijdens 10 Parl.St. Kamer, zitting 2015-2016, nr. 54 2070/1, p. 15. Onderlijnd door de CREG. Niet-vertrouwelijke versie 14/81 “de periode”, d.w.z. de referentieperiode bedoeld in artikel 14, § 8, 23e lid van de wet van 11 april 2003, in aanmerking moeten worden genomen. 43. Bovendien dienen de tekstuele argumenten die Electrabel wil halen uit afdeling 2 van de bijlage bij de wet te worden gerelativeerd. Het is immers enerzijds, en zelfs indien alle afdelingen van de bijlage met toepassing van de wet van 11 april 2003 in aanmerking moeten worden genomen, afdeling 5 van de bijlage – en niet afdeling 2 – die prioritair van toepassing is, d.w.z. in het kader van de driejaarlijkse herziening van de kosten en de methodologie die de CREG hiervoor moet aannemen. Anderzijds dient er, in elk geval, rekening gehouden te worden met de fiscale aard van het domein waarin aan de CREG de bevoegdheid werd toegekend om een methodologie voor de vaststelling van de kosten uit te werken en een driejaarlijkse herziening van de kosten uit te voeren. Om in overeenstemming te zijn met de principes uit artikel 170, § 1 van de Grondwet moet een belasting berekend worden op basis van objectieve elementen, d.w.z. dat ze zeker en controleerbaar moeten zijn. Wanneer, zoals in dit geval, het bedrag van een belasting gebaseerd is op, enerzijds, de inkomsten gegenereerd door een activiteit en, anderzijds, op de kosten gemaakt door de uitvoering van die activiteit, moeten deze twee elementen met zekerheid worden vastgesteld. Wat de kosten betreft, heeft de wetgever rekening gehouden met de moeilijkheid om deze te objectiveren door te beslissen dat de CREG rekening moest houden met de kosten gegenereerd tijdens een periode van drie jaar vóór de periode waarin de belasting verschuldigd is; door deze methode is dit bepalende element van de belasting helemaal objectief, zonder dat hierover jaarlijks een debat over dit onderwerp moet worden heropend - wat ook een van de doelstellingen van de wet van 25 december 2016 is. Integendeel, het standpunt van Electrabel en Luminus laat niet toe dat de kosten die bij de vaststelling van de belasting in aanmerking worden genomen voor 100 % geobjectiveerd worden, aangezien de kosten uit het verleden volgens hen moeten worden aangepast door rekening te houden met de evoluties die zich later die zich na de vaststelling van deze kosten voordoen en die dus noodzakelijkerwijs niet zijn gecontroleerd. Het is niet omdat de evoluties van deze kosten “noodzakelijk zijn voor de verdere veilige exploitatie van de centrales” of omdat “erop geanticipeerd kan worden” dat er een even grote graad van zekerheid bestaat als voor de gedragen kosten uit de voorgaande periode die definitief afgelopen is. Om de volledige objectiviteit van de kosten te waarborgen die bij de berekening van de belasting in aanmerking worden genomen, dienen dan ook enkel de kosten van de periode die reeds verlopen is, in aanmerking te worden genomen. 44. Indien deze benadering inderdaad leidt tot een verschil tussen de periode die in aanmerking moet worden genomen voor de bepaling van de kosten en de periode die in aanmerking moet worden genomen voor de vaststelling van de inkomsten, kan dit element deze benadering echter niet ongeldig maken. Het Grondwettelijk Hof heeft immers verschillende keren erkend dat de repartitiebijdrage “niet berekend [wordt] op basis van het omzetcijfer dat, of van de winst die, door de bijdrageplichtigen in de loop van het aanslagjaar wordt gerealiseerd, maar wel ten opzichte van hun bijdragecapaciteit. Die wordt door de wetgever geschat, met name door rekening te houden met de “nucleaire rente”, die wordt geraamd ten opzichte van de totale op het Belgische grondgebied geïnstalleerde capaciteit inzake elektriciteitsproductie door splijting van kernbrandstoffen”11. De memorie van toelichting van de wet van 25 december 2016 verwijst uitdrukkelijk naar deze analyse waarmee ze akkoord gaat12. Deze wet wilde immers een nieuwe methode vaststellen voor het bepalen van de bijdragecapaciteit van de bijdrageplichtigen, met inbegrip van de manier waarop wordt vastgesteld welke kosten in 11 GwH, arrest nr. 106/2014 van 17 juli 2014, punt B.15.2; arrest nr. 114/2015, van 17 september 2015, punt B.16.2. Parl. St., Kamer, zitting 2015-2016, nr. 54 2070/1, p. 8. 12 Niet-vertrouwelijke versie 15/81 aanmerking moeten worden genomen bij de berekening van de repartitiebijdrage. Dit heeft echter niet tot gevolg dat het louter in aanmerking nemen van de kosten van de voorgaande periode, terwijl de inkomsten worden bepaald op basis van een andere referentieperiode, noodzakelijkerwijs zou leiden tot de vaststelling van een onevenredige repartitiebijdrage, omdat ze de rentabiliteit van de nucleaire sector en dus de werkelijke bijdragecapaciteit ervan niet weerspiegelt. Volgens deze redenering zou de mogelijkheid om een jaarlijks minimumbedrag van repartitiebijdrage toe te passen, dat noodzakelijkerwijs verschilt van het bedrag van de repartitiebijdrage dat in principe verschuldigd is, eveneens onevenredig zijn, terwijl ze op geen enkele wijze door de bijdrageplichtigen in vraag wordt gesteld. Bovendien moet er ook rekening worden gehouden met het feit dat de inkomsten die in aanmerking worden genomen voor de berekening van de repartitiebijdrage voor een bepaald jaar ("n") de inkomsten van het jaar "n-1" zijn, en niet de inkomsten van het jaar "n". Een dergelijk verschil kan niet bekritiseerd worden wat de bijdragecapaciteit van de bijdrageplichtigen betreft en werd trouwens aanvaard door het Grondwettelijk Hof dat de volgende mening was toegedaan: “De omstandigheid dat [de periode die in aanmerking genomen moet worden om het bedrag van de bijdrage te berekenen] dateert van vóór het ogenblik waarop de repartitiebijdrage werd ingevoerd, volstaat dus niet om van die laatste een fiscale maatregel met terugwerkende kracht te maken.”13. Met andere woorden, volgens de wet van 25 december 2016 blijkt duidelijk dat de bijdragecapaciteit van de nucleaire sector voor een bepaald jaar niet beperkt is tot de inkomsten uit de activiteit in dat jaar, verminderd met de kosten die door diezelfde activiteit in dat jaar zijn gemaakt. Een verschil tussen de perioden die in aanmerking worden genomen voor de bepaling van de inkomsten en de kosten voor de vaststelling van de repartitiebijdrage belet dus niet dat er een verband wordt behouden tussen het bedrag van de bijdrage en de bijdragecapaciteit van de belastingplichtigen, zodat deze bijdrage niet als onevenredig kan worden beschouwd. 45. Ten slotte is het onjuist om, zoals Electrabel, te beweren dat de methodologie niet nuttig of noodzakelijk zou zijn volgens het standpunt van de CREG over de wet van 11 april 2003, d.w.z. als bij de driejaarlijkse herziening alleen rekening wordt gehouden met de kosten van de vorige periode. De methodologie is noodzakelijk om de CREG in staat te stellen de kosten te controleren met het oog op de driejaarlijkse herziening. Zoals benadrukt werd in de memorie van toelichting van de wet van 25 december 2016 laat de aan de CREG toevertrouwde opdracht toe “om een belangrijke controle uit te oefenen op de kosten gedragen door [de bijdrageplichtigen] [...] en om desgevallend nietverantwoorde kosten te verwerpen teneinde tot een zo accuraat mogelijke marge te komen die de werkelijke winstmarge van de nucleaire sector weergeeft14. De methodologie moet onder andere toelaten om te bepalen welke kosten aanvaardbaar zijn en welke niet en om de criteria voor de beoordeling van het redelijke karakter van de kosten te bepalen. De wet van 11 april 2003 en de voorbereidende werkzaamheden van deze wet laten op geen enkel moment verstaan dat het doel van de methodologie zou zijn om het mogelijk te maken de kosten die in de vorige periode zijn gedragen – of een deel daarvan – aan te passen door rekening te houden met (projecties van) toekomstige kosten. 46. Uit hetgeen voorafgaat vloeit voort dat de driejaarlijkse herziening van de kosten alleen moet gebeuren door rekening te houden met de kosten van de driejaarlijkse periode voorafgaand aan die herziening zoals gecontroleerd en desgevallend aangepast door de CREG. Deze methodologie moet de CREG in staat stellen een dergelijke controle uit te voeren met het oog op de driejaarlijkse herziening. 13 14 GwH, arrest nr. 32/2010 van 30 maart 2010, punt B.12.3. Parl. St. Kamer, zitting 2015-2016, nr. 54 2070/1, p. 15. Niet-vertrouwelijke versie 16/81 47. Gezien de voorgaande argumentatie kan de CREG niet akkoord gaan met de opmerkingen van Electrabel en Luminus over de evolutie van de brandstofkosten van de “laatste kern”. In het kader van de driejaarlijkse herziening kan alleen rekening worden gehouden met de kosten van de vorige periode, en niet met de evolutie van deze kosten in de komende periode. De richtlijn die voorziet dat “de kosten moeten voldoende aangetoond worden” geldt alleen voor de in aanmerking te nemen kosten, d.w.z. de kosten uit de voorgaande periode. Bovendien hoeft de CREG het manifest onredelijke karakter van dit element niet aan te tonen aangezien de beoordeling van het al dan niet redelijke karakter van de kosten alleen betrekking heeft op de kosten van de in aanmerking te nemen periode, d.w.z. op de kosten van de periode van drie jaar voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening (in dit geval de brandstofkosten verbruikt gedurende de voorafgaande periode). 