MEDEDELING VAN DE COMMISSIE

Richtsnoeren inzake coöperatieve investeringskaders voor offshore-energieprojecten

(C/2024/4277)

Inhoud

INLEIDING

I.a.

EU-beleid en de TEN-E-verordening

I.b.

Waarom zijn coöperatieve investeringskaders nodig?

I.c.

Reikwijdte van deze richtsnoeren

II.

KOSTEN-BATENBEOORDELINGEN VOOR ZEEBEKKENS

II.a.

Kosten-batenanalyse per zeebekken als basis voor kostendeling

Scenario’s en gevoeligheidsanalyses

ii.

Nulscenario

iii.

Referentienet

iv.

Configuratie van biedzones

Versterkingen op het vasteland

vi.

Modellering van kosten en baten

vii.

Temporele en geografische granulariteit

viii.

Resultaten van de SB-CBA

II.b.

Niet-bindende grensoverschrijdende kostendeling per zeebekken

Kosten die in de SB-CBCS moeten worden opgenomen

ii.

Materialiteitsdrempel voor begunstigden met netto positieve effecten

iii.

Resultaten van de SB-CBCS

III.

AANBEVELINGEN VOOR PROJECTSPECIFIEKE BEOORDELINGEN

III.a.

Projectspecifieke kosten-batenanalyse

Het opstellen van een PS-CBA

ii.

Scenario’s en gevoeligheidsanalyses voor PS-CBA’s

iii.

Nulscenario’s voor PS-CBA’s

iv.

Configuratie van biedzones

III.b.

Projectspecifieke grensoverschrijdende kostentoewijzing

Materialiteitsdrempel voor begunstigden met netto positieve effecten

ii.

Bijdragen door niet-gastlidstaten

III.c.

Andere instrumenten dan PS-CBCA’s

Instrumenten om het volledige gebruik van het PS-CBCA-instrument voor transmissieprojecten te vergemakkelijken

ii.

Instrumenten om een aanhoudend financieringstekort te verhelpen

I. INLEIDING

I.a. EU-beleid en de TEN-E-verordening

De transitie naar schone energie versnellen en de krachten bundelen om een veerkrachtiger energiesysteem tot stand te brengen, dat is de basis van het REPowerEU-plan van de Commissie om snel een einde te maken aan de afhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen (1). Volledig in overeenstemming daarmee heeft de EU de richtlijn hernieuwbare energie (2) herzien, waarbij het totale streefcijfer van de Unie voor hernieuwbare energie is verhoogd tot ten minste 42,5 % tegen 2030. Hernieuwbare offshore-energie zal een cruciale rol spelen om die doelstellingen te verwezenlijken. Deze energie zal een enorme bijdrage leveren aan de verwezenlijking van de doelstellingen van de EU op het gebied van hernieuwbare energie, zal een belangrijke pijler van haar toekomstige elektriciteitsmix worden en is noodzakelijk om tegen 2040 te komen tot een volledig koolstofvrij elektriciteitssysteem (3). Hernieuwbare offshore-energie zal ook de binnenlandse energieproductie in de EU vergroten, waardoor de EU minder afhankelijk zal worden van fossiele brandstoffen. Deze energie zal voor concurrerende elektriciteitsprijzen zorgen, zoals reeds is gebleken uit de recente veilingresultaten, zal het concurrentievermogen van de Europese industrie ondersteunen en bijdragen tot betaalbare prijzen voor de consument. Aangezien de toeleveringsketen voor hernieuwbare offshore-energie momenteel vooral binnenlands is en de vraagt blijft toenemen, zal deze energie nieuwe kansen bieden om hoogwaardige banen te scheppen en lokale werkloosheidsproblemen in de EU aan te pakken.

Een eerste resultaat van de TEN-E-verordening, Verordening (EU) 2022/869, werd bereikt in 2023, toen de lidstaten het op regionaal niveau eens werden over cumulatieve offshoredoelstellingen ten belope van ongeveer 111 GW tegen 2030 en 317 GW tegen 2050 (4), een aanzienlijke stijging ten opzichte van de 19,38 GW capaciteit die de EU tegen datzelfde jaar (2023) had geïnstalleerd. De voordelen van de enorme productiecapaciteit die moet worden geïnstalleerd, zullen waarschijnlijk verder reiken dan de grenzen van de lidstaten waar de projecten fysiek worden uitgevoerd. Er zullen dus nieuwe grensoverschrijdende projecten nodig zijn, met name hybride interconnectoren — transmissielijnen die hernieuwbare offshore-energiebronnen op elkaar aansluiten en lidstaten met elkaar verbinden. Dat was een van de conclusies van de eerste editie van de ontwikkelingsplannen voor offshorenetwerken (ONDP’s) die in januari 2024 door het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit (ENTSB-E) zijn ontwikkeld en bekendgemaakt voor elk van de vijf zeebekkens van de EU, een tweede resultaat van TEN-E dat voortbouwt op de regionale overeenkomsten van de lidstaten. Vervolgens kunnen binnen de tienjarige netontwikkelingsplannen specifieke infrastructuurprojecten worden overwogen die aansluiten op de in de ONDP’s vastgestelde behoeften en die worden weerspiegeld in de nationale energie- en klimaatplannen. Een derde vereiste van TEN-E is dat de Commissie richtsnoeren inzake kosten-batenanalyses en grensoverschrijdende kostendeling voor de ontwikkeling van de ONDP’s voor elk zeebekken moet opstellen, die in dit document vervat zijn. Ten slotte schrijft TEN-E voor dat ENTSB-E de resultaten van de toepassing van deze richtsnoeren uiterlijk op 24 juni 2025 presenteert. De regionale overeenkomsten, de ONDP’s en de resultaten van de toepassing van de richtsnoeren voor kostendeling worden vervolgens elke twee jaar geactualiseerd. Op bepaalde gebieden die in deze richtsnoeren voor kostendeling aan bod komen, kan een verdere ontwikkeling van de ONDP’s nodig zijn om de beginselen van deze richtsnoeren volledig te kunnen toepassen. De eerste door ENTSB-E te verrichten evaluatie van de resultaten van de kostendeling kan dus een vereenvoudigd beeld geven.

I.b. Waarom zijn coöperatieve investeringskaders nodig?

Grensoverschrijdende kostendeling voor de ontwikkeling van de ONDP’s is noodzakelijk vanwege een aantal specifieke aspecten van offshoreprojecten, die bijzondere aandacht vereisen.

Ten eerste vereisen deze projecten vanwege hun omvang, de aanwezigheid van andere activiteiten op zee en mogelijke grensoverschrijdende effecten een aanzienlijke betrokkenheid van de lidstaten om een project binnen hun maritieme ruimte uit te voeren. De lidstaten werken mee aan de ontwikkeling van hernieuwbare offshore-energie door voorbereidende studies van de zeebodem en het mariene milieu te ontwikkelen, strategische milieubeoordelingen uit te voeren, maritieme ruimtelijke plannen uit te werken waarin geschikte gebieden worden geselecteerd, veilingen van hernieuwbare energiebronnen te organiseren, de zeebodem te verpachten en politieke streefcijfers voor hernieuwbare offshore-energie vast te stellen. Aangezien acties van één lidstaat gevolgen kunnen hebben voor de buurlanden, is intergouvernementele samenwerking van essentieel belang. Dit vereist een sterke regionale samenwerking tussen de lidstaten in de verschillende stappen van de uitrol van hernieuwbare offshore-energie, waaronder op het gebied van kosten- en batendeling.

Ten tweede zijn de regionale overeenkomsten van de lidstaten om tegen 2050 ongeveer 317 GW te realiseren ambitieus, realistisch en noodzakelijk om de Europese energiesector tegen 2040 koolstofvrij te maken. Deze overeenkomsten bevatten uitsplitsingen per lidstaat die laten zien hoe de gecombineerde doelstellingen kunnen worden bereikt. Een deel van die nationale uitsplitsingen van de regionale doelstellingen kan echter onhaalbaar zijn als de randvoorwaarden daarvoor niet worden verschaft. Die worden vastgesteld door ervoor te zorgen dat het door politieke doelstellingen ondersteunde potentieel voor hernieuwbare offshore-energie daadwerkelijk aan de vraag binnen de regio kan beantwoorden, zowel in eigen land (levering van elektriciteit aan traditionele afnemers, elektrificatie en nieuwe vraag), als grensoverschrijdend (handel in elektriciteit via hybridesystemen en via onshore-interconnectoren) en via omzetting naar andere energiedragers (power-to-X, zoals waterstof en ammoniak, voor binnenlands gebruik of voor de export).

