De effecten van de
overwogen vormgeving
van de nationale heffing op
broeikasgas emissies in de
industrie
In opdracht van het Ministerie van Economische
Zaken en Klimaat, aanvullend op het PwC rapport
van maart 2019

14 Juni 2019

Over dit rapport (1 van 2)

In maart 2019 heeft PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. (PwC) op verzoek van het Ministerie van Economische Zaken en Klimaat
(Cliënt) het speelveld wat betreft beprijzing van de uitstoot van broeikasgassen door de Nederlandse industrie in kaart gebracht. In mei
2019 is PwC gevraagd om een update te maken van hoofdstuk 3 (Internationaal speelveld op het gebied van beprijzing van
broeikasgassen) en een analyse te maken van de impact van de 4 voorgestelde beleidsopties die onder andere momenteel overwogen
worden.
Op verzoek van Cliënt (Engagement Letter 21/05/2019) is door PwC een rapport opgesteld. Het rapport is geadresseerd aan Cliënt en is
uitsluitend opgesteld voor gebruik door Cliënt. Het rapport is niet bedoeld of bestemd voor derden. PwC heeft zich bij het opstellen van het
rapport (mede) gebaseerd op de aan PwC ter beschikking gestelde en reeds bestaande informatie, waarbij is aangenomen dat deze
informatie juist, volledig en niet misleidend is. De betrouwbaarheid van de aan PwC ter beschikking gestelde documenten en informatie is
door PwC niet geverifieerd of vastgesteld. PwC heeft zich ingespannen om op basis van de aan PwC ter beschikking gestelde
documenten en informatie een zo gedegen mogelijk rapport op te stellen. Het rapport is louter bestemd voor informatieve doeleinden en is
niet bedoeld voor enig ander gebruik of bestemd voor enig ander doel. Resultaten uit de case study zoals opgenomen in dit rapport
kunnen niet als maatgevend beschouwd worden voor de bredere sector.
Hoewel PwC zich heeft ingespannen een zo gedegen mogelijk rapport op te stellen en zij bij het opstellen van het rapport de nodige zorg
heeft betracht, verstrekt PwC geen enkele expliciete of impliciete verklaring noch biedt PwC enige garantie ten aanzien van de juistheid of
volledigheid van de in het rapport vervatte informatie. De Cliënt blijft te allen tijde zelf volledig verantwoordelijk voor eventuele op het
rapport gebaseerde besluitvorming en/of beslissing(en). PwC geeft de Cliënt niet het recht om op het rapport te mogen vertrouwen.
PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. PwC aanvaardt geen enkele aansprakelijkheid (ook niet voor nalatigheid) voor de gevolgen van enig handelen of nalaten door de Cliënt
en/of derden op basis van (de inhoud van) het rapport, en wijst iedere verantwoordelijkheid, zorgplicht en/of aansprakelijkheid contractueel, op basis van onrechtmatige daad (inclusief nalatigheid) of anderszins - af voor enig besluit en/of enige beslissing waaraan
(de inhoud van) het rapport ten grondslag ligt.
Het rapport alsmede enig geschil voortvloeiende uit of verband houdend met (de inhoud van) het rapport worden uitsluitend beheerst door
Nederlands recht.
www.pwc.nl
© 2019 PwC. Alle rechten voorbehouden. 'PwC' verwijst naar de juridische entiteiten zoals omschreven in de legal disclaimer. Zie daarvoor
https://www.pwc.nl/nl/onze-organisatie/legal-disclaimer.html
PwC