48. Dezelfde analyse geldt voor de evolutie van de kosten in verband met de afschrijvingen van toekomstige investeringen: aangezien er geen rekening moet worden gehouden met de toekomstige evolutie van de kosten uit de vorige periode – in casu, van de investeringen die nog niet zijn gedaan, zelfs als ze gepland zouden zijn –, is het niet aan de CREG om te bepalen of deze (projecties van) toekomstige kosten al dan niet voldoende zijn aangetoond of al dan niet manifest onredelijk zijn. 49. Hetzelfde geldt voor de waarschijnlijke evolutie van de door de overheid opgelegde kosten in de toekomst, ook al zou deze toekomstige ontwikkeling ten tijde van de driejaarlijkse herziening gekend zijn. 50. Wat de indexering van de vaste kosten uit het verleden betreft, bestaat het argument van Electrabel er daarentegen in dat ze het principe van de indexering van de kosten wil toepassen op de vaste kosten van de vorige periode, waarvan de toepassing is voorzien in het kader van afdeling 2 van de bijlage, d.w.z. jaarlijks, in het kader van de vaststelling van de winstmarge. Aangezien de argumentatie van Electrabel alleen betrekking heeft op de (vaste) kosten van de vorige periode, zonder rekening te houden met de evolutie daarvan in de komende periode (aangezien die zal worden behandeld in het kader van de vaststelling van de winstmarge, met toepassing van afdeling 2 van de bijlage), houdt de CREG hiermee rekening in haar methodologie. 3.4. WAT DE TOEPASSING VAN DE VERMINDERINGSFACTOREN BETREFT Opmerkingen van Electrabel en Luminus 51. In hun schriftelijke opmerkingen bekritiseren Electrabel en Luminus het standpunt van de CREG waarbij de in afdeling 2 van de bijlage bij de wet vastgestelde verminderingsfactoren bij een definitieve stillegging van een of meer centrales enkel van toepassing zouden zijn in het geval van stillegging na de referentieperiode die wordt gebruikt voor de driejaarlijkse herziening van de kosten, terwijl, in geval van stillegging tijdens de referentieperiode, de kosten met betrekking tot die centrale gewoon op nul worden gebracht. Electrabel is van mening dat dit onderscheid in het ontwerp van de CREG wordt gemaakt op basis van het tijdstip van de definitieve stillegging van een centrale, niet is opgenomen in de wet van 11 april 2003 en dat de weigering om de in afdeling 2 van de bijlage vermelde verminderingsfactoren toe te passen, in strijd is met die wet. 52. Volgens Electrabel houdt het standpunt van de CREG het risico in van een dubbele kostenvermindering – althans in een aantal veronderstellingen – aangezien de kosten in verband met een centrale die in de voorgaande periode is gesloten, in eerste instantie bij de driejaarlijkse herziening worden uitgesloten, en omdat de resterende kosten in tweede instantie worden onderworpen aan de toepassing van verminderingsfactoren, in het kader van de vaststelling van de winstmarge. Electrabel is bovendien van mening dat de toepassing van het door de CREG gemaakte onderscheid gevolgen Niet-vertrouwelijke versie 17/81 heeft die ofwel onevenredig zijn (bijvoorbeeld voor 2026: waarbij een repartitiebijdrage zonder aftrek van enige kosten wordt opgelegd, aangezien alle centrales tegen het einde van 2025 hun productie zullen hebben gestaakt), ofwel moeilijk te begrijpen en incoherent zijn. 53. Om deze problemen op te lossen, stellen Electrabel en Luminus voor om in de methodologie voor de vaststelling van de kosten het principe van een gross-up in geval van definitieve sluiting van een centrale op te nemen (d.w.z. een brutering naar een basis van vier eenheden vóór toepassing van de verminderingsfactoren) die moet worden toegepast ongeacht het tijdstip waarop een centrale definitief wordt stilgelegd. Electrabel is van mening dat de toepassing van een dergelijke gross-up de enige denkbare oplossing is om een dubbele kostenvermindering te voorkomen; het ontbreken van een dergelijke gross-up – of, subsidiair, van de vermelding van het verbod op een dubbele kostenvermindering – in de methodologie zou, volgens Electrabel, nu al de volgende akten die betrekking hebben op de vaststelling van de verschuldigde repartitiebijdragen, in het gedrang brengen. Antwoord van de CREG 54. Na analyse van de door Electrabel aangevoerde argumenten blijkt dat het risico van een dubbele kostenvermindering ernstig is. Bovendien blijkt de toepassing van de door Electrabel en Luminus voorgestelde gross-up een antwoord te bieden op de vraag of de uitsluiting van kosten van een centrale die tijdens de referentieperiode wordt stilgelegd, pro rata temporis of over de hele periode moet worden toegepast. 55. Om hiermee rekening te houden, wordt de huidige methodologie aangepast om het principe van de gross-up erin op te nemen in geval van een definitieve stillegging van een of meer centrales tijdens de referentieperiode, dit wil zeggen tijdens de drie jaren voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening van de kosten. 3.5. WAT DE REDELIJKHEIDSCRITERIA BETREFT Opmerkingen van Electrabel 56. Electrabel merkt op de dat de redelijkheidscriteria die, volgens de wet van 11 april 2003 “niet discriminerend en transparant” moeten zijn, niet voldoende zijn gemotiveerd terwijl de CREG volgens artikel 23, § 2bis van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt een “volledige motivering en verantwoording voor haar beslissingen” dient te geven “om de jurisdictionele toetsing ervan mogelijk te maken”. 57. Volgens Electrabel verklaart de CREG het verband dat ze legt tussen de redelijkheidscriteria op basis van definities in de wet en de gevolgen die ze eruit trekt niet. Vervolgens somt Electrabel enkele interpretatiekwesties op. Antwoord van de CREG 58. In haar redelijkheidscriteria heeft de CREG vooreerst een aantal algemene principes uiteengezet zoals het feit dat alle kosten moeten voldoen aan de bepalingen van de wet van 11 april 2003. De criteria die expliciet verwijzen naar de wettelijke bepalingen moeten niet exhaustief opgesomd worden omdat de CREG de kosten kan verwerpen die niet conform zijn aan deze wettelijke bepalingen omwille van het feit dat ze niet voldoen aan de wettelijke bepalingen. De CREG Niet-vertrouwelijke versie 18/81 verantwoordt deze algemene principes dus door te verwijzen naar de bepalingen van de wet van 11 april 2003. 59. Vervolgens wenst de CREG te benadrukken dat noch Electrabel, noch Luminus de redelijkheidscriteria die ze toegepast zouden willen zien, in hun voorstel van methodologie hebben vermeld. Op dit ogenblik, kan de CREG enkel algemene principes vermelden aangezien zij momenteel niet beschikt over voldoende gedetailleerde gegevens over de kostenelementen die de exploitanten in hun rapport zullen opnemen. Het is dus de facto moeilijk om zeer gedetailleerde redelijkheidscriteria op te nemen. Opmerkingen van Electrabel 60. Voor Electrabel is het niet duidelijk hoe de redelijkheidscriteria in verband met “de kosten voor mecenaat of publieke informatieverschaffing” zullen worden geïnterpreteerd. Ze vindt dat de informatieverschaffing naar het publiek een wezenlijk deel uitmaakt van de exploitatie van kerncentrales, die in overeenstemming is met de internationale praktijken en zelfs door het Belgische wettelijke en reglementaire kader is opgelegd aan de exploitant. Ook al staat tegenover deze informatieverschaffing “geen onmiddellijke tegenprestatie” van het publiek, het gaat om reële en redelijke kosten bestemd voor een veilige exploitatie van de centrales. Electrabel geeft het voorbeeld van de kosten (met name sponsorcontracten) die in de gemeenten rond de kerncentrales worden gemaakt en die gericht zijn op de maatschappelijke aanvaardbaarheid van de centrales; volgens Electrabel maken ze het mogelijk de centrales sereen en dus veilig te exploiteren en zijn het geen kosten die uitsluitend gericht zijn op het behoud van het imago van Electrabel. Antwoord van de CREG 61. Electrabel zal, op vraag van de CREG, moeten aantonen dat de desbetreffende kosten voldoen aan voormelde principes. Wat betreft het voorbeeld van de sponsorcontracten met de aanliggende gemeenten werden deze kosten reeds aanvaard, in het kader van de controle van de kosten van Tihange 1, na beoordeling door een externe deskundige. De CREG zal niet afwijken van het principe dat in dit specifiek geval aanvaard werd. De CREG is echter niet van plan het redelijkheidscriterium te wijzigen. 62. Naar aanleiding van de opmerkingen van Electrabel over de volgende punten: - de post “kosten van een stilgelegde centrale” die enkel betrekking zou moeten hebben op een “definitief stilgelegde centrale” en - de Franse tekst « coûts qui ne sont pas liés à la sécurité d’exploitation de la centrale », die een schrijffout bevat15 (er moet vermeld worden « coûts destinés à l’exploitation sûre des centrales »), worden de redelijkheidscriteria aangevuld. 15 Naar aanleiding van de Nederlandse vertaling in afdeling 5 van de bijlage bij de wet. Niet-vertrouwelijke versie 19/81 3.6. OPMERKINGEN PER KOSTENTYPE Brandstof: bovenfase (5.3.1 van de ontwerpbeslissing) 63. Electrabel vermeldt dat de “laatste kern” een kost is waarop “geanticipeerd” kan worden, die de exploitant noodzakelijkerwijs zal dragen naarmate het einde van de levensduur van de kerncentrales dichterbij komt. Om die reden moet de laatste kern in rekening gebracht worden van de driejaarlijkse kosten. Electrabel stelt daarom voor om haar methodologie van 20 december 2018 te wijzigen. 