Een adequate coördinatie van de planning op EU- en regionaal niveau moet een aantal van deze gebieden aanpakken, met name via toekomstige aanpassingen van de ONDP’s. Desalniettemin is een aantal randvoorwaarden sterk afhankelijk van nationale en lokale strategieën en beleidsmaatregelen, onder meer op het gebied van industrie (bv. koolstofvrij maken van energie-intensieve bedrijfstakken), digitaal beleid (bv. datacenters) en energie (bv. interconnectoren en waterstof). Zonder deze vraaggestuurde overwegingen zou het inderdaad onmogelijk kunnen blijken om de regionale offshoredoelstellingen te behalen: wanneer de productie niet effectief in de vraag kan voorzien, zouden de baten voor een lidstaat die bereid is om verdere projecten voor hernieuwbare offshore-energie onder te brengen uiteindelijk tot onder de uitrolkosten kunnen zakken. Tegelijkertijd is het om Europa en zijn regio’s koolstofvrij te maken van cruciaal belang dat Europa’s interne hernieuwbare offshore-energiebronnen ten volle worden benut. Daartoe moeten de lidstaten van elke regio het eens worden over de gevolgen van de realisatie van hun regionale offshore-ambities en over de risico’s en gevolgen van het niet verwezenlijken van een deel van die ambities, en de eventuele daarmee gepaard gaande kosten en misgelopen baten.

Een derde belangrijk aspect is de toegankelijkheid van het elektriciteitsnet. Voor de aansluiting van offshorewindparken zijn over het algemeen aanzienlijke greenfield-investeringen in elektriciteitsnetten nodig, aangezien er in tegenstelling tot op het vasteland, nog geen vermaasde offshorenetwerken bestaan. Op dit gebied zullen hybrideprojecten een fundamentele rol spelen omdat ze het mogelijk maken om meer hernieuwbare capaciteit uit te rollen, de regionale voorzieningszekerheid te vergroten en de prijzen onder controle te houden. Bovendien kan een hybride interconnector het gebruik van de transmissieactiva vergroten, en daarmee ook de waarde ervan, ten opzichte van een radiaal verbonden windpark (d.w.z. een windpark dat via een rechtstreekse lijn met de kust is verbonden), aangezien het windpark toegang krijgt tot een aanvullende markt en de hybride bij weinig wind als interconnector kan blijven “dienen”.

Voorts zal een goed gepland energienet voor hernieuwbare offshore-energie dat optimaal gebruikmaakt van de ruimte op zee en op het land en interconnectie bevordert, leiden tot minder milieueffecten en minder investeringen in het net vereisen om dezelfde hernieuwbare capaciteit te installeren. Gesprekken over kostendeling moeten daarom gebaseerd zijn op planning en op kosten-batenanalyses waarbij de waarde van hybriden en hun dubbele rol als aansluitlijn die de integratie van nieuwe hernieuwbare offshore-energie mogelijk maakt en als interconnector, naar behoren wordt gekwantificeerd.

Gelet op de complexe aard van offshore-energieprojecten vereist een tijdige aanpak van deze drie aspecten een nauwere samenwerking op regionaal niveau, de opzet van nieuwe grensoverschrijdende projecten en een eerlijk systeem voor de verdeling van investeringskosten dat de verdeling van de baten weerspiegelt. Er is dus behoefte aan coöperatieve investeringskaders die de lidstaten in staat stellen hun gecombineerde doelstellingen te bereiken en die de nodige randvoorwaarden creëren.

I.c. Reikwijdte van deze richtsnoeren

Om de enorme voordelen van hernieuwbare offshore-energie te realiseren, moet een consensus worden bereikt over een eerlijke verdeling van de kosten. Voor grensoverschrijdende projecten worden hier doorgaans afspraken over gemaakt door middel van bilaterale onderhandelingen. De uiteindelijke afspraak over de kostentoewijzing voor offshoreprojecten, moet op projectniveau worden gemaakt, aangezien op dat niveau gedetailleerde informatie beschikbaar is. Om de komende vijfentwintig jaar meer dan 300 GW uit te rollen, zoals de lidstaten voor ogen hebben, moet de projectspecifieke bottom-upbenadering evenwel worden aangevuld met beoordelingen op hoog niveau per zeebekken, teneinde de tijdige start van de besprekingen te ondersteunen, de relevante partijen in kaart te brengen en te betrekken en inzicht te krijgen in de kostenimplicaties van de uitvoering van de regionale plannen.

Coöperatieve investeringskaders voor offshoreprojecten van grensoverschrijdend belang zijn noodzakelijk om te waarborgen dat de regionale ambities niet in het gedrang komen. De huidige richtsnoeren moeten de lidstaten en regulerende instanties helpen om vanaf het begin van de vaststelling van de netwerkbehoeften in dialoog te treden over samenwerkingsbeginselen, wat het ontstaan van nieuwe grensoverschrijdende projecten zal versnellen en de toepassing van politieke overeenkomsten zal bevorderen. Vroegtijdige informatie uit de regio’s, op basis van gemeenschappelijke beginselen, zal de lidstaten helpen om samen grensoverschrijdende offshore-energieprojecten te verkennen en daarin te investeren, met name hybride interconnectoren en gezamenlijke projecten voor hernieuwbare offshore-energie.

In deze richtsnoeren wordt een kader vastgesteld voor de nieuwe kosten-batenanalyses per zeebekken (SB-CBA) en grensoverschrijdende kostendelingen per zeebekken (SB-CBCS) waarbij de gevolgen van de ontwikkeling van een ONDP worden beoordeeld. De analyses en kostendelingen bouwen voort op de ONDP’s en zullen deze in de toekomst aanvullen. Ze zullen in de loop van de tijd worden aangepast om rekening te houden met toekomstige ontwikkelingen op het gebied van planning, met inbegrip van drageroverschrijdende integratie met waterstofsystemen, wat de erkenning van de voordelen van hybriden, de behoefte aan versterking van het onshorenet en andere toekomstige relevante veranderingen moet bevorderen. Hoewel deze richtsnoeren de beginselen bevatten die grotendeels van toepassing kunnen zijn op ONDP-ontwikkelingen, kunnen zij indien nodig worden bijgewerkt overeenkomstig artikel 15, lid 1, van de TEN-E-verordening. De SB-CBA en SB-CBCS zullen vanaf 2026 niet alleen de besprekingen over kostendeling ondersteunen, maar ook de lidstaten ondersteunen bij toekomstige herzieningen van hun regionale doelstellingen inzake hernieuwbare offshore-energie. Het is eveneens belangrijk te benadrukken dat de SB-CBCS geen bindende gevolgen hebben voor de besluiten inzake projectspecifieke grensoverschrijdende kostentoewijzing (PS-CBCA), die het belangrijkste instrument blijven voor daadwerkelijke onderhandelingen over de verdeling van investeringen in projecten van gemeenschappelijk belang (PGB’s) en projecten van wederzijds belang (PWB’s), alsmede gezamenlijke projecten voor de productie van hernieuwbare energie.

In de richtsnoeren wordt ook gekeken naar de bijzonderheden van projectspecifieke kosten-batenanalyses en benaderingen voor kostendeling. Zij bevatten aanbevelingen, als aanvulling op de richtsnoeren van de Commissie voor het delen van kosten en baten in grensoverschrijdende projecten op het gebied van hernieuwbare energie (5) en de aanbevelingen inzake goede praktijken voor de behandeling van investeringsverzoeken (met inbegrip van CBCA’s) voor PGB’s van ACER (6). In overeenstemming met artikel 16, lid 11, van de TEN-E-verordening, moet ACER verzekeren dat eventuele toekomstige actualiseringen van zijn aanbevelingen aansluiten bij de beginselen in deze richtsnoeren van de Commissie. Tot slot worden in deze richtsnoeren mogelijke nieuwe coöperatieve investeringsinstrumenten voor offshore-energieprojecten van grensoverschrijdend belang verkend, zowel voor transmissie- als voor productieactiva.

II. KOSTEN-BATENBEOORDELINGEN VOOR ZEEBEKKENS

ENTSB-E moet kosten-baten- en kostendelingsbeoordelingen verrichten voor elk van de vijf prioritaire corridors voor offshorenetwerken van TEN-E op basis van reeds ontwikkelde ONDP’s, d.w.z. voor die lidstaten die de ambities inzake hernieuwbare offshore-energie onderschrijven. De SB-CBA en SB-CBCS moeten dus betrekking hebben op de lidstaten die betrokken zijn bij elke prioritaire corridor voor offshorenetwerken, namelijk:

—	de corridor voor offshorenetwerken in de Noordzee (NSOG): BE, DE, DK, FR, IE, LU, NL, SE;

—	de offshorenetwerken van het interconnectieplan voor de energiemarkt in het Oostzeegebied (BEMIP): DE, DK, EE, FI, LV, LT, PL, SE;

—	de offshorenetwerken voor Zuid- en West-Europa (SW): EL, ES, FR, IT, MT, PT;

—	de offshorenetwerken voor Zuid- en Oost-Europa (SE): BG, CY, EL, HR, IT, RO, SI;

—	de Atlantische offshorenetwerken: ES, FR, IE, PT.

In geografisch opzicht bestrijken de beoordelingen dus de relevante lidstaten van de respectieve zeebekkens. Als er belangstelling voor bestaat, zouden in uitzonderlijke, naar behoren gemotiveerde gevallen aanvullende lidstaten, waaronder niet aan zee grenzende lidstaten, of derde landen bij de beoordelingen kunnen worden betrokken, hetgeen voor elk geval afzonderlijk moet worden bezien.