2

Over dit rapport (2 van 2)
Onze Reikwijdte

Beperkt

Uitgebreid

Beschikbaarheid en kwaliteit van
informatie

Beperkt

PwC

Uitgebreid

Dit rapport heeft tot doel om bij te dragen aan de feitenbasis rondom de effecten van invoering van een nationale heffing op industriële
broeikasgasemissies. In deze (aanvullende) studie analyseren wij i) de impact van de door de overheid recent ontwikkelde beleidsopties
op het speelveld ii) de impact op de kosten voor een select aantal bedrijven iii) de impact op de winstgevendheid van één specifiek bedrijf
(case study) ter illustratie van de mogelijke effecten en iv) de rol van mitigerende maatregelen voor weglekeffecten (economische
activiteiten en emissies).
Wij analyseren de effecten van de invoering van verschillende -door het ministerie van Economische Zaken en Klimaat aangedragenbeleidsopties. De beschrijving van de door de overheid overwogen beleidsopties bestaan uit een basisvariant waarin 1) indirecte
belastingen wijzigen (verschuiving in de ODE van kleinverbruikers naar het bedrijfsleven en een verschuiving in de Energiebelasting van
elektriciteit naar gas) en 2) een directe belasting op broeikasgasemissies wordt geïntroduceerd (waarbij sprake is van een tweezijdig tarief
– een tarief met een heffingsvrije voet). De andere opties combineren de bovenstaande basisvariant met verschillende vormen van een
“platte” heffing (over de gehele uitstoot).
In de case study onderzoeken wij de impact van de door EZK aangedragen beleidsopties op één van de ‘grote 12’ uitstoters van
broeikasgassen. Wij beschrijven de mogelijke invloed van de overwogen varianten op productie en investeringsbeslissingen van het
bedrijf. We benadrukken dat we hierbij naar één partij hebben gekeken. Op basis hiervan kunnen geen conclusies voor de sector of
industrie als geheel worden getrokken.
Voor ons onderzoek hebben wij gebruik gemaakt van de volgende bronnen:
• Bestaande literatuur over de effecten van broeikasgasbeprijzing en carbon leakage.
• Financiële cijfers van één van de bedrijven voor de case study.
• Informatie over belastingen en subsidies van het internationale netwerk van PwC belastingexperts.
• Publieke informatie over wereldwijde beprijzing van broeikasgas (o.a. van World Bank & Carbon Pricing Leadership Coalition).
• Publieke informatie over de sectoren en bedrijven onder beschouwing.
• Cijfers over de uitstoot van de totale industrie volgens de IPCC methode afkomstig van Emissieregistratie.nl zoals gebruikt in het
Klimaatakkoord.
• Cijfers over de uitstoot van individuele bedrijven van de Nederlandse Emissieautoriteit.
Wij hebben van een aantal bedrijven informatie ontvangen, zoals het belaste energieverbruik (elektriciteit en gas), de totale uitstoot van
broeikasgassen, aantal gratis emissierechten binnen het EU ETS en beschikbare emissie reductieopties. Wij hebben op deze informatie
geen kwaliteitscontrole, of andere activiteiten uitgevoerd die het karakter dragen van een due diligence.
3

Inhoud

Managementsamenvatting

6

Reikwijdte van deze studie

13

1. Overwogen beleidsopties voor een nationale heffing

15

2. Reflectie op overwogen beleidsopties

23

3. Effecten van nationale beprijzing op het internationale speelveld

28

4. Kostenanalyse voor de grote industriële uitstoters

52

5. Case study effecten van de beleidsopties

59

Appendix A: Detailinformatie directe en indirecte beprijzing

78

Appendix B: Sensitiviteiten case study

109

Appendix C: Bronnenlijst

112

PwC

4

Managementsamenvatting

Wij zijn gevraagd de effecten te analyseren van vier door de overheid
aangedragen beleidsopties voor de nationale heffing op industriële
broeikasgassen
Aanleiding

Theorie van beprijzing van broeikasgas

Over dit onderzoek

•

•

Dit onderzoek is gericht op het in kaart brengen van de effecten van een
nationale heffing op uitstoot van broeikasgassen in de industrie. De primaire
reden om een heffing te introduceren is gelegen in het feit dat de uitstoot van
broeikasgassen schadelijke gevolgen heeft die niet in de marktprijs van
productie wordt meegenomen, waardoor er teveel uitstoot plaatsvindt.
Economen noemen dit een extern effect: als de overheid niet ingrijpt wordt er
meer broeikasgas uitgestoten dan maatschappelijk wenselijk is omdat
‘vervuilers’ niet met de werkelijke kosten voor de maatschappij worden
geconfronteerd.

•

•

In lijn met de consensus in de economische theorie, zijn wij van mening dat een
heffing in principe een efficiënte maatregel is om externe effecten op te heffen.
Door de heffing gaat de vervuiler betalen voor uitstoot en heeft deze de prikkel
om uitstoot te reduceren. Een neveneffect is dat er een prikkel ontstaat om te
investeren in technologie waarbij minder, of geen, broeikasgassen vrijkomen.

De conclusies in dit rapport zijn grotendeels gebaseerd op
publiek beschikbare en verifieerbare informatie zoals weten regelgeving, wetenschappelijke literatuur,
marktrapporten en jaarverslagen. De case study is
gebaseerd op openbare informatie over de markt en de
historische winstgevendheid van het bedrijf. Deze
informatie is aangevuld met gesprekken met
management. De analyse van de zogenaamde
abatementopties is gebaseerd zowel op publiek
beschikbare informatie als informatie die wij hebben
ontvangen van 10 van de 12 grote industriële uitstoters.
Wij hebben tevens data gevraagd over, onder andere,
energiegebruik, en emissie-efficiëntie aan dezelfde
bedrijven ten behoeve van de doorrekening van de
overwogen basisvariant.

•

De basisvariant die door de overheid wordt overwogen
gaat uit van het vaststellen van de belastbare emissies
van bedrijven gebaseerd op de situatie in 2020. De
analyse in deze studie is gedaan op basis van de huidige
situatie omdat het niet mogelijk is om binnen de
beschikbare tijd voor deze studie een goede inschatting te
maken van de situatie in 2020. Resultaten in 2020 kunnen
derhalve afwijken van de resultaten in deze studie.
Mitigerende maatregelen analyseren wij kwalitatief
gegeven de beschikbare informatie en tijd voor deze
studie en de onduidelijkheden over de precieze inhoud
van de maatregelen. In het algemeen merken wij op dat
deze analyse onder grote tijdsdruk tot stand is gekomen.