64. De CREG verwijst naar de argumenten in paragraaf 3.3.2 van onderhavige beslissing en aanvaardt het concept van de "laatste kern" niet, aangezien deze laatste geen kost is die gedragen werd in de drie jaren voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening. Brandstof: fabricage (5.3.2 van de ontwerpbeslissing) 65. Volgens Electrabel zou de CREG, net zoals voor de kost van de bovenfase, de verhoging van de eenheidskost voor de splijtstofelementen omwille van de toepassing van de “laatste kern” moeten opnemen. 66. De CREG verwijst naar de argumentatie uit deel 3.3.2 van onderhavige beslissing en aanvaardt het begrip “laatste kern” niet. Brandstof: benedenfase (5.3.3 van de ontwerpbeslissing) 67. Electrabel stelt voor rekening te houden met de kosten van het laatste referentiejaar om de toekomstige referentie voor de kost van de benedenfase vast te stellen, omdat de laatste drie jaar niet representatief zijn voor de toekomstige kost. De kost van de benedenfase wordt om de drie jaar geactualiseerd onder toezicht van de Commissie voor nucleaire voorzieningen en het laatst gekende en goedgekeurde tarief is altijd de raming die de toekomstige kosten het best weergeeft. 68. Specifiek voor de brandstofkost voor de benedencyclus merkt de CREG op dat deze kost afhankelijk is van de beslissing van de Commissie voor nucleaire voorzieningen, die om de drie jaar wordt geactualiseerd. Gezien de aanzienlijke impact van dit element op de berekening van de repartitiebijdrage, houdt de CREG rekening met de laatste door de Commissie voor nucleaire voorzieningen uitgevoerde actualisering zoals die van kracht is en wordt toegepast in de loop van de referentieperiode. De CREG merkt op dat, hoewel de wet van 11 april 2003 weliswaar voorziet dat de driejaarlijkse herziening van de kosten uitsluitend moet worden gebaseerd op de kosten gedragen door de bijdrageplichtigen gedurende de periode voorafgaand aan de herziening, het niet vereist is dat alleen het gemiddelde van deze kosten wordt toegepast. Aangaande de brandstofkost voor de benedenfase, merkt de CREG op dat, specifiek voor dit soort van kosten, de driejaarlijkse herziening uitvoeren op basis van het gemiddelde van de gedragen kosten gedurende de referentieperiode, onevenredig zou zijn, omdat deze methode onvoldoende rekening zou houden met de laatste driejaarlijkse herziening van deze kosten door de Commissie voor nucleaire voorzieningen toegepast tijdens de referentieperiode. Rekening houdend met de beoordelingsbevoegdheid, die haar overeenkomstig lid 24 van artikel 14, § 8, uitdrukkelijk is toegekend, is de CREG van mening dat de hierboven voorgestelde oplossing redelijk is. De CREG past haar methodologie in die zin aan. Niet-vertrouwelijke versie 20/81 Injectietarieven (5.3.4 van de ontwerpbeslissing) 69. Electrabel is van mening dat de kosten voor de volgende driejaarlijkse periode moeten overeenkomen met de eenheidskost (per MWh) die in het laatste jaar van de referentieperiode is waargenomen, gecorrigeerd met een eventueel tariefverschil (zowel naar boven als naar beneden) die voor de toekomstige periode zou gelden op grond van een “reglementaire beslissing” die op 30 maart van het jaar van de driejaarlijkse herziening gekend is. Dit voorstel komt overeen met het basisprincipe dat Electrabel in haar antwoord op de tweede raadpleging heeft opgenomen, op grond waarvan de CREG de kosten uit het verleden moet aanpassen, rekening houdend met de evolutie van de kosten die noodzakelijk zijn voor de verdere veilige exploitatie van de centrales, waarover de exploitant geen controle heeft en waarop op de datum van de driejaarlijkse herziening kan worden geanticipeerd. 70. De CREG deelt deze interpretatie van de wet niet en bepaalt de kosten op basis van het gemiddelde van de drie jaren voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening. Inflatie van de variabele kosten 71. Electrabel stelt een element van verwachte inflatie voor in de formules van het voorstel van methodologie, overeenkomstig de economische logica, op grond van het feit dat de wet wel de jaarlijkse indexering van variabele kosten uitsluit, maar daarom geen driejaarlijkse indexering van die kosten uitsluit. 72. De wet voorziet voor de vaste kosten een indexering ervan in functie van de prijsindex om de evolutie van de prijzen te dekken tussen de beslissing van een driejaarlijkse herziening en de berekening van de repartitiebijdrage voor een bepaald jaar (zie afdelingen 1 en 2 van de bijlage). Deze indexering heeft derhalve geen betrekking op de controle en, in voorkomend geval, op de aanpassing van de kosten gedurende de drie jaar voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening. Wat betreft de driejaarlijkse herziening, zal de CREG de vaste kosten voor de jaren N-2 en N-3 indexeren op basis van de index van januari van het jaar N-1. Dit betekent dat de gemiddelde vaste kosten van de referentieperiode berekend worden op basis van de index van het jaar N-1. Deze aanpak maakt het mogelijk om een objectieve basis van de kosten vast te stellen, op vergelijkbare basis. Wat betreft de variabele kosten gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening, stelt de CREG vast dat de variabele brandstofkosten (gedeelte “bovenfase” en “fabricage”) niet fluctueren op basis van de consumentenprijsindex (in België) maar op basis van de wereldmarkt, en dat de variabele brandstofkosten (gedeelte “benedenfase”) evolueren in overeenstemming met de beslissingen van de Commissie voor nucleaire voorzieningen. De injectiekosten ten slotte evolueren evenmin in functie van de index van de consumptieprijsindex, maar worden vastgesteld voor vierjaarlijkse periodes. Deze kosten dienen dus niet geïndexeerd te worden op basis van de index van januari van het jaar N-1. Vaste kosten (5.3.5 en 5.3.6 van de ontwerpbeslissing) 3.6.6.1. Inflatie 73. Electrabel vindt dat de benadering van de CREG leidt tot een driejaarlijkse kostenbasis die systematisch lager is dan de werkelijke kosten en stelt in de formules een indexering van de kosten van de drie referentiejaren voor. Niet-vertrouwelijke versie 21/81 74. De CREG gaat akkoord met de indexatie van de vaste kosten zoals vermeld in voorgaande sectie en heeft de methodologie in die zin aangepast. 3.6.6.2. Evolutie van de reglementaire kosten 75. Electrabel stelt voor om de historische kosten die onderworpen zijn aan of voortvloeien uit reglementaire beslissingen te verbeteren, om aldus de nieuwe dwingende bepalingen zo goed mogelijk te weerspiegelen. Dit voorstel volgt hetzelfde basisprincipe als het principe vermeld in paragraaf 37. Onder reglementaire kosten verstaat Electrabel onder andere taksen, gereglementeerde tarieven en evoluties van de verzekeringskosten als gevolg van wijzigingen van wettelijke verplichtingen. 76. De CREG deelt het standpunt van Electrabel niet en bepaalt de kosten op basis van het gemiddelde van de drie jaar voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening, met uitzondering van de brandstofkosten voor de benedenfase, rekening houdend met de aanzienlijke impact ervan op de berekening van de repartitiebijdrage (zie punt 3.6.3). Afschrijvingen (5.3.6.2 van de ontwerpbeslissing) 77. Electrabel vermeldt dat de tweede ontwerpbeslissing waarbij de toekomstige berekeningen voor de afschrijvingen worden afgewezen wettelijk niet gerechtvaardigd is en voegt aan haar voorstel van methodologie details toe over de berekening van de afschrijvingen voor de periode van drie jaar. 78. Specifiek met betrekking tot de afschrijvingskosten en gezien hun aanzienlijke impact op de berekening van de repartitiebijdrage, is de CREG van mening dat het laatste jaar van de referentieperiode in aanmerking moet worden genomen voor het jaar N-1. De netto boekwaarde op 31 december van het laatste jaar van de referentieperiode wordt gebruikt als basis voor de berekening van de afschrijvingen voor de jaren N en N+1. De CREG houdt daarentegen geen rekening met de afschrijvingen op investeringen na de referentieperiode. De CREG merkt op dat, hoewel de wet van 11 april 2003 weliswaar voorziet dat de driejaarlijkse herziening van de kosten uitsluitend moet worden gebaseerd op de kosten gedragen door de bijdrageplichtigen gedurende de periode voorafgaand aan de herziening, zij echter niet alleen het gemiddelde van deze kosten oplegt. Wat de afschrijvingskosten betreft, merkt de CREG op dat, specifiek voor dit soort van kosten, de driejaarlijkse herziening uitvoeren op basis van het gemiddelde van de gedragen kosten gedurende de referentieperiode, onevenredig zou zijn, om reden van de mechanische toename van de afschrijvingen gedurende de referentieperiode (ingevolge vereiste investeringen tijdens deze periode).Rekening houdend met de beoordelingsbevoegdheid ter zake, uitdrukkelijk bevestigd door lid 24 van artikel 14, § 8, is de CREG van mening dat de hierboven voorgestelde oplossing redelijk is. Voorzieningen (5.3.6.3 van de ontwerpbeslissing) 79. Electrabel gaat, onder voorbehoud van een aanpassing van de indexatie, akkoord met het voorstel van de CREG uit de eerste ontwerpbeslissing, waarbij de terugnames van voorzieningen aangelegd vóór 2017 niet worden opgenomen in de kostenbasis van de driejaarlijkse herziening. De bestedingen van voorzieningen van vóór 2017 worden echter wel opgenomen in de kostenbasis. 