II.a. Kosten-batenanalyse per zeebekken als basis voor kostendeling

Een kosten-batenanalyse helpt besluitvormers inzicht krijgen in de verwachte resultaten van de uitvoering van een plan of project en kan zo de besprekingen tussen de betrokken partijen helpen onderbouwen. Bij de SB-CBA worden de kosten en baten van de uitvoering van een ONDP vastgesteld, zodat de lidstaten weten wat de effecten van het ONDP op hun ambities inzake hernieuwbare offshore-energie zijn.

i. Scenario’s en gevoeligheidsanalyses

Elke SB-CBA moet worden uitgevoerd aan de hand van de meest recente gezamenlijke scenario’s die zijn opgesteld in het kader van het tienjarige netontwikkelingsplan, in overeenstemming met artikel 12 van de TEN-E-verordening. Door verschillende scenario’s te hanteren, kan rekening worden gehouden met verschillende mogelijke situaties in de toekomst, zoals een mogelijk hogere vraag ten gevolge van uiteenlopende verwachtingen op het gebied van bijvoorbeeld e-mobiliteit of datacenters, of van de beschikbaarheid van flexibiliteit. In alle scenario’s van de tienjarige netontwikkelingsplannen moet rekening worden gehouden met de regionale doelstellingen van de lidstaten voor hernieuwbare offshore-energie, terwijl in de verschillende scenario’s verschillende waarden binnen de in de overeenkomsten aangegeven bandbreedtes in aanmerking kunnen worden genomen.

Eventuele onzekerheden moeten hoofdzakelijk worden weggenomen door gebruik te maken van de verschillende gezamenlijke scenario’s van het tienjarige netontwikkelingsplan en niet via gevoeligheidsanalyses. De ruime geografische en temporele toepassingsgebieden kunnen op planniveau vooral robuuster worden gemaakt door diverse scenario’s te introduceren. De gevoeligheid voor individuele variabelen kan relevant zijn op projectniveau.

ii. Nulscenario

Het nulscenario is het alternatief waarmee de baten en kosten van de uitvoering van het ONDP worden vergeleken, d.w.z. welke andere realistische ontwikkeling zich zou kunnen voordoen in plaats van die welke in het ONDP wordt voorgesteld. Zo kan de meerwaarde van de uitvoering van het ONDP worden vastgesteld, alsmede de samenwerkingsmogelijkheden die het biedt. Voor elke SB-CBA moet in het nulscenario worden bekeken in hoeverre alle regionale doelstellingen op het gebied van hernieuwbare offshore-energie realistischerwijs kunnen worden bereikt zonder samenwerking. Zo zullen sommige radiaal verbonden windparken waarschijnlijk te duur worden voor locaties buiten een bepaalde straal, waardoor er hybriden nodig zijn om ze commercieel interessant te maken. In dergelijke gevallen is het realistische alternatief voor een bepaald hybrideproject mogelijk is niet radiaal, maar helemaal geen project. Ook kan de belangstelling van een gastlidstaat voor het veilen van extra offshoreproductie afnemen als er geen nieuwe onshore-interconnectoren worden opgezet die waarborgen dat de extra elektriciteit grote vraagcentra kan bereiken. In het nulscenario moet dan worden uitgegaan van een gedeeltelijke afname van de uit te rollen offshoreproductiecapaciteit.

Een dergelijke realistische alternatieve ontwikkeling, te weten het nulscenario, is echter niet eenvoudig vast te stellen. Bij de vaststelling van hun regionale offshoredoelen besteden de lidstaten veel aandacht aan beperkingen zoals het beschikbare potentieel voor offshorewindenergie, de beschikbare ruimte op zee, de aanwezigheid van beschermde milieugebieden, steun van de bevolking enz. In de ONDP’s wordt vervolgens uiteengezet welke grensoverschrijdende (en radiale) transmissie-infrastructuur er nodig is om hun ambities te verwezenlijken. In het nulscenario moet ervan worden uitgegaan dat deze beperkingen, bij gebreke van medewerking zoals aangenomen in het ONDP, de uitrolbare offshorecapaciteit verder zullen verminderen. Met name beperkingen aan vraagzijde, zowel binnen de grenzen als over de grenzen heen, zijn van cruciaal belang om te kwantificeren welk deel van het feitelijke scenario niet realistisch is zonder nieuwe grensoverschrijdende projecten. Zodra de uitgerolde offshoreproductie een bepaalde omvang heeft bereikt, zal de marginale waarde van nieuwe offshorewindparken, indien niet wordt samengewerkt, mogelijk beperkt zijn, gelet op de verwachtingen ten aanzien van de binnenlandse vraag in de lidstaat waar de productie wordt uitgerold en de beschikbare handelsmogelijkheden met gebruikmaking van reeds bestaande grensoverschrijdende energie-infrastructuur.

Aangezien het aan de lidstaten is om hun ambities en de locatie en de veiling van hernieuwbare offshore-energie te bepalen, zullen zij ook een sleutelrol spelen bij het beoordelen van de gevolgen voor de verwezenlijking van regionale offshore-ambities bij gebreke van nieuwe grensoverschrijdende infrastructuur zoals geïdentificeerd in het geoptimaliseerde ONDP. Voor het nulscenario moeten de lidstaten dan ook input leveren over hun verwachting ten aanzien van realiseerbare offshoredoelstellingen onder beperkte exportvoorwaarden, waarbij zij tegelijkertijd ambitieus moeten blijven en een coherente aanpak in elke regio moeten nastreven. In het nulscenario moet worden uitgegaan van radiaal verbonden projecten tot het als realistisch beschouwde productieniveau en moet ervan worden uitgegaan dat er boven dat niveau geen projecten zijn.

Een dergelijke exercitie moet voor de lidstaten van grote waarde zijn, aangezien zij hiermee niet alleen kunnen waarborgen dat de SB-CBA wordt beoordeeld aan de hand van een passend nulscenario, maar ook inzicht kunnen krijgen in de mate waarin hun ambities op het gebied van hernieuwbare offshore-energie afhankelijk zijn van een geslaagde regionale politieke samenwerking. Bovendien kan de vaststelling van welk deel van dergelijke doelstellingen onhaalbaar is, net zoals bij de regionale offshoredoelstellingen, grensoverschrijdende gevolgen hebben en moeten dit dus idealiter op regionaal niveau gebeuren, op basis van nationale beoordelingen en gezamenlijk overeengekomen beginselen. De groepen op hoog niveau (7) of de regionale TEN-E-groepen kunnen een dergelijk proces ondersteunen. Gelet op de tijdsdruk zal het nulscenario voor de eerste editie van de SB-CBA moeten worden vereenvoudigd.

iii. Referentienet

Het referentienet is het basisnetwerk dat naar verwachting aanwezig zal zijn binnen het specifieke tijdspad dat in de SB-CBA wordt geanalyseerd. De kosten en baten worden gemodelleerd voor het feitelijke scenario (ONDP) en het nulscenario, waarbij dit referentienet wordt beschouwd als het netwerk waaraan het feitelijke of het nulscenario wordt toegevoegd, of waarvan het wordt afgetrokken. Het referentienet dat voor alle SB-CBA’s wordt gebruikt, moet wat alle tijdspaden betreft overeenstemmen met het EU-brede model dat wordt gebruikt voor de projectspecifieke kosten-batenanalyses van het tienjarige netontwikkelingsplan, waarbij de samenhang met de systeembrede beoordelingen van het tienjarige netontwikkelingsplan moet worden verzekerd en rekening moet worden gehouden met de projecten in en behoeften van andere zeebekkens.

iv. Configuratie van biedzones

De configuratie van de biedzones kan van invloed zijn op de verdeling van de baten over de lidstaten. Voor de in de ONDP’s vastgestelde behoeften aan hybride interconnectoren moet in de SB-CBA een configuratie van offshore-biedingszones worden gebruikt voor de verbonden productie, aangezien dit de omstandigheden van het net beter weerspiegelt in de capaciteitsberekenings- en toewijzingsprocessen (8).

v. Versterkingen op het vasteland

De verwezenlijking van ONDP’s zal aanzienlijke versterkingen van de onshorenetten vereisen, met de bijbehorende kosten maar ook de baten, zoals minder beperking. De SB-CBA moet beoordelingen van de versterking op het vasteland bevatten voor de lidstaten die per zeebekken binnen het toepassingsgebied vallen. Het vaststellen van de versterkingen die nodig zijn om de ONDP’s te verwezenlijken vormt een uitdaging bij het modelleren, aangezien versterkingen op het vasteland die zijn vastgesteld in het ONDP mogelijk ook nodig zijn voor andere vereisten met betrekking tot onshoresystemen. Niettemin zou het uitsluiten van de kosten en baten van de nodige versterkingen op het vasteland de lidstaten een beperkt beeld geven van de gevolgen van de ontwikkeling van ONDP’s, terwijl dit juist bepalend kan zijn om hun belangstelling voor de uitrol ervan te bevestigen, aangezien dit samenhangt met de zekerheid dat de elektriciteit uit hernieuwbare offshore-energiebronnen daadwerkelijk daar zal terechtkomen waar er vraag naar is. Wanneer bij de versterking van de onshorenetten overlap bestaat tussen behoeften die voortvloeien uit de integratie van hernieuwbare offshore-energie en behoeften die verband houden met andere onshoregerelateerde noden, mag alleen het deel van de behoefte aan versterking op het vasteland in aanmerking worden genomen waarvan duidelijk kan worden vastgesteld dat het uitsluitend nodig is vanwege offshorebehoeften. Ook moet ervan worden uitgegaan dat een beperktere uitrol van hernieuwbare offshore-energie door minder samenwerking tot een nog grotere behoefte aan hernieuwbare onshore-energie zou leiden, wat eveneens de behoefte aan versterkingen van de onshorenetten zou kunnen vergroten.