•

De overheid overweegt de invoering van een
nationale heffing op broeikasgasuitstoot door de
industrie. In maart 2019 hebben wij onderzoek
gedaan naar de gevolgen voor het speelveld van
beprijzing van broeikassen voor de industrie. Ook
hebben we de kans op weglek van economische
activiteiten geanalyseerd. In dit onderzoek
hebben wij de effecten van een zogenaamde
“platte” heffing (alle emissies worden beprijsd)
onderzocht. We concludeerden dat een nationale
heffing een aanzienlijk risico op weglek van
emissies en economische activiteit met zich mee
kan brengen (PwC, 2019).1

De overheid heeft recent een aantal beleidsopties
voor de heffing ontwikkeld. Wij zijn gevraagd om
•
de gevolgen van deze opties te onderzoeken. In
deze aanvullende studie reflecteren wij op
voorgestelde beleidsopties en analyseren wij i) de
impact van de door de overheid recent
ontwikkelde opties op het speelveld ii) de impact
op de kosten voor de grote industriële uitstoters
van broeikasgas iii) de impact op de
winstgevendheid van één specifiek bedrijf (case
study) ter illustratie van de mogelijke effecten en
iv) de rol van mitigerende maatregelen.

Wanneer een heffing slechts op een deel van een bredere markt wordt
ingevoerd (zoals nationaal in een internationale context) zijn de effecten anders
dan in hierboven beschreven situatie omdat er weglekeffecten ontstaan. De
kosten voor emissierijke productie nemen alleen in het land met een heffing op
broeikasgas toe en kunnen daardoor minder of niet in de prijs worden
doorgegeven. In de afwezigheid van mitigerende maatregelen gaan bedrijven
afwegen of het voordeliger is om de productie te verplaatsen of te stoppen. De
prikkel om te investeren in emissiearme technologie is dan ook minder sterk.
Indien verplaatsing optreedt is het niet waarschijnlijk dat een nationale heffing
resulteert in een daling van emissies wereldwijd.

1 Wij tonen in dit onderzoek aan dat bij sommige sectoren bij een kleine heffing al geen positieve EBITDA -laat staan positieve winst- te behalen is: voor één van de

sectoren komt naar voren dat bij een heffing van ~€30/ton CO2-eq, de EBITDA al tot 0 wordt gereduceerd. Bedacht moet worden dat een EBITDA van nul niet voldoende
is om o.a. vermogens-verstrekkers te vergoeden (rente of een redelijk rendement) en o.a. vervangingsinvesteringen te kunnen doen. Het punt dat de impact op bedrijven
substantieel is ligt dan ook ver boven een EBITDA van nul.
PwC

6

De overheid heeft op basis van een aantal uitgangspunten vier
beleidsopties voor een heffing op broeikasgassen voor de industrie
ontwikkeld
Basisvariant (pagina 16-19)

De overwogen beleidsopties
•

•

•

Er is sprake van een basisvariant (optie 1) die bestaat uit
een combinatie van indirecte beprijzing (via ODE en EB
verschuiving) en directe beprijzing (via een belasting op
CO2-eq. emissies). De gehanteerde prijs voor de directe
beprijzing wordt verminderd met de EU ETS prijs: de
zogenaamde minimumprijs ten opzichte van de EU ETS
prijs. De prijs wordt toegepast op een deel van de emissies
(een zogenaamd two-part emission tariff, ofwel het gebruik
van een heffingsvrijevoet). De belaste emissies bestaan uit
twee delen: een deel dat gebaseerd is op de inefficiëntie
van het bedrijf (gebaseerd op de EU ETS emissie
benchmark van de 10% meest efficiënte bedrijven) en een
deel dat pro-rata wordt toegekend aan bedrijven (dit deel is
gebaseerd op een verdeling over de bedrijven van
resterende emissies nadat de inefficiëntie van ieder bedrijf
op de emissiereductiedoelstelling1 van de industrie in
mindering is gebracht).

Optie 1

Bij optie 2, 3 (a en b) en 4 wordt de basisvariant aangevuld
met een module in de vorm van een platte heffing (waarbij
alle uitstoot wordt beprijsd). De opties 2, 3 (a en b) en 4
verschillen onderling met betrekking tot de hoogte van de
heffing en of er sprake is van een minimumprijs ten
opzichte van ETS.
De informatie over de hoogte en vormgeving van de
overwogen opties die wij moeten analyseren, hebben wij
van het ministerie van Economische Zaken en Klimaat
ontvangen.

1In 2030 moeten de industriële emissies teruggebracht zijn tot 35,7 Mton.

PwC

Indirecte beprijzing
ODE & EB

+

Lastenverschuiving
binnen ODE en EB
naar respectievelijk
grootverbruik en gas

Directe beprijzing (‘tonnenheffing’)
Welke uitstoot wordt
belast? (Q)

Prijs per belastte ton
CO2-eq. (P)

Relatie tot ETS-prijs

Daadwerkelijke uitstoot Prijs in 2030 vastgelegd door
Minimumprijs ten
PBL op basis van reductie- opzichte van de EU ETS
per jaar wordt deels
mogelijkheden voor de
belast (minus de
prijs
industrie,
loopt
over
de
tijd
op
heffingsvrije voet)

Additionele