80. De CREG heeft in de redelijkheidscriteria een bepaling opgenomen waarbij de kosten en de terugnames van kosten die betrekking hebben op een voorgaande periode niet in de kostenbasis worden opgenomen. Voor de berekening van de kosten van de voorzieningen wordt een uitzondering gemaakt op deze regel, in die zin dat voor deze kosten steeds gecontroleerd zal worden of de Niet-vertrouwelijke versie 22/81 terugname of de besteding van de voorziening geen aanleiding kan geven tot een dubbeltelling van de kosten. Indirecte kosten (5.7.7.2, § 138 van de ontwerpbeslissing) 81. Electrabel is van oordeel dat het niet nodig is om een gedeelte van de indirecte kosten toe te voegen aan de kosten van de resterende centrales in het geval van een definitieve stillegging van een centrale. 82. Dit hoofdstuk van de ontwerpbeslissing en deze paragraaf behandelen de situatie waarbij het gebruik van de verminderingsfactoren niet expliciet vermeld werd in de methodologie. Aangezien dit principe in de onderhavige beslissing is opgenomen, komt dit hoofdstuk te vervallen en gaat de CREG akkoord met het voorstel van Electrabel. Herzieningen 12/18 maanden 83. Electrabel stelt voor om de referentie van drie jaar vast te stellen volgens de kalender van de periodieke revisies in REMIT op 30 juni van het jaar van de driejaarlijkse herziening en volgens de gemiddelde kosten vastgesteld tijdens de referentieperiode, eventueel verminderd met nietrecurrente elementen. 84. De CREG stelt vast dat Electrabel zich aansluit bij het standpunt van de CREG zijnde dat de kosten voor periodieke revisies, eenheid per eenheid, een niet-recurrent karakter hebben, omwille van het feit dat de periodes van de cycli van eenheid tot eenheid verschillen. 85. Aangezien de CREG niet akkoord gaat met de prospectieve visie van de kosten en van oordeel is dat de kosten gebaseerd moeten worden op basis van de kosten van de drie voorgaande jaren, zoals uiteengezet in hoofdstuk 3.3.2 van onderhavige beslissing, wordt dit voorstel van Electrabel niet aanvaard. Niet-vertrouwelijke versie 23/81 4. ANALYSE VAN METHODOLOGIE HET VOORSTEL VAN 4.1. BASISPRINCIPES IN HET VOORSTEL VAN METHODOLOGIE VAN ELECTRABEL 86. Electrabel heeft in haar voorstel van methodologie van 20 december 2018 de volgende principes vermeld: 4.2.
a)het voorstel houdt rekening met de parameters, de termijnen, de verminderingsfactoren voor de vaste kosten en, meer in het algemeen, met alle verplichtingen en principes gedefinieerd in de wet;
b)de methodologie heeft als doel om de vaste kostenbasis vast te stellen die overeenstemt met de uitbating van de 4 centrales aan 100 %. Wanneer de methodologie zich baseert op de historische kosten die boekhoudkundig slechts pro rata in het aandeel van de productie zijn verwerkt, worden deze kosten gecorrigeerd naar een aandeel van 100 %. Om dezelfde redenen worden de kosten gefactureerd aan andere vennootschappen (rubriek n van de lijst van vaste kosten in afdeling 5 van de bijlage bij de wet) dan herleid tot 0 in de berekening van de vaste kosten. Op deze wijze wordt de nucleaire marge berekend als de 100 % opbrengsten verminderd met 100 % kosten;
c)om de verminderingsfactoren van de vaste kosten in functie van de centrales die definitief zijn stilgelegd te kunnen toepassen, dienen de vaste kosten bepaald door de methodologie, berekend te zijn als kosten voor de 4 centrales. Daarom dienen deze kosten, gebaseerd op historische gegevens van een variabel aantal nog actieve centrales tijdens de referentieperiode (in de drie jaren voorafgaand aan de herziening van de kosten), vermeerderd te worden met dezelfde factoren als de verminderingscoëfficiënten van de vaste kosten. SAMENVATTING VAN DE METHODOLOGIE VOORGESTELD DOOR ELECTRABEL 87. Het voorstel van methodologie van Electrabel van 20 december 2018 wordt als bijlage 1 bij onderhavige beslissing gevoegd. In dit voorstel heeft Electrabel voorgesteld om de kosten te baseren op de kosten van de voorgaande driejaarlijkse periode, met uitzondering van de variabele brandstofkosten “bovenfase” en “fabricage” waarvoor het principe ”laatste kern” werd geïntroduceerd en van de afschrijvingen die berekend zouden worden op basis van de laatst gekende afschrijvingen die geëxtrapoleerd worden met representatieve investeringen voor de volgende periode. 88. Het concept “laatste kern” wordt geïntroduceerd voor de brandstofkosten. De kern van een reactor (brandstofstaven) wordt, afhankelijk van zijn technische parameters, om de 12 maanden (Doel 3) of om de 18 maanden (Tihange 2, Tihange 3 en Doel 4) herladen. Bij het herladen van de brandstofstaven wordt slechts een gedeelte van de brandstof vervangen. Deze progressieve wijziging van de brandstofelementen, gecombineerd met een herschikking van de elementen van de kern, garandeert een homogene “reactie” en een constant nominaal vermogen van de nucleaire eenheid. Wanneer een centrale gedeactiveerd wordt, zal een gedeelte van de brandstofstaven dus niet maximaal gebruikt kunnen worden, aangezien deze staven in dat geval niet volledig (d.w.z. voor drie Niet-vertrouwelijke versie 24/81 of vier periodes) kunnen gebruikt worden. Rekening houdend met de technische kenmerken van de brandstof en de theoretische herzieningen (laden van nieuwe brandstof) heeft Electrabel een bruteringsfactor berekend die toegepast moet worden op de (historische) brandstofkost. 89. In de consultatienota van 2 december 2019 werd volgend principe voorgesteld door Electrabel, na kennisname van de ontwerpbeslissingen en gesprekken met de CREG. Dit principe houdt rekening met de evolutie (zowel opwaarts als neerwaarts) van de kosten die bestemd zijn voor de veilige exploitatie van de kerncentrales, die buiten de controle van de exploitant liggen en die reeds voorzien kunnen worden op de datum van de driejaarlijkse herziening. In deze optiek is Electrabel van mening dat volgende kosten aangepast zouden moeten worden (op basis van het verleden maar rekening houdend met de toekomst): - de kost van de brandstof op basis van het principe van de “laatste kern”; - de afschrijvingskosten met toekomstige afschrijvingen; - de indexatie van de kosten: - de evolutie van kosten opgelegd door een overheid voor zover gekend vÓÓr 30 maart van het jaar van de herziening. 90. Het voorstel van methodologie van 20 december 2018 bevatte een samenvattende tabel. De CREG heeft deze samenvattende tabel aangepast waarbij volgende parameters gebruikt worden: - het jaar N duidt het jaar van de herziening van de driejaarlijkse kosten aan, hetzij 2020, 2023, of 2026 naargelang het geval; - de jaren N-3, N-2 en N-1 worden gezamenlijk de ‘referentiejaren’ genoemd; - de correctiefactor herleidt de kosten naar een kostenbasis van 100 % (zie paragraaf 86 b)); - de kostenverminderingsfactor van de vaste kosten wordt gebruikt om de kost van 4 centrales te berekenen (zie paragraaf 86 c)); Niet-vertrouwelijke versie 25/81 Tabel 1: samenvattende tabel van de voorstellen van Electrabel Beschrijving Aangepast voorstel Electrabel 1. CV – Variabele kosten
a)kosten van kernbrandstof
i)Aan het begin van de cyclus (amont) Gemiddelde over N-1, N en N+1 gebaseerd op de voorgaande cyclus van de geïndexeerde kost, gewogen op basis van de geïnstalleerde capaciteit en rekening houdend met de « laatste kern »
ii)Fabricage Gemiddelde over N-1, N en N+1 van de geïndexeerde kost N-1, gewogen op basis van de geïnstalleerde capaciteit en rekening houdend met de « laatste kern » iii) Aan het einde van de brandstofcyclus (aval)
b)Injectietarieven Gemiddelde over N-1, N en N+1 van de geïndexeerde kost N-1, gewogen op basis van de geïnstalleerde capaciteit Gemiddelde over N-1, N en N+1 van de geïndexeerde kost N-1, gecorrigeerd voor het eventueel verschil in tarief in een toekomstige periode, gewogen op basis van de geïnstalleerde capaciteit 2. CF – Vaste kosten
a)Aankoop van energie Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, aangepast met de correctiefactor 100 % aandeel en de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
b)O&M Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
c)Revisies (normale periodieke herziening) Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
d)Grote werkzaamheden Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
e)Ondersteunende diensten Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
f)Verzekeringen Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten. De ontvangen schadevergoedingen die betrekking hebben op kosten die niet in de driejaarlijkse herzieningen zijn opgenomen worden uitgesloten
g)Vaste kosten betaald aan de transmissienetbeheerder Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
h)NIRAS Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
i)Personeel Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
j)Afschrijvingen Laatst gekende afschrijvingen op basis van representatieve onderhoudsinvesteringen, geëxtrapoleerd naar de volgende periode, aangepast met de correctiefactor 100 % en de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
k)Provisies Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, aangepast met de correctiefactor 100 % aandeel en de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten. De terugname van kosten die overeenstemmen met toevoegingen die niet in de driejaarlijkse herzieningen zijn opgenomen zijn uitgesloten.