ENTSB-E moet transparante informatie verstrekken over de aannamen die zijn gemaakt om een onderscheid te maken in de versterkingsbehoeften met betrekking tot offshoreproductiecapaciteit. Waar nodig moet ENTSB-E advies inwinnen bij de groepen op hoog niveau of bij de regionale TEN-E-groepen.

vi. Modellering van kosten en baten

De effecten die worden beoordeeld in het kader van SB-CBA, moeten ten minste de volgende baten van het tienjarige netontwikkelingsplan omvatten: sociaal-economisch welzijn, CO2-variatie, niet-CO2-emissies (met inbegrip van luchtverontreinigende stoffen), de toereikendheid van het systeem en de integratie van hernieuwbare energie. Voor zover mogelijk moeten ook de effecten op de biodiversiteit en andere relevante externe milieueffecten (bv. andere verontreiniging) worden beoordeeld. Daarbij is de uitrol van hernieuwbare offshore-energie een duidelijk voordeel van de ontwikkeling van offshore hybride en radiale transmissie-infrastructuur. Hybride transmissielijnen zullen daarnaast voordelen opleveren voor de integratie van hernieuwbare onshore-energie, gelet op hun rol als interconnectoren. Door het eerder beschreven nulscenario te beoordelen, wordt bovendien gekwantificeerd welke baten van offshoreproductie anders niet zouden worden gerealiseerd.

De kosten moeten waar mogelijk voornamelijk op CapEx worden gebaseerd. Alleen transmissiekosten mogen worden meegenomen, dus niet de kosten van productie, die commercieel worden aangestuurd en enkel aan het licht komen door middel van projectspecifieke aanbestedingen, terwijl de relevante baten in aanmerking worden genomen zoals hierboven beschreven. Het is niet de bedoeling dat ENTSB-E de huidige en toekomstige ontwikkelingen van de investeringskosten van offshorewindparken raamt. Alle in het ONDP aangemerkte transmissieactiva moeten in de SB-CBA worden beoordeeld. OpEx-kosten kunnen een aanzienlijk deel van de totale kosten van de verwezenlijking van ONDP’s vormen, maar houden vaak verband met een projectspecifieke opzet, zoals netwerkverliezen of onderhoud, en zijn mogelijk moeilijk adequaat te beoordelen op zeebekkenniveau. Ook de benodigde balanceringsreserves kunnen worden beïnvloed door de uitrol van hernieuwbare offshore-energie, maar SB-CBA’s zijn mogelijk niet geschikt voor dergelijke beoordelingen. In dat verband zouden transmissiesysteembeheerders (TSB’s) kunnen overwegen de regionale coördinatiecentra te vragen om specifieke beoordelingen uit te voeren en bij hun taken met betrekking tot regionale groottebepaling en aankoop rekening te houden met offshoreproductie. ENTSB-E moet beoordelen welke OpEx op robuuste wijze in de SB-CBA’s kunnen worden geïntegreerd. Als zij meewerken aan een concreet grensoverschrijdend project, kunnen de lidstaten overwegen om eventuele andere relevante OpEx-kosten dan de kosten die ENTSB-E op zeebekkenniveau bekijkt, in de respectieve projectspecifieke CBA op te nemen.

vii. Temporele en geografische granulariteit

De risiconiveaus in verband met de uitvoering van ONDP’s nemen in de loop van de tijd toe; zo kunnen de planningsresultaten veranderen naarmate zich in een land andere ontwikkelingen voordoen, of kunnen er alternatieve projecten worden geïdentificeerd. Het ingewikkelde samenspel van tijd en risico’s vereist dus een onderscheid in de tijd. De SB-CBA moet worden verricht voor 2040 en voor 2050. Gelet op de tijd die nodig is om een offshore-energieproject te ontwikkelen en het tijdstip waarop de eerste SB-CBA’s zullen worden gepubliceerd, dienen er geen beoordelingen voor 2030 te worden uitgevoerd, aangezien deze de lidstaten geen nuttige informatie zouden verschaffen.

De resultaten van de SB-CBA’s moeten individueel worden bepaald voor elke lidstaat, alsmede geaggregeerd per zeebekken. Dit geeft de lidstaten in een regio de instrumenten in handen om nettobegunstigden van de uitvoering van ONDP’s te identificeren en maakt het mogelijk om projecten uit te werken waarbij andere lidstaten worden betrokken dan die waar de projecten fysiek worden ondergebracht. Het stelt de lidstaten ook in staat om gezamenlijk de volledige implicaties op hoog niveau van de realisatie van een ONDP te bespreken. Nadien kan in projectspecifieke discussies worden beoordeeld of sommige van de lidstaten die aanvankelijk werden overwogen op basis van de resultaten van de SB-CBA, mogelijk niet daadwerkelijk profiteren van een bepaald project (en waarschijnlijk wel van andere ONDP-projecten). Tegelijkertijd kan worden nagegaan welke lidstaten er wél baat bij hebben en kunnen deze in een vroeg stadium bij het proces worden betrokken, wat het risico beperkt dat zij te laat bij een projectspecifiek kostentoewijzingsproces worden betrokken waardoor dit misloopt.

viii. Resultaten van de SB-CBA

De relevante TSB’s en nationale regulerende instanties (NRI’s), ACER en de Commissie moeten op passende wijze bij de SB-CBA-beoordelingen van ENTSB-E worden betrokken. ENTSB-E moet zijn resultaten voorleggen aan de prioritaire corridors voor offshorenetwerken van TEN-E, in de respectieve regionale groepen of, waar relevant, de groepen op hoog niveau. De resultaten moeten in euro worden uitgedrukt voor een scenario met de beste schatting voor het tienjarige netontwikkelingsplan, onder vermelding van de onzekerheden die de andere gezamenlijke scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan weerspiegelen. In de SB-CBA moet worden nagegaan welke lidstaten netto positieve en netto negatieve effecten ondervinden. Deze analyse moet ook een overzicht bevatten van alle infrastructuur die nodig is om een ONDP te ontwikkelen en, voor zover mogelijk, het effect van deze behoeften op de resultaten van de SB-CBA.

Om de regionale besprekingen verder te vergemakkelijken, moeten de NRI’s van een regio de SB-CBA-beoordelingen van ENTSB-E beoordelen en waar relevant de resultaten ervan ondersteunen. Dit kan helpen om vooraf de steun en betrokkenheid van de regelgevende instanties te verzekeren, wat de spanningen vermindert en de tijd die nodig is voor projectspecifieke stappen beperkt. Voorts moet ACER overwegen om een advies uit te brengen over alle SB-CBA’s.

Wanneer uit een SB-CBA positieve resultaten blijken voor bepaalde grensoverschrijdende infrastructuurbehoeften, moeten deze nader worden bestudeerd. Als zodanig moet worden verwacht dat projectspecifieke beoordelingen in de regionale investeringsplannen (d.w.z. projectstudies) of in het tienjarige netontwikkelingsplan worden opgenomen.

II.b. Niet-bindende grensoverschrijdende kostendeling per zeebekken

De SB-CBCS moeten informatie verstrekken over kostendelingsoverwegingen op regionaal niveau, op basis van de kosten en baten van de uitvoering van ONDP’s. Het resultaat van deze beoordeling is informatief en indicatief en leidt niet tot een daadwerkelijke kostentoewijzing.

i. Kosten die in de SB-CBCS moeten worden opgenomen

Door alle netwerkbehoeften op te nemen die nodig zijn om de regionale offshore-ambities in de SB-CBA te verwezenlijken, kunnen de lidstaten (en TSB’s en de toeleveringsketen) de nodige informatie verzamelen over de samenwerkingsbehoeften, de hoeveelheid apparatuur en indicaties van de baten van de ontwikkeling van grensoverschrijdende transmissieprojecten teneinde anders onrealiseerbaar offshorepotentieel mogelijk te maken, alsmede andere informatie die relevant is voor mogelijke herzieningen van de regionale offshoredoelstellingen.

Wat kostendeling betreft, hoeft slechts een deel van de in een ONDP en de SB-CBA opgenomen infrastructuurbehoeften aan de SB-CBCS-beoordeling te worden onderworpen: alleen die behoeften met een duidelijk grensoverschrijdend belang. Wat de behoeften aan hybride infrastructuur betreft, vallen ook het offshorenettransmissiesysteem van de offshore-productielocaties voor hernieuwbare energie naar twee of meer lidstaten hieronder. Bepaalde behoeften aan radiale aansluitinfrastructuur kunnen ook relevant zijn voor de kostendeling. Dat is met name het geval als ze deel uitmaken van benodigde infrastructuur die in een ONDP is aangemerkt als infrastructuur die in een later stadium hybride moet worden. Sommige versterkingen van de onshorenetten zullen ook relevant zijn voor de ontwikkeling van ONDP’s en zullen een duidelijk grensoverschrijdend belang hebben. Om te waarborgen dat de besprekingen over kostendeling in verband met de integratie van hernieuwbare offshore-energie eerlijk verlopen, moeten deze in principe ook worden meegenomen in de SB-CBCS-beoordeling, voor zover een geschikte methodologie kan worden vastgesteld zoals hierboven beschreven.