l)Belastingen en heffingen Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
m)Algemene kosten Gemiddelde van de geïndexeerde kosten van N-3, N-2 en N-1, gecorrigeerd met de kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten
n)Facturatie aan partners 0 (nul) Niet-vertrouwelijke versie 26/81 91. Voor elke kostencategorie vermeldt Electrabel in haar voorstel van methodologie de volgende elementen: 4.3. - de beschrijving van de boekhoudkundige basis of de SAP-elementen zodat de historische data van de rubriek kunnen bepaald worden; - de factor voor het aandeel in de productie die rekening houdt met het aandeel van de kernexploitant (zie paragraaf 86 b)) en de definitieve stillegging van 1 of meerdere centrales (zie paragraaf 86 c)); - de basiskost die gebruikt wordt om de kost voor de drie volgende jaren te bepalen; - de extrapolatie van de basiskost voor de volgende periode. Onderzoek van de methodologie voorgesteld door Electrabel Algemeen 92. Electrabel heeft een voorstel van methodologie uitgewerkt dat enerzijds de methode voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de driejaarlijkse herziening vastlegt en anderzijds de vaststelling van de kosten in geval van een definitieve stillegging van een centrale door het principe van een gross-up (brutering op basis van vier eenheden) voorziet en dit ongeacht het tijdstip van deze definitieve stillegging (tijdens de referentieperiode of tijdens de volgende periode). 93. Omwille van de coherentie van de verschillende stappen van de berekening van de belasting heeft de CREG het principe van de “brutering op basis van vier eenheden” overgenomen. Volledigheid van de rubrieken 94. Afdeling 5 “Driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten voor elk van de jaren 2020 tot 2026” van de bijlage bij de wet voorziet een onderverdeling in twee rubrieken van variabele kosten en veertien rubrieken van vaste kosten. 95. De CREG merkt op dat Electrabel in haar voorstel van methodologie alle rubrieken van afdeling 5 heeft beschreven. Correctiefactor van het aandeel naar 100 % aandeel 96. Zoals vermeld in paragraaf 86
b)wordt voorgesteld een “factor voor het aandeel in de productie” te gebruiken om een 100 % kostenbasis te bepalen voor de 4 centrales, voor de kosten die boekhoudkundig slechts pro rata het aandeel in de centrales verwerkt worden. De rubriek
n)van de vaste kosten kan op deze wijze op 0 (nul) worden vastgesteld. 97. De CREG stemt in met deze methodologie, die in het verleden ook al gebruikt werd in studies van de CREG en die een dubbele verwerking van kosten vermijdt. Niet-vertrouwelijke versie 27/81 Indexeringsparameters 98. In afdelingen 1 en 2 van de bijlage bij de wet wordt vermeld dat het herziene bedrag van de vaste kosten jaarlijks wordt aangepast op basis van de index van januari van elk van de jaren (n-1) 2020 tot 2025 aan de evolutie van de consumentenprijsindex. 99. De CREG stelt vast dat Electrabel niet enkel een indexatiebasis voor de vaste kosten heeft voorzien, maar ook gevraagd heeft om een element van verwachte inflatie te voorzien in de basis van de variabele kosten. 100. De CREG zal de gedragen kosten van de drie jaren voorafgaand aan de herziening indexeren overeenkomstig de principes die eerder werden uiteengezet. Overeenkomstig de wet van 11 april 2003, zullen de vaste kosten verder geïndexeerd worden, ten gevolge van de driejaarlijkse herziening, zoals voorzien in afdelingen 1 en 2 van de bijlage bij de wet. 101. De wet van 11 april 2003 voorziet geen enkele indexatie van de variabele kosten. De variabele kosten worden dus enkel vastgelegd op basis van reële kosten van de drie vorige jaar en de wet voorziet nergens dat de elementen van de variabele kosten rekening zouden moeten houden met toekomstige evoluties. De CREG stelt daarnaast vast dat de (variabele) brandstofkosten niet evolueren in functie van de consumentenprijsindex, maar afhangen van de evolutie van de wereldmarkt16. 102. De CREG verwerpt bijgevolg de voorgestelde indexatie van de variabele kosten. Betreffende de indexatie van de vaste kosten voorziet de CREG de geïndexeerde basiskost in de formules van de methodologie. Gebruik van een kostenverminderingsfactor voor de vaste kosten 103. De CREG stelt vast dat Electrabel in haar voorstel verminderingsfactoren voor de vaste kosten vermeldt. Deze verminderingsfactoren voor de vaste kosten worden vermeld in afdeling 1 en 2 van de bijlage bij de wet. 104. Zoals beschreven in hoofdstuk 3.4 van onderhavige beslissing is de CREG van mening dat er bij de vaststelling van de winstmarge van de kerncentrales en de vaststelling van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage een groot risico bestaat op een dubbele kostenvermindering, indien deze methodologie geen toepassing van de door Electrabel en Luminus voorgestelde gross-up voorziet. Deze aanpassing blijkt noodzakelijk om de coherentie te verzekeren tussen de verschillende stappen van de berekening van de belasting voor een bepaald jaar. Gebruik van het begrip “laatste kern” 105. Zoals besproken in paragraaf 47 van onderhavige beslissing houdt de toepassing van de laatste kern een prospectieve benadering van de kosten in. Dit principe kan niet worden weerhouden omdat het niet in overeenstemming is met de wettelijke bepalingen die een retrospectieve benadering vereisen. 16 Cfr. samenvatting van de “bevoorrading met splijtstof” in de jaarverslagen van de afgelopen jaren van de kernprovisievennootschap Synatom. Niet-vertrouwelijke versie 28/81 4.4. AANVULLINGEN VAN LUMINUS VOORGESTELD DOOR ELECTRABEL OP DE BASISPRINCIPES Reactie van Luminus op het voorstel van methodologie van Electrabel 106. Luminus heeft zich in een mail van 31 december 2018 globaal akkoord verklaard met het voorstel van basisprincipes van Electrabel maar specifieerde dat er naast het aandeel in de productie voor 100 % van de kosten (punt
b)van paragraaf 86), enkele kosten moeten toegevoegd worden die specifiek voor Luminus zijn (zoals een gedeelte van de afschrijvingen en de algemene kosten van Luminus). Commentaar van de CREG 107. Luminus heeft in het verleden (naar aanleiding van de bepaling van de nucleaire winsten) steeds gesteld dat haar nucleaire kostenbasis relatief hoger was dan de kosten die gebruikt werden bij de bepaling van de nucleaire winsten en dat ze bijgevolg een hogere repartitiebijdrage moest betalen in verhouding tot de gerealiseerde winsten. Hoewel de CREG van mening is dat het degressiviteitsprincipe werd ingevoerd om rekening te houden met de hogere kostenbasis (en dus met de kleinere winstmarge) van Luminus, kan ze de bijkomende vaste kosten van Luminus niet verwerpen. Bij het bepalen van deze kosten tijdens de driejaarlijkse herziening zal rekening gehouden worden met de bepalingen van de methodologie. Niet-vertrouwelijke versie 29/81 5. METHODOLOGIE 5.1. WETTELIJKE BASIS 108. Deze methodologie wordt vastgelegd in het kader van de opdracht van de CREG volgens artikel 14, § 8, 24e lid van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales. 5.2. BASISPRINCIPES VAN DE METHODOLOGIE Kostendefinities 109. In tabel 2 wordt een samenvattend overzicht gegeven van de kosten die overeenkomstig afdeling 5 van de bijlage bij de wet van 11 april 2003 in aanmerking moeten worden genomen. Tabel 2: samenvattend overzicht van de kosten bij de driejaarlijkse herziening 1. CV
a)(
i)Brandstof Begin van de cyclus Fabricage Einde van de brandstofcyclus Injectietarieven Variabele kosten die werden betaald aan de transmissienetbeheerder CF Vaste kosten bestemd voor de exploitatie van de centrales Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3 Aankoop van Kosten voor de aankoop van energie gebruikt om de energie ondersteunende uitrustingen van de centrales gedurende periodes van onbeschikbaarheid te bevoorraden O&M Werking en onderhoud van de centrales, met inbegrip van de kosten voor herstelling, vervanging, onderhoud en toezicht van technische, informatica- en administratieve installaties en studie- en consultancykosten Herzieningen Kosten die gepaard gaan met de normale periodieke herziening (periodes van vervanging van splijtstof) Grote werkzaamheden Ondersteunende Gevestigd op de productiesites voor het deel dat bestemd is diensten voor de exploitatie van de centrales Verzekeringen Premies en andere verzekeringskosten die verband houden met de vier centrales, gecorrigeerd voor eventuele inkomsten uit verzekeringen (
ii)(iii)
b)2.