Door in het toepassingsgebied van de SB-CBCS alleen die infrastructuurbehoeften op te nemen die duidelijk relevant zijn voor de integratie van hernieuwbare offshore-energie en van grensoverschrijdend belang zijn, kunnen de lidstaten binnen een regio bepalen welke van die behoeften waarschijnlijk relevanter zijn voor de opzet en de daaropvolgende onderhandelingen over de kostentoewijzing voor concrete grensoverschrijdende projecten binnen een bepaald tijdskader (2040 of 2050). Dit zal helpen om in een vroeg stadium de reikwijdte te bepalen van potentiële groepen projecten die moeten worden gebundeld en om de NRI’s en TSB’s hier tijdig bij te betrekken.

ii. Materialiteitsdrempel voor begunstigden met netto positieve effecten

De onderhandelingen over concrete projecten hebben rechtstreekse gevolgen voor de kostentoewijzing en daarom is het in het kader van een projectspecifieke grensoverschrijdende kostentoewijzing noodzakelijk om pragmatische materialiteitsdrempels te hanteren bij de aanwijzing van begunstigden die netto positieve effecten ondervinden. Zo kan ervoor worden gezorgd dat de gemodelleerde bijdragen van niet-gastlidstaten van kleine omvang de onderhandelings- en administratieve kosten van een individueel project niet aanzienlijk verhogen, d.w.z. dat het aantal betrokken partijen niet buitensporig toeneemt.

Op planniveau, een conceptueel niveau zonder bindende kostenimplicaties, zijn deze argumenten niet van toepassing, maar kunnen er opportuniteitskosten ontstaan als begunstigden met relatief kleinere netto positieve effecten niet voldoende van tevoren worden geïdentificeerd en betrokken. Bovendien kunnen lage drempels op planniveau tot aanzienlijke hiaten leiden met betrekking tot het totale bedrag van de gedekte kosten, waarbij de infrastructuurbehoeften voor één lidstaat gedurende een heel decennium mogelijk een groot aantal projecten en investeringskosten bestrijken. Voor SB-CBCS dient dus geen minimale materialiteitsdrempel voor de netto positieve effecten te worden gehanteerd.

iii. Resultaten van de SB-CBCS

De relevante TSB’s en NRI’s, ACER en de Commissie moeten op passende wijze bij de SB-CBCS-beoordelingen van ENTSB-E worden betrokken, en ENTSB-E moet de resultaten daarvan aan de prioritaire corridors voor offshorenetwerken van TEN-E voorleggen. ENTSB-E moet de toepassing van de kostendeling voor elke lidstaat per zeebekken rapporteren, uitgesplitst per decennium (2040 en 2050), uitgedrukt in euro, op basis van een verdeling die evenredig is aan het aandeel in de baten. De SB-CBCS moet ook een overzicht bevatten van alle infrastructuurbehoeften die relevant zijn voor de regionale kostendeling en, voor zover mogelijk, het effect ervan op de resultaten van de SB-CBCS.

III. AANBEVELINGEN VOOR PROJECTSPECIFIEKE BEOORDELINGEN

III.a. Projectspecifieke kosten-batenanalyse

i. Het opstellen van een PS-CBA

Bij het opstarten van besprekingen en onderhandelingen over de kostentoewijzing voor concrete grensoverschrijdende offshore-transmissieprojecten baseren de nationale regulerende instanties (NRI’s) zich op projectspecifieke kosten-batenanalyses (PS-CBA). Dat kan ook het geval zijn wanneer de lidstaten grensoverschrijdende gezamenlijke projecten voor hernieuwbare offshore-energie bespreken, mogelijk om te onderhandelen over statistische overdrachten of over de invoering van een gezamenlijke steunregeling om een investeringskloof te dichten. In beide gevallen kunnen de NRI’s en/of de lidstaten beslissen om de modelleringsberekeningen aan de TSB’s te delegeren.

Het risico van mislukking van de onderhandelingen over grensoverschrijdende projecten kan worden beperkt wanneer de betrokken partijen het vooraf eens worden over het proces. Een gecoördineerde aanpak voor grensoverschrijdende transmissieactiva kan er bijvoorbeeld in bestaan dat:

1.	een memorandum van overeenstemming of iets soortgelijks wordt vastgesteld tussen de betrokken lidstaten;

2.	een memorandum van overeenstemming of iets soortgelijks wordt vastgesteld tussen de betrokken TSB’s;

3.	de betrokken NRI’s het gezamenlijk eens worden over de aannames die door de TSB’s in overweging moeten worden genomen;

4.	de TSB’s gezamenlijk een PS-CBA ontwikkelen;

5.	de NRI’s gezamenlijk de resultaten valideren of de TSB’s gezamenlijk om veranderingen verzoeken.

Samen afspreken welke aannames in een PS-CBA moeten worden gebruikt (bv. hoeveel en welke scenario's moeten worden overwogen) en gezamenlijk modellen uitwerken kan latere meningsverschillen ten gevolge van het gebruik van uiteenlopende modelleringsbenaderingen grotendeels voorkomen. De lidstaten kunnen overigens ook bij het proces voor transmissieactiva worden betrokken, volgens de nationale praktijken, bv. bij het valideren van de aannames of resultaten (bv. wanneer lidstaten nationale investeringsplannen goedkeuren voor de TSB’s op hun grondgebied). De voorgestelde gecoördineerde PS-CBA-procedure moet als leidraad dienen, waarbij evenwel de nodige flexibiliteit moet worden geboden. Een groep lidstaten kan bijvoorbeeld van mening zijn dat het opstellen van memoranda van overeenstemming de onderhandelingsduur kan verlengen in plaats van verkorten en deze dus onnodig achten, of beslissen dat bepaalde stappen parallel moeten worden ondernomen.

Voor grensoverschrijdende projecten voor offshore-energieproductie kunnen de betrokken lidstaten de PS-CBA gezamenlijk verrichten. Zij moeten het eerst eens worden over de aanpak voor de ontwikkeling van de gezamenlijke modelleringsberekeningen (bv. rechtstreeks door henzelf, door delegatie aan de respectieve energieagentschappen, door delegatie aan de relevante TSB’s of door het aanbesteden van adviesdiensten). Vervolgens moeten zij samen beslissen welke aannames zullen worden gebruikt (bv. scenario’s en de mogelijke opname van versterkingen van onshorenetten in de beoordeling) en moeten zij gezamenlijk de PS-CBA ontwikkelen zoals eerder overeengekomen.

Wanneer complexe grensoverschrijdende offshore-projecten zowel een project voor een hybride interconnector als een gezamenlijk project voor hernieuwbare offshore-energie omvatten, moeten de betrokken lidstaten en NRI’s zorgen voor samenhang in de respectieve PS-CBA’s voor de twee projecten. Zij moeten er enerzijds voor zorgen dat de aannames van beide projecten consequent zijn en dat kosten en baten niet dubbel worden geteld. Anderzijds moeten zij de risico’s van vertragingen tot een minimum beperken, in het bijzonder wanneer de investeringsbeslissingen voor de respectieve projecten op verschillende tijdstippen moeten worden genomen. Zo kan het bijvoorbeeld nodig zijn om al eerder over de definitieve kostentoewijzing voor de transmissieactiva te beslissen wanneer de inbedrijfstelling ervan aanzienlijk langer zou duren dan de inbedrijfstelling van het offshorewindpark. Zij kunnen ook beslissen om de twee projectbeoordelingen in één enkele holistische beoordeling te integreren. Bij een dergelijke benadering moet echter altijd een onderscheid kunnen worden gemaakt tussen enerzijds de infrastructuurspecifieke resultaten die de NRI’s in aanmerking moeten nemen in hun besluiten inzake grensoverschrijdende kostentoewijzing en anderzijds de productiespecifieke informatie die relevant is voor de kosten-batendelingsregelingen van de lidstaten met het oog op de verspreiding van statistieken over hernieuwbare energie en ondersteunende kosten.

Energie-eilanden zijn een ander soort complexe projecten waarvoor aanzienlijke investeringen nodig zijn en die zeer uiteenlopende projectontwerpen, eigendomsstructuren en financieringsmechanismen kunnen hebben. Het proces en de analyses voor een energie-eiland moeten derhalve voor elk geval afzonderlijk worden bestudeerd, rekening houdend met de kenmerken van het energie-eiland.

ii. Scenario’s en gevoeligheidsanalyses voor PS-CBA’s

Overeenkomstig artikel 16, lid 4, van de TEN-E-verordening moeten in de scenario’s die bij de projectanalyses worden gebruikt ten minste de scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan in overweging worden genomen. Het opnemen van aanvullende scenario’s kan de robuustheid vergroten door rekening te houden met verschillende mogelijke situaties in de toekomst, maar dreigt ook tot overlapping met de scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan te leiden, de modelleringstijden te verlengen en mogelijk ook de onderhandelingskosten te verhogen. TEN-E biedt een kader voor het ontwikkelen van gezamenlijke scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan dat een hoge mate van betrokkenheid van en controle door belanghebbenden verzekert. De nationale partijen zouden daarom actief moeten deelnemen zodat de kwaliteit van en het vertrouwen in de scenario’s hoog zijn, wat de behoefte aan tijdrovende (en soms contraproductieve) aanvullende scenario’s tot een minimum beperkt.

In plaats van aanvullende scenario’s kunnen gevoeligheidsanalyses van scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan worden verricht als effectief instrument om de robuustheid van projectbeoordelingen verder te vergroten. Daartoe wordt beoordeeld hoe de waarde van het project verandert wanneer een belangrijke aanname wordt gewijzigd om na te gaan welke aannames de grootste invloed hebben op de resultaten van de PS-CBA. Indien naast de scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan aanvullende scenario’s nodig zijn, bijvoorbeeld om nieuwe plaatselijke informatie te integreren die na de ontwikkeling van de scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan beschikbaar is gesteld, schrijft TEN-E voor dat deze scenario’s stroken met de doelstelling van de EU inzake klimaatneutraliteit voor 2050 en met haar tussentijdse streefcijfers voor klimaat en energie, dat zij worden onderworpen aan een raadpleging en toetsing op hetzelfde niveau als voor de scenario’s voor het tienjarige netontwikkelingsplan en dat zij door ACER worden beoordeeld.

iii. Nulscenario’s voor PS-CBA’s

Bij het ontwikkelen van het nulscenario voor een offshoreproject moeten de lidstaten en/of de NRI’s, naargelang het geval, beoordelen en overeenkomen wat de meest waarschijnlijke gevolgen zouden zijn van een mislukking van de onderhandelingen over de toewijzing van de kosten van het project. Het overeengekomen nulscenario moet altijd het meest realistische projectalternatief vertegenwoordigen. Bij het beoordelen van een hybride transmissieproject kunnen twee NRI’s bijvoorbeeld van oordeel zijn dat het meest waarschijnlijke alternatief voor de ontwikkeling van de hybride een radiale lijn is die aansluit op de dichtstbijzijnde kust. Wanneer relatief frequente en grote verschillen in de elektriciteitsprijs tussen de biedzones van de landen worden waargenomen, kan het nog steeds een plausibel alternatief zijn om een traditionele punt-puntinterconnector te overwegen.

Voor een gezamenlijk project voor de productie van hernieuwbare offshore-energie dat via een hybride wordt verbonden, kunnen andere nulscenario’s passend zijn. Voor bijzonder grote productieprojecten (bv. projecten die verbonden zijn aan een energie-eiland) of voor projecten die alleen uitvoerbaar zijn als er nieuwe interconnectorcapaciteit wordt opgezet (zie ook “nulscenario” voor SB-CBA’s) kan het een redelijk alternatief zijn om een kleiner, radiaal verbonden offshorewindpark te overwegen, of zelfs helemaal geen offshorewindpark als het te duur is om het radiaal te verbinden.

iv. Configuratie van biedzones

De configuratie van de biedzones van een specifiek project kan van invloed zijn op de verdeling van de baten tussen de lidstaten en tussen de ontwikkelaars van de transmissiesystemen en van windparken. De lidstaten moeten ernaar streven de configuratie van biedzones van een project zo vroeg mogelijk vast te stellen, om er op passende wijze rekening mee te kunnen houden in de PS-CBA’s van de transmissie- en productieprojecten en om deze vóór de veilingen voldoende bekend te maken. Voor projecten die bestaan in offshorewindparken die via een hybride interconnector worden verbonden, moeten de lidstaten offshorebiedzones onderzoeken als robuustere regeling om de productie volledig te integreren in de Europese elektriciteitsmarkt.

III.b. Projectspecifieke grensoverschrijdende kostentoewijzing

Ter aanvulling op de aanbeveling van ACER inzake de behandeling van investeringsverzoeken voor PGB’s, moet rekening worden gehouden met bepaalde specifieke kenmerken van offshoretransmissieprojecten. Met name hybriden zorgen voor enige complexiteit die van invloed kan zijn op de onderhandelingen over de toewijzing van de investeringskosten. Traditionele punt-puntinterconnectoren kunnen dienen om de prijzen over de grenzen heen te bepalen, om zo het gehele energiesysteem te optimaliseren. Hybriden kunnen bovendien zeer aanzienlijke hernieuwbare offshorecapaciteit integreren en de energiemix van een regio ingrijpend veranderen. De baten zijn vaker dan bij eerdere projecten voor elektriciteitsinterconnectoren niet alleen voor de lidstaten waar het project wordt ondergebracht, maar ook voor de omliggende gebieden.

Opdat projecten interessant zouden blijven, moeten zij over het geheel genomen een positief effect op het sociaaleconomische welzijn hebben en mag geen enkele individuele lidstaat een netto negatief effect ondervinden. Een PS-CBA waaruit een netto negatief effect blijkt voor een lidstaat waar een offshoreproject wordt ondergebracht, vormt een potentiële belemmering voor de ontwikkeling van dat project. Een projectspecifieke grensoverschrijdende kostentoewijzing (PS-CBCA) is een instrument dat een gestructureerd proces volgt dat is ingesteld door TEN-E en dat de NRI’s en de lidstaten helpt om overeenstemming te bereiken over de verdeling van de investeringskosten. Het gebruik van PS-CBCA’s is verplicht voor PGB’s en PWB’s waarbij subsidies voor werken in het kader van de Connecting Europe Facility (CEF) worden aangevraagd, terwijl in andere gevallen soortgelijke benaderingen kunnen worden gehanteerd (waarbij de TEN-E-vereisten niet strikt worden gevolgd). Zelfs wanneer PS-CBCA’s niet verplicht zijn, zullen het gebruik van eenvoudige verdeelsleutels die niet in verhouding staan tot de baten en het vermijden van PS-CBCA’s als praktijken waarschijnlijk in onbruik geraken, gelet op de hoge investeringskosten en relatieve complexiteit van hybride projecten. PS-CBCA’s zijn geen vereiste voor PGB’s/PWB’s om eventueel CEF-financiering voor werken aan te vragen, maar vormen wel een belangrijk onderhandelingsinstrument met een duidelijke procedure en concreet tijdspad dat de onderhandelingen kan vergemakkelijken en versnellen. Zij moeten dus gezien worden als een van de voordelen van de status van PGB/PWB die de tijdige oplevering van grensoverschrijdende infrastructuur bevorderen.

i. Materialiteitsdrempel voor begunstigden met netto positieve effecten

Aangezien een PS-CBCA leidt tot een bindend besluit over hoe de kosten moeten worden verdeeld, moet de vaststelling van de lidstaten die een aanzienlijk netto positief effect ondervinden van de uitvoering van een project pragmatisch blijven, waarbij evenwel geen fundamentele investeringen buiten beschouwing mogen worden gelaten. Naarmate het waarschijnlijker wordt dat de baten zich over de hele regio verspreiden, kan voor hybriden een lagere materialiteitsdrempel nodig zijn om begunstigden met netto positieve effecten te identificeren dan voor traditionele interconnectoren. Tegen deze achtergrond moet een drempel van minder dan 10 % worden overwogen.

ii. Bijdragen door niet-gastlidstaten

De bijdrage van een niet-gastlidstaat die een begunstigde met netto positieve effecten is, kan noodzakelijk zijn om de financierbaarheid te garanderen van projecten waarbij de gastlidstaat een netto negatief effect zal ondervinden. In beginsel moeten dergelijke begunstigde lidstaten financieel bijdragen om het welslagen van het project te verzekeren en ervoor zorgen dat de baten op zijn grondgebied daadwerkelijk worden gerealiseerd. In de praktijk kan dit lastig blijken. Zo kan het niet-gastland te laat bij het proces worden betrokken, waardoor nieuwe vragen rijzen over de uitgevoerde modellen en de resultaten daarvan, kan het de geraamde baten te onzeker achten of kan het van mening zijn dat een grensoverschrijdende financiële bijdrage praktische uitdagingen oplevert. Hoe dan ook kunnen het gevoel van het niet-gastland deel uit te maken van het project en de bereidheid van dat land om bij te dragen beperkt zijn wanneer dat land pas bij het project wordt betrokken op het moment dat het om een bijdrage wordt gevraagd. De SB-CBCS moet het risico van laattijdige betrokkenheid helpen beperken.

Bovendien moeten de betrokken NRI’s bij de onderhandelingen over de toewijzing van investeringen voor grensoverschrijdende projecten overeenstemming bereiken over een PS-CBCA en een investeringsverzoek. Wanneer dat niet lukt, of op verzoek van deze NRI’s, moet ACER een besluit nemen om ervoor te zorgen dat het proces tijdig wordt afgewikkeld. Hoewel er gevallen zijn van PS-CBCA’s waarbij bijdragen werden toegewezen aan een derde, betreft het slechts enkele gevallen, doorgaans voor gasinfrastructuur (9).