a)
b)
c)
d)
e)
f)17 Variabele kosten bestemd voor de exploitatie van de kerncentrales Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 317 Kosten voor kernbrandstof De centrales Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3 worden ook de centrales van de 2e generatie (G2) genoemd Niet-vertrouwelijke versie 30/81
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m)
n)Vaste netvergoedingen Vaste vergoedingen en/of injectietarieven betaald aan de transmissienetbeheerder voor de vier centrales, gecorrigeerd voor eventuele opbrengsten uit nevendiensten NIRAS Kosten betaald aan NIRAS met inbegrip van de kosten die betrekking hebben op de verwijdering van radioactief afval en andere vergoedingen voor hun deel dat betrekking heeft op de vier centrales en met uitsluiting van de bedragen die worden gedragen door de provisies voor de ontmanteling van de centrales en voor het beheer van bestraalde splijtstoffen Personeel Loon- en werkingskosten die betrekking hebben op het personeel dat werkt voor de vier centrales Afschrijvingen Op materiële vaste activa Provisies Schommelingen van provisies voor de risico’s en lasten die verband houden met de exploitatie van de vier centrales, met uitzondering van de provisies voor de ontmanteling van de centrales en voor het beheer van bestraalde splijtstoffen Belastingen en Belastingen, heffingen of andere lasten ten voordele van een heffingen overheid die betrekking hebben op de eigendom of de exploitatie van de vier centrales, de inkomsten, de productie of de productiecapaciteit van deze centrales of het gebruik door deze van kernbrandstof (met uitzondering van belastingen van algemene toepassing) Algemene kosten Voor de centrale diensten van de kernexploitant Facturatie aan de Aan de andere vennootschappen bedoeld in artikel 24, §1 partners Niet-vertrouwelijke versie 31/81 Kostenbasis en rapporteringsmodel 110. In tabel 3 wordt aangeduid welke informatie jaarlijks door de kernexploitant en de vennootschap bedoeld in artikel 24, § 1 ten laatste op 30 maart van de jaren 2018 tot 2026 aan de CREG moet worden gecommuniceerd. In deze tabel wordt per kost de basis vermeld die gebruikt wordt om de kost te bepalen en de bijkomende informatie die verstrekt moet worden. Tabel 3: Jaarlijkse informatie: kostenbasis 1.
a)(
i)(
ii)(iii)
b)2.
a)Kostenbasis Variabele kosten Brandstof Aan het begin van Overzicht voor het verbruik van kernbrandstof aan het de cyclus “begin van de cyclus” overeenkomstig de productie van elke G2-eenheid tijdens het productiejaar Fabricage SAP-uittreksel van het jaar van de gemiddelde kost van de fabricage van de assemblages in stock gedurende die jaren Aan het einde van Overzicht van het verbruik van kernbrandstof aan het de “einde van de cyclus” overeenkomstig de productie brandstofcyclus van G2-eenheden tijdens het jaar Injectietarieven Op basis van de SAP-uittreksels, de facturen van de transmissienetbeheerder betreffende de injectie van elektriciteit van de G2-eenheden tijdens het jaar Vaste kosten Aankoop van Interne berekening die, voor elk kwartier van het jaar, energie het afgenomen vermogen van het hoogspanningsnet van de verschillende aansluitingspunten noodzakelijk voor de werking van de ondersteunende uitrustingen van de G2-eenheden tijdens periodes van onbeschikbaarheid, valoriseert Bijkomende te verschaffen informatie Facturen ontvangen van Synatom Facturen ontvangen van Synatom Overzicht van de injectietarieven op basis van de facturen en de geïnjecteerde hoeveelheden Detail van het afgenomen vermogen van het hoogspanningsnet Detail van het tarief EPEX SPOT Belgium per kwartier Kost van de transactie van EPEX SPOT Belgium op het moment van de afname De valorisering, van elk kwartier, aan het overeenstemmende uurtarief van Belpex, Niet-vertrouwelijke versie 32/81
b)O&M Kostenbasis vermeerderd met de transactiekosten van Belpex op het moment van afname SAP-uittreksel waarin de directe werkings- en onderhoudskosten (zonder personeelskosten) van alle G2-eenheden tijdens hun operationele fase zijn opgenomen SAP-uittreksel waarin de O&M-kosten van de gecentraliseerde diensten die niet direct toegewezen zijn aan elk van de G2-eenheden zijn opgenomen
c)Herzieningen
d)Grote werkzaamheden
e)Ondersteunende diensten
f)Verzekeringen Niet-vertrouwelijke versie Bijkomende te verschaffen informatie De verdeelsleutel van de O&M-kosten van de gecentraliseerde diensten die niet direct zijn toegewezen aan de operationele centrales en toegewezen zijn aan de definitief stilgelegde centrales De verdeelsleutel van de O&M-kosten van de gecentraliseerde diensten die niet direct zijn toegewezen voor het gedeelte van deze kosten opgenomen voor de G2-eenheden dat overeenstemt met de verhouding van operationele G2-eenheden in de totaalportefeuille van de operationele kerneenheden Als een eenheid in de loop van het jaar definitief gesloten wordt, wordt de berekening van het aantal G2-eenheden en het aantal kerneenheden pro rata temporis verminderd Informatie over de periode voor de herziening van elke centrale SAP-uittreksel waarin de kosten van de herzieningen 12 of 18 maanden voor het herladen van de brandstof, met uitsluiting van personeelskosten, zijn opgenomen SAP-uittreksel waarin de kosten van de grote werkzaamheden, met uitsluiting van personeelskosten, zijn opgenomen SAP-uittreksel waarin de kosten van de lokale ondersteunende diensten tijdens de operationele fase, met uitsluiting van de personeelskosten zijn opgenomen SAP-uittreksel waarin de kosten van de verzekeringen Kopieën van de verzekeringsfacturen van de verschillende eenheden tijdens de Kopieën van de terugvorderingsdocumenten van operationele fase zijn opgenomen de verzekeringen (inkomsten) 33/81 Kostenbasis Bijkomende te verschaffen informatie SAP-uittreksel waarin de verzekeringsinkomsten Samenvattende tabel met de verdeelsleutels (ontvangen schadevergoedingen) zijn opgenomen tussen alle kerncentrales
g)Vaste netvergoedingen
h)NIRAS
i)Personeel Niet-vertrouwelijke versie Op basis van de SAP-uittreksels: interne berekening op basis van de facturen van de transmissienetbeheerder betreffende het vaste gedeelte van de injectiekosten van de G2-eenheden tijdens het jaar Op basis van de SAP-uittreksels: interne berekening/provisie op basis van de afrekeningen/tarieven van NIRAS voor het volume van het tijdens het jaar geproduceerde afval SAP-uittreksel waarin de directe personeelskosten van elk van de G2-eenheden tijdens hun operationele fase zijn opgenomen. SAP-uittreksel waarin de personeelskosten van de gecentraliseerde diensten die niet direct toegewezen zijn aan elk van de G2-eenheden zijn opgenomen Verantwoordingsstukken van de berekening Aantal personen die direct zijn toegewezen aan elk van de G2-eenheden Aantal personen van de gecentraliseerde diensten die niet direct zijn toegewezen aan elk van de centrales De verdeelsleutel van de personeelskosten van de gecentraliseerde diensten die niet direct zijn toegewezen aan de operationele centrales en toegewezen zijn aan de definitief stilgelegde centrales De verdeelsleutel van de personeelskosten van de gecentraliseerde diensten, die niet direct zijn toegewezen voor het gedeelte van deze kosten opgenomen voor de G2-eenheden dat overeenstemt met de verhouding van operationele G2-eenheden in de totale portefeuille van de operationele kerneenheden Als een eenheid in de loop van het jaar definitief gesloten wordt, wordt de berekening van het aantal G2-eenheden en het aantal kerneenheden pro rata temporis verminderd 34/81
j)
k)
l)