Bijdragen door niet-gastlidstaten zijn mogelijk en kunnen, indien sprake is van begunstigden met netto positieve effecten terwijl een of meer gastlidstaten geacht worden netto negatieve effecten te ondervinden, noodzakelijk worden voor toekomstige offshoreprojecten. Tegelijkertijd moet duidelijk blijven dat een PS-CBCA slechts een hulpmiddel is. Om te waarborgen dat de onderhandelingen slagen en om wrijvingen tot een minimum te beperken, in het bijzonder wanneer de baten verder reiken dan de nationale grenzen van de gastlidstaten, zouden de PS-CBCA’s er baat bij hebben als er een gecoördineerde aanpak wordt vastgesteld waarbij de beginselen worden overeengekomen voor de start van concrete onderhandelingen. Dergelijke beginselen op regionaal niveau zouden kunnen worden ontleend aan de SB-CBCS en eerdere ervaringen met PS-CBCA’s. Daarnaast moeten aanvullende stimulansen voor samenwerking worden overwogen ter vergroting van de bereidheid van niet-gastlidstaten om mee te investeren in een project.

III.c. Andere instrumenten dan PS-CBCA’s

Bij het overwegen van aanvullende regelingen en instrumenten, naast PS-CBCA’s, moet zorgvuldig rekening worden gehouden met de praktische moeilijkheid om infrastructuurkosten door te schuiven naar gereguleerde entiteiten in landen die niet als gastland optreden. Tegelijkertijd bestaan er in de verschillende Europese regio’s verschillende samenwerkingspraktijken en offshore-ambities. Regionale verschillen kunnen dus tot verschillende overeenkomsten over eventuele aanvullende kostendelingsregelingen leiden. De groepen op hoog niveau kunnen een nuttig platform bieden om te bespreken of er bepaalde instrumenten kunnen worden overwogen voor projecten in hun respectieve regio, en zo ja, welke.

Er zijn twee soorten aanvullende instrumenten die kunnen worden onderzocht: instrumenten om het volledige gebruik van de PS-CBCA te vergemakkelijken en instrumenten om een aanhoudend financieringstekort te verhelpen.

i. Instrumenten om het volledige gebruik van het PS-CBCA-instrument voor transmissieprojecten te vergemakkelijken

Verdeelsleutels voor de verdeling van congestie-ontvangsten

Wanneer overeenstemming wordt bereikt over het definitieve investeringsbesluit voor een grensoverschrijdend project, wordt een PS-CBCA opgesteld. Tijdens de exploitatie van de respectieve activa worden congestie-ontvangsten gegenereerd en verdeeld volgens de overeengekomen methodologieën en verdeelsleutels. De verdeling van de congestie-ontvangsten zal doorgaans een standaardverdeelsleutel van 50-50 volgen, of een andere specifieke verdeelsleutel die de eigendoms- en investeringsniveaus weerspiegelt. Het gebruik van dergelijke specifieke verdeelsleutels als onderhandelingsinstrument dat verder gaat dan de eigendoms-/investeringsniveaus is, algemeen genomen, mogelijk geen bijzonder doeltreffend instrument voor toekomstige offshore hybride projecten, aangezien de onzekerheid over de gegenereerde congestie-ontvangsten kan toenemen, bijvoorbeeld ten gevolge van kannibaliseringseffecten tussen parallelle transmissieprojecten. Voor de betrokken NRI’s kan het echter interessant zijn om specifieke verdeelsleutels af te spreken die aansluiten bij de behoeften van het project (bv. verwachte OpEx-kosten), voor zover dit in overeenstemming is met de EU-regelgeving en -methodologieën.

Bundelen van projecten

Het bundelen van een groep projecten die complementair zijn en een vergelijkbaar risiconiveau hebben (bijvoorbeeld wanneer ze tegelijkertijd of rond dezelfde tijd in bedrijf moeten worden genomen), kan de transactiekosten van een onderhandeling aanzienlijk verlagen. Een dergelijke bundeling kan ervoor zorgen dat onderling verbonden projecten samen worden beoordeeld, bijvoorbeeld voor meerdere hybriden in dezelfde regio, of voor een hybride en versterkingen van onshore-interconnectoren die nodig zijn om de offshore geproduceerde elektriciteit een bepaald vraagcentrum te laten bereiken. Dit kan onzekerheden helpen wegnemen, door projecten die elkaar onderling beïnvloeden samen te modelleren en door overeenkomsten op te stellen waarin naar het bredere plaatje wordt gekeken, wat de noodzaak van eventuele grensoverschrijdende financiële transacties (bv. voor een PS-CBCA) mogelijk kan beperken door de kosten en baten van verschillende projecten te verrekenen en bijdragen “in natura” mogelijk te maken, door parallelle investeringen te doen die alle betrokken partijen ten goede komen. Aangezien het noodzakelijk is om meerdere omvangrijke infrastructuurprojecten tegelijkertijd te ontwikkelen om de offshore-ambities van de lidstaten tijdig te kunnen verwezenlijken, kan het bundelen van projecten een bevorderlijk instrument worden. SB-CBCS kunnen helpen om verstandige keuzes voor het bundelen te bepalen.

Ex-postvoorwaarden

Een PS-CBCA zou vooraf overeengekomen voorwaarden kunnen bevatten waarbij een bepaalde correctie (bv. een aanpassing van de verdeelsleutel voor de verdeling van congestie-ontvangsten) of een financiële transactie kan worden toegepast indien de voorwaarden aanzienlijk veranderen ten opzichte van de voorwaarden die in de fase van de kostentoewijzing zijn beoordeeld. In de praktijk kan het echter lastig zijn om dergelijke voorwaarden toe te passen zonder nieuwe risico’s te creëren voor het project. Het is daarom belangrijk om vooraf duidelijke beginselen vast te stellen als deze mogelijkheid wordt gebruikt.

Innovatieve plannings- en eigendomsregelingen

De lidstaten en exploitanten in de verschillende regio’s zouden innovatieve eigendomsbenaderingen kunnen verkennen, zoals gezamenlijke eigendom door de oprichting van regionale offshoretransmissie-entiteiten die belast zijn met de planning van activiteiten in zeebekkens en met de ontwikkeling van de relevante projecten voor grensoverschrijdende offshorenetwerken. Enerzijds vergt de opzet van dergelijke entiteiten en de vaststelling van de kostendelingsregelingen aanvankelijk enige inspanning, die aanzienlijke investeringen met zich kan brengen. Anderzijds zouden deze entiteiten op de middellange termijn gunstig zijn, omdat zij de transactiekosten en de risico’s van mislukking van de onderhandelingen verlagen, aangezien de betrokken partijen reeds eigenaar zijn van de entiteit en dus altijd betrokken zijn bij de opzet en ontwikkeling van grensoverschrijdende projecten. De gezamenlijke eigendom zou kunnen worden ondersteund door de vaststelling van regionale kaders voor de gereguleerde activa (Regulatory Asset Base of RAB). Dergelijke entiteiten zouden bovendien niet noodzakelijk gevolgen hebben voor het systeembeheer van de offshorenetwerken, dat bij de aangewezen TSB’s zou kunnen blijven berusten.

Ook kunnen alternatieve eigendomsstructuren worden overwogen om de ontwikkeling van offshore-infrastructuur te stimuleren. In een bundel van verschillende projecten zouden de respectieve partijen bijvoorbeeld kunnen kiezen voor vervlechting, waarbij een netto-importerend land zich inkoopt in de offshoretransmissieactiva en omgekeerd. Dit kan ervoor helpen zorgen dat de betrokken partijen in een bepaalde regio er alle belang bij hebben te verzekeren dat alle relevante projecten worden opgeleverd zoals gepland en dat de baten worden gerealiseerd zoals beoordeeld, wat de risico’s helpt beperken en wederzijdse voordelen oplevert.

Ook kan de regionale offshoreplanning (maar niet de ontwikkeling) worden versterkt, bijvoorbeeld door de relevante regionale coördinatiecentra te vragen om nieuwe regionale planningstaken op zich te nemen.

Harmonisering van de netaansluitingskosten voor offshoreproductie

Verschillende benaderingen van de heffingsstelsels voor netaansluitingen (ondiep of diep) voor projecten voor de productie van hernieuwbare offshore-energie kunnen de biedprocedure voor ontwikkelaars van hernieuwbare energie bemoeilijken, net als de PS-CBCA-besprekingen tussen de lidstaten en/of de NRI’s. Voor projecten voor hernieuwbare offshore-energie kan worden overwogen de regionale aansluitkosten op elkaar af te stemmen, rekening houdend met de beginselen van kostendekking voor de gemaakte infrastructuurkosten en non-discriminatie bij de nettarieven.

Regionale modellen voor onderhandelingen

Er zouden regionale modellen kunnen worden ontwikkeld om de algemene beginselen te schetsen die moeten worden gevolgd bij de overgang van een SB-CBCS naar projectspecifieke beoordelingen en onderhandelingen, al moeten deze een faciliterend, informatief hulpmiddel blijven om de besprekingen op gang te brengen en moet de flexibiliteit in de daadwerkelijke projectonderhandelingen altijd worden behouden.

ii. Instrumenten om een aanhoudend financieringstekort te verhelpen

a) Voor offshoreproductie

Meerjarige termijnproducten voor statistische overdrachten met oormerking voor offshore

Overeenkomsten inzake statistische overdrachten kunnen betrekking hebben op het afgelopen jaar, het lopende jaar, het komende jaar of de komende jaren (termijnproducten). Termijnproducten kunnen bijzonder interessant zijn om offshoreprojecten te ondersteunen die momenteel worden overwogen. De gastlidstaat kan vervolgens aanvullende financiering krijgen om zijn project voor hernieuwbare offshore-energie uit te voeren, om resterende structurele steunkostentekorten weg te nemen, terwijl de inkopende lidstaat toekomstige statistische overdrachten kan veiligstellen en doelstellingen van offshorebeleid kan ondersteunen. Statistische overeenkomsten kunnen ook voorwaarden bevatten voor het gebruik van de financiële uitwisselingen in het kader van statistische overdrachten. Zo kan bijvoorbeeld worden vermeld dat overgedragen bedragen moeten worden gebruikt voor de offshorenetwerken die verband houden met het hernieuwbare-energieproject. Voorbeelden van dergelijke randvoorwaarden zijn nu al te vinden bij uitgevoerde statistische overdrachten.

EU-steun

Het financieringsmechanisme van de Unie voor hernieuwbare energie biedt de lidstaten de mogelijkheid om via grensoverschrijdende samenwerking hun nationale referentiepunten voor het aandeel hernieuwbare energie te halen. Het verschaft steun bij aanbestedingen voor hernieuwbare-energieprojecten in de EU, om een kloof in het indicatieve Unietraject voor hernieuwbare energie te dichten of eenvoudigweg de uitrol te versnellen. Bijdragende landen nemen vrijwillig financieel deel aan het mechanisme, waarbij de betaling is gekoppeld aan nieuwe hernieuwbare-energieprojecten op het grondgebied van gastlidstaten die tot stand zijn gekomen via een door de Commissie georganiseerde openbare aanbesteding, wat de administratieve kosten voor de betrokken lidstaten beperkt (10), de uitrol efficiënter doet verlopen en de aanvaarding door het publiek vergroot, doordat grensoverschrijdende financiële bijdragen worden gekoppeld aan concrete hernieuwbare-energieprojecten. Via het financieringsmechanisme kan de wens om een bepaald soort technologie te ondersteunen (bv. hernieuwbare offshore-energie) worden gespecificeerd en kunnen aggregatieniveaus worden ingevoerd die vandaag nog niet bestaan (bv. voor de verschillende zeebekkens). Voor zover een soortgelijk systeem wordt herhaald voor de streefcijfers voor 2040 en daarna, zou het financieringsmechanisme bijzonder interessant kunnen blijken voor projecten voor hernieuwbare offshore-energie die steun nodig hebben. De offshoreproductiecapaciteit waarvan is vastgesteld dat ze zonder coöperatieve investeringskaders niet realiseerbaar zou zijn, zou een ideale kandidaat kunnen zijn.

Bovendien kan tot 15 % van het totale budget van de Connecting Europe Facility (CEF) voor energie worden gebruikt om grensoverschrijdende hernieuwbare-energieprojecten te ondersteunen, mits deze worden ondersteund door een samenwerkingsovereenkomst die strookt met de richtlijn hernieuwbare energie. Naast het financieringsmechanisme voor hernieuwbare energie en CEF, zijn er andere instrumenten (11) beschikbaar, waaronder het Europees Fonds voor regionale ontwikkeling (EFRO) en het moderniseringsfonds.

b) Voor offshoretransmissie

Spaarrekeningen voor regionale congestie-ontvangsten met het oog op toekomstige investeringen

Congestie-ontvangsten moeten worden gebruikt voor de prioritaire doelstellingen die zijn vastgesteld in de elektriciteitsverordening, Verordening (EU) 2019/943, zoals het afdekken van investeringen in het net die de grensoverschrijdende capaciteit vergroten. De congestie-ontvangsten die worden gegenereerd via de handel op de markt zijn vrij gering ten opzichte van de totale investeringsbehoeften voor offshore-infrastructuur, terwijl de absolute bedragen van de regionale congestie-ontvangsten zullen toenemen naarmate offshore-netwerken worden ontwikkeld.

Er zou kunnen worden gekeken naar regionale benaderingen om een deel van de gegenereerde congestie-ontvangsten op specifieke rekeningen te stallen en er een deel van de investeringen mee te dekken die nodig zijn voor nieuwe projecten die ruimere baten opleveren voor een bepaalde regio. Overeenkomstig artikel 19 van de elektriciteitsverordening mogen de ontvangsten uit congestie niet worden gebruikt om de nettarieven te verlagen, tenzij de prioritaire doelstellingen zijn verwezenlijkt, en moeten de resterende ontvangsten op een aparte interne rekening worden gezet totdat zij voor de prioritaire doelstellingen kunnen worden gebruikt. Een regionale spaarrekening zou daarom de uitvoering van dergelijke bepalingen kunnen ondersteunen. Dit zou bijvoorbeeld kunnen worden toegespitst op het aanpakken van uitsluitend de netto negatieve effecten voor gastlidstaten voor projecten met de status van PGB/PWB. Regionale spaarrekeningen zouden investeringstekorten kunnen aanpakken die moeilijk weg te werken zijn, zonder daarbij uitsluitend te vertrouwen op de beschikbaarheid van EU- of andere middelen. Dit zou een nauwe coördinatie bij de planning, de vaststelling van de kosten en baten en de kostendelingsregelingen van de NRI’s (en TSB’s) in de regio vergen. De overwegingen met betrekking tot regionale spaarrekeningen zouden eventueel samen met beoordelingen van de noodzaak van een versterkte regionale planning en versterkte eigendomsregelingen kunnen worden bekeken.

EU-steun

In de eerste ONDP’s raamt ENTSB-E (12) de totale benodigde CapEx-investeringen om de hernieuwbare offshorecapaciteit van Europa aan te sluiten op ongeveer 400 miljard EUR tussen 2025 en 2050 (13). Daarmee wordt het mogelijk om elk jaar 1 600 TWh aan schone energie te leveren aan de Europese consumenten en wordt offshorewindenergie de op twee na belangrijkste energiebron in het Europese energiesysteem.

Ontwikkelaars van grensoverschrijdende projecten voor offshore-infrastructuur, met name van projecten met de status van PGB/PWB, moeten bij de Europese Investeringsbank nagaan of er concurrerende financieringsvoorwaarden kunnen worden geboden voor hun projecten (14).

Tot slot kan de Connecting Europe Facility (CEF) een bepalende rol spelen voor een aantal ambitieuze grensoverschrijdende infrastructuurprojecten met de status van PGB/PWB. De CEF kan met name een bijzonder effectieve rol spelen door een deel van de netto negatieve effecten voor een gastlidstaat op te vangen. Het budget dat in het huidige meerjarig financieel kader (MFK) aan CEF-E is toegewezen, bedraagt 5,84 miljard EUR voor 2021-2027, waarvoor PGB’s/PWB’s uit verschillende infrastructuurcategorieën, waaronder elektriciteitsnetten, offshorenetten, slimme elektriciteitsnetten, slimme gasnetten, CO2-infrastructuur en waterstofinfrastructuur, in aanmerking kunnen komen, zodat het budget vrij beperkt is in vergelijking met de vastgestelde behoeften.

(1) https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/actions-and-measures-energy-prices/repowereu-2-years_en

(2) Richtlijn (EU) 2023/2413.

(3) COM(2024) 63 final.

(4) https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_en

(5) Mededeling van de Commissie: richtsnoeren voor het delen van kosten en baten in grensoverschrijdende samenwerkingsprojecten op het gebied van hernieuwbare energie — Europese Commissie (europa.eu).

(6) https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf

(7) https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/high-level-groups_en

(8) SWD(2020) 273 final.

(9) Voor de elektriciteitsinterconnector LitPol Link tussen Litouwen en Polen, heeft ACER bijvoorbeeld geconcludeerd dat er geen vergoeding vereist was van de niet-gastlanden. Voor de gasinterconnector GIPL tussen Polen en Litouwen, heeft ACER geconcludeerd dat de begunstigden met netto positieve effecten (Litouwen, Letland, Estland) een vergoeding moesten betalen aan Polen, een gastland dat een netto negatief effect ondervond.

(10) Al zou dit in bepaalde nationale rechtsgebieden op praktische problemen kunnen botsen, omdat het momenteel verboden is om de organisatie van aanbestedingen te delegeren.

(11) https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/financing/eu-funding-offshore-renewables_en.

(12) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/ONDP2024/web_entso-e_ONDP_PanEU_240226.pdf

(13) Met inbegrip van Noorwegen en Groot-Brittannië, maar exclusief radialen.

(14) https://www.eib.org/attachments/lucalli/20230107_cross_border_infrastructure_projects_en.pdf