m)Kostenbasis Bijkomende te verschaffen informatie SAP-uittreksels van de afschrijvingen voor elk van de Samenvattende afschrijvingstabel met de volgende eenheden i voor het jaar informatie: gecumuleerde aanschaffingswaarde en gecumuleerde afschrijvingen van het vorige jaar, investeringen, desinvesteringen, afschrijvingen van het jaar; netto boekwaarde Provisies SAP-uittreksels van de toevoegingen, bestedingen en Detail van de provisies per eenheid, met saldo aan terugnemingen van provisies betreffende G2- het begin en op het einde van het jaar eenheden, met uitsluiting van de kosten in verband met de herziening van de provisies voor de ontmanteling van kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen Belastingen en SAP-uittreksel waarin de belastingen en compensaties De verdeelsleutel van de belastingen en heffingen heffingen in verband met de exploitatie van de G2-eenheden die niet direct zijn toegewezen aan de operationele voor het jaar zijn opgenomen centrales en toegewezen zijn aan de definitief stilgelegde centrales De verdeelsleutel van de belastingen en heffingen die niet direct zijn toegewezen voor het gedeelte van deze kosten opgenomen voor de G2-eenheden dat overeenstemt met de verhouding van operationele G2-eenheden in de totaalportefeuille van de operationele kerneenheden Als een eenheid in de loop van het jaar definitief gesloten wordt, wordt de berekening van het aantal G2-eenheden en het aantal kerneenheden pro rata temporis verminderd Algemene kosten SAP-uittreksel waarin de kosten van de centrale De verdeelsleutel van de kosten van de centrale diensten van de kernexploitant die niet direct zijn diensten die niet direct zijn toegewezen aan de toegewezen aan de G2-eenheden zijn opgenomen operationele centrales en toegewezen zijn aan de Berekening van de algemene kosten door de definitief stilgelegde centrales vennootschap bedoeld in artikel 24, §1 De verdeelsleutel van de kosten van de diensten, die niet direct zijn toegewezen, voor het gedeelte Afschrijvingen Niet-vertrouwelijke versie 35/81 Kostenbasis
n)Bijkomende te verschaffen informatie van deze kosten opgenomen voor de G2-eenheden dat overeenstemt met de verhouding van operationele G2-eenheden in de totaalportefeuille van de operationele kerneenheden Als een eenheid in de loop van het jaar definitief gesloten wordt, wordt de berekening van het aantal G2-eenheden en het aantal kerneenheden pro rata temporis verminderd Facturatie aan de Totaalbedrag van de verstuurde facturen als gevolg partners van de conclusies van het opvolgingscomité Niet-vertrouwelijke versie 36/81 111. Naast deze kostenbasis en de hierboven vermelde bijkomende informatie moeten Electrabel en Luminus de volgende informatie geven: - een bevestiging dat bovenvermelde SAP-uittreksels overeenstemmen met de BGAAPrekeningen of de aansluiting van het SAP-uittreksel met de BGAAP-rekeningen; - een vermelding dat de BGAAP-rekeningen werden goedgekeurd door de algemene vergadering van aandeelhouders. Indien de cijfers nog niet goedgekeurd werden en na 30 maart van het jaar nog gewijzigd zijn, dient de aangepaste jaarlijkse rapportering bezorgd te worden; - de berekening van de geïnstalleerde capaciteit (CAP
i)van elke eenheid i. De gegevens op de transparency website van Engie dienen als referentie. Als de capaciteit van een eenheid in de loop van een jaar verandert, wordt de capaciteit pro rata temporis berekend. Voor een eenheid waarvan de sluitingsdatum tijdens het jaar valt, wordt het gemiddeld geïnstalleerd vermogen vastgesteld pro rata de dagen dat ze nog in dienst is; - de consumentenprijsindex (CPI) van de maand januari van het jaar; - informatie over de productie van het jaar per eenheid; - een overzicht van de facturatie aan de kernprovisievennootschap met betrekking tot de doorrekening van de kosten in het kader van de ontmanteling van de definitief stilgelegde centrales. 112. De jaarlijkse rapportering van de kosten wordt ingediend op basis van het rapporteringsmodel in bijlage, waarbij de samenvattende cijfergegevens van het jaar n worden ingevuld voor het jaar n-1. Voor de volgende jaren van de driejaarlijkse periode worden eveneens de cijfers van de jaren n-2 en n-3 van de driejaarlijkse periode vermeld. 113. De cijfergegevens moeten in euro (€ 0,00) uitgedrukt worden. 114. Het rapporteringsmodel en de SAP-uittreksels worden bezorgd op basis van elektronisch bewerkbare tabellen in Excel en andere bijkomende inlichtingen of de ondersteunende documenten worden toegevoegd aan de hand van pdf-files. 115. Volgens artikel 14, § 8, 24e lid van de wet van 11 april 2003 mag de CREG aan de kernexploitanten alle bijkomende informatie vragen die ze voor deze controle nodig heeft, op eenvoudig verzoek en kosteloos, en verzamelt ze hun opmerkingen. Kosten van de kernexploitant en de correctiefactor 100 % aandeel 116. Bij het opstellen van deze methodologie is het uitgangspunt de procedure die tot op heden gebruikt werd voor de bepaling van de kosten van de nucleaire centrales in België in het kader van de repartitiebijdrage. Electrabel is de kernexploitant (overeenkomstig artikel 2, 5° van de wet van 11 april 2003) en registreert in haar boekhouding alle kosten die betrekking hebben op de exploitatie van de kerncentrales. Electrabel en Luminus hebben reeds van bij de aanvang van de productie van de kerncentrales overeenkomsten over de doorrekening van kosten (vermeerderd met een vastgesteld percentage) voor hun aandeel in de nucleaire centrales. Dit betekent dat Electrabel voor alle kosten de 100 % kosten boekhoudkundig verwerkt met uitzondering van:
a)de aankopen van energie (punt
a)van de vaste kosten
b)de afschrijvingen (punt
j)van de vaste kosten
c)de voorzieningen voor risico’s en kosten (punt
k)van de vaste kosten. Niet-vertrouwelijke versie 37/81 Wat betreft de aankopen van energie zijn Electrabel en Luminus overeengekomen dat elke partij deze aankoop van energie ten laste nam. De afschrijvingen worden berekend door de aanschaffingswaarde van de materiële activa te verdelen over de verwachte levensduur. Aangezien de aanschaffingswaarde van de centrales gesplitst is tussen eigenaars van de centrales (Electrabel en Luminus), vertegenwoordigen de afschrijvingen van Electrabel slechts 89,1 % van de afschrijvingen op de totale aanschaffingswaarde van de centrales. Luminus verwerkt in haar boekhouding de afschrijvingen op de aanschaffingswaarde van de activa die zij gebouwd/aangekocht heeft. De voorzieningen voor risico’s en kosten worden boekhoudkundig eveneens per vennootschap opgenomen voor hun aandeel in de centrales. De beweging van de voorzieningen in de boekhouding van Electrabel heeft dus eveneens betrekking op de kosten ten belope van 89,1 %. 117. De methodologie heeft als doel om de vaste kosten vast te stellen die overeenstemmen met de uitbating van de centrales aan 100 %. Wanneer de methodologie zich baseert op de kosten van de vennootschap Electrabel die boekhoudkundig slechts pro rata het percentage in de productie zijn verwerkt, worden deze kosten gecorrigeerd naar een aandeel van 100 %. Om dezelfde redenen worden de kosten gefactureerd aan andere vennootschappen (rubriek n van de vaste kosten) daarna herleid tot 0 in de berekening van de vaste kosten. Op deze wijze wordt de nucleaire marge berekend als de 100 % opbrengsten verminderd met 100 % kosten zodat het forfaitair kostenvermeerderingspercentage opgenomen in de overeenkomst tussen Electrabel en Luminus niet in rekening wordt gebracht. 118. Luminus gaat akkoord met deze werkwijze, maar dient de aan de CREG door Electrabel geleverde jaarlijkse informatie te bevestigen. Voor een specifiek gedeelte van de afschrijvingen op materiële vaste activa, met name een gedeelte van het bedrag betaald door Luminus voor de verwerving van 250 MW in het kader van de Pax Electrica II, wordt afgeweken van de berekeningswijze vermeld in paragraaf 117. Hiervoor wordt een bijkomend afschrijvingsbedrag toegevoegd aan de afschrijvingen gecorrigeerd met de correctiefactor 100 % aandeel. Vaststelling van de kostenbasis en redelijkheidscriteria 5.2.4.1. Wettelijke bepalingen 119. In de wet van 11 april 2003 worden een aantal algemene principes bepaald met betrekking tot het vaststellen van de kosten en de criteria voor het verwerpen van bepaalde kosten. Ten eerste bepaalt de wet het volgende: “De kosten worden bepaald op een BGAAP-basis”. Ten tweede bepaalt afdeling 5 van de bijlage dat de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5° en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, §1, voor de vaststelling van deze kosten van de vorige jaren aantonen dat de kosten de volgende principes eerbiedigen: “(…) - geen dubbeltelling (met name tussen rubrieken) - realiteit van de kosten in de periode - de kosten waarmee rekening wordt gehouden zijn bestemd voor de bedoelde centrales - de kosten zijn exclusief deze van de centrales die definitief gestopt zijn met de productie van elektriciteit Niet-vertrouwelijke versie 38/81 - de kosten zijn exclusief de centrales buiten de perimeter: Tihange 1 en Doel 1&2 - de relevantie van de verdeelsleutel van de kosten (bv. tussen eenheden) - de recurrente elementen zijn inbegrepen. Voor de niet-recurrente kostenelementen zullen de representatieve kosten voor de volgende periode worden vastgelegd. De kosten waarvoor de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in artikel 24, § 1, niet afdoende aantonen dat ze deze principes eerbiedigen worden verworpen.” Binnen het kader van haar opdracht voor de vaststelling en controle van de vaste en variabele kosten18 zal de CREG, zoals beschreven in de wet, de kosten verwerpen die werden gedragen tijdens de drie jaren voor de driejaarlijkse herziening en waarvan de exploitanten niet voldoende aantonen dat ze de hierboven vermelde principes naleven. Wat betreft de niet-recurrente kosten worden in ieder geval als niet recurrent beschouwd: de kosten die overeenkomstig de boekhoudwetgeving als niet-recurrent worden verwerkt in de BGAAPjaarrekeningen van de vennootschappen. Als wordt vastgesteld dat de kosten niet recurrent zijn in de loop van een bepaald jaar van de bedoelde periode van drie jaar, dan wordt de kostenbasis van de andere jaren gebruikt om een representatieve kost voor dat jaar te bepalen. 5.2.4.2. Redelijkheidscriteria 120. De CREG definieert hierna een aantal redelijkheidscriteria die gebruikt kunnen worden om de kosten te verwerpen. 5.2.4.2.1. Criteria betreffende de vastlegging van kosten bedoeld in afdeling 5 121. Afdeling 5 van de bijlage bij de wet definieert kosten als “deze die bestemd zijn voor de veilige exploitatie van de kerncentrales onderworpen aan de repartitiebijdragen, die de productie van elektriciteit mogelijk maken uit hoofde waarvan de genoemde winstmarges worden genoten” die de basis zijn van de berekening van deze bijdragen. Op basis van deze definitie worden volgende kosten verworpen: 18 - kosten en investeringen die geen betrekking hebben op de exploitatie van de kerncentrales maar anticiperen op de periode waarin de productie van elektriciteit definitief stopgezet zal zijn, aangezien deze kosten niet voldoen aan de definitie van de kosten en deze kosten geen betrekking op de berekening van de winstmarge van het jaar en dienen ten laste te worden genomen van de nucleaire voorzieningen; - kosten en investeringen die geen betrekking hebben op de exploitatie van de kerncentrales in de periode voorafgaand aan de datum van de definitieve stillegging van deze centrales volgens het huidige tijdschema, maar anticiperen op een eventuele verlenging van (sommige) centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage aangezien deze kosten niet voldoen aan de definitie en voor de berekening van de repartitiebijdrage toegewezen dienen te worden aan de periode na de definitieve sluiting; Bijzondere driejaarlijkse opdracht voorzien in artikel 14, § 8, leden 22 en 23 van de wet van 11 april 2003. Niet-vertrouwelijke versie 39/81 kosten die geen betrekking hebben op de veilige exploitatie van de centrales maar beschouwd worden als kosten die gericht zijn op het puur altruïstisch mecenaat (voor culturele, sociale en humanitaire doelen en voor een betere samenleving) of publieke informatieverschaffing, waarvoor de onderneming geen onmiddellijke tegenprestatie vraagt maar enkel naambekendheid en imagoverbetering nastreeft. - 5.2.4.2.2. 122. Criteria betreffende de kostenelementen bepaald in afdeling 5 In afdeling 5 van de bijlage van de wet worden de kostenelementen opgesomd. Op basis van deze lijst van kostenelementen worden verworpen: - de kosten die niet overeenstemmen met de definities van kostenelementen; - de verdeling van indirecte kosten die geen rechtstreeks verband houden met de gedefinieerde kostenelementen (bijvoorbeeld financieringskosten) of die uitdrukkelijk worden uitgesloten in de wet (bijvoorbeeld kosten met betrekking tot de ontmantelingsprovisie); - de kosten (of vermindering van kosten of opbrengsten) die geen betrekking hebben op de exploitatie van de centrales in de periode voorafgaand aan de eerste driejaarlijkse herziening. Voor het kostenelement “wijzigingen in voorzieningen voor de risico’s en kosten” wordt geverifieerd of de terugname of besteding van de voorziening geen aanleiding kan geven tot een dubbele kostentelling; - uitzonderlijke en versnelde afschrijvingen en afschrijvingen bij de herwaardering van materiële vaste activa. De “uitzonderlijke” afschrijvingen zijn per definitie niet-recurrente kosten die niet in de kostenbasis mogen worden opgenomen. Afschrijvingen op herwaarderingsmeerwaarden kunnen niet beschouwd worden als een reële kost en worden niet als een fiscaal aftrekbare kost beschouwd; - kosten die onvoldoende kunnen worden aangetoond door boekhoudkundige stavingstukken of door interne berekeningen; - kosten waarvan kan worden aangetoond dat een gedeelte of het totaalbedrag nadien doorgerekend wordt aan de kernprovisievennootschap overeenkomstig artikel 2, 4°, van de wet van 11 april 2003. 5.2.4.2.3. 123. Criteria betreffende de parameters van de verdeelsleutels van de kosten Deze criteria zijn de volgende: - bij het bepalen van de parameters voor de verdeling van de kosten wordt enkel een verdeelsleutel aanvaard die rekening houdt met het feit dat bepaalde kosten enkel betrekking hebben op een site (Doel en Tihange) of verdeeld worden per centrale (waarbij de centrales van Doel 1 en Doel 2 als 1 eenheid beschouwd worden). - bij het bepalen van de verdeelsleutels wordt rekening gehouden met het feit dat, nadat een centrale definitief is stopgezet, de kosten verdeeld worden over enerzijds alle centrales (ongeacht het feit of ze al dan niet definitief stopgezet zijn) en anderzijds de overblijvende centrales die nog in exploitatie blijven. Niet-vertrouwelijke versie 40/81 5.3. DRIEJAARLIJKSE HERZIENING VAN DE VASTE EN VARIABELE KOSTEN 124. De driejaarlijkse herziening van de variabele en vaste kosten in jaar N gebeurt op basis van de jaarlijkse rapportering. Bij de driejaarlijkse herziening van de kosten worden vooreerst de kosten afgetrokken/gecorrigeerd die niet voldoen aan de voormelde redelijkheidscriteria of de bepalingen van de wet van 11 april 2003. 125. Afdeling 5 van de bijlage bij de wet voorziet dat er voor het vastleggen van de kostenelementen rekening zal worden gehouden met definitieve stillegging van één of meerdere eenheden en van hun impact op de kosten. Hierbij dient een onderscheid gemaakt te worden tussen verschillende situaties die zich in de loop van de periode van drie jaar kunnen voordoen. Op basis van het huidige tijdschema van de kernuitstap identificeert de CREG volgende periodes: Tabel 4: overzicht van de definitieve stilleggingen op basis van het tijdschema van de kernuitstap en bepaling van de periodes van drie jaar Aantal maanden in exploitatie gedurende het jaar Doel 3 Tihange 2 Doel 4 Tihange 3 voorziene stillegging = 1/10/2022 voorziene stillegging = 1/02/2023 voorziene stillegging = 1/7/2025 voorziene stillegging = 1/9/2025 jaar van de repartitiebijdrage jaar driejaarlijkse herziening (N) basisjaren voor de berekening van de repartitiebijdrage 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 12 12 12 12 12 12 9 0 0 0 12 12 12 12 12 12 12 1 0 0 12 12 12 12 12 12 12 12 12 6 12 12 12 12 12 12 12 12 12 8 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2020 2016 2017 2018 Variabele kosten CV = Productie * variabele kost 8,5€/ MWh 8,5€/ MWh 8,5€/ MWh Vaste kosten CF 624 M 624 M 624 M 2019 2023 2020 2021 beslissing : driejaarlijkse herziening gebaseerd op de kosten gedragen gedurende de voorgaande periode (de jaren 20172018-2019) 2022 2026 2023 2024 beslissing : driejaarlijkse herziening gebaseerd op de kosten gedragen gedurende de voorgaande periode (de jaren 2020-2021-2022) 2025 beslissing : driejaarlijkse herziening gebaseerd op de kosten gedragen gedurende de voorgaande periode (de jaren 2023-20242025) 126. De driejaarlijkse herziening houdt rekening met de definitieve stillegging van de centrales door een gross-up van de kosten toe te passen op basis van verminderingsfactoren die overeenstemmen met de percentages uit afdelingen 1 en 2 van de bijlage bij de wet. De berekening van de gross-up gebeurt pro rata het aantal productiemaanden tijdens het jaar van de definitieve stillegging van de centrale. De bepaling van de data van de definitieve stillegging gebeurt op basis van de data van de transparency website van Engie die op het einde van de maand maart van het jaar van de driejaarlijkse herziening beschikbaar zijn. Niet-vertrouwelijke versie 41/81 127. Om de vaste kosten per jaar te kunnen indexeren volgens de bepalingen van afdeling 1 en 2 van de bijlage bij de wet van 11 april 2003 stemt de berekening van de basiskost Cb overeen met de som van de

🔗 Vers la source officielle

AI-uitleg op basis van de officiële wettekst. Indicatief, vervangt geen juridisch advies.

Beslissing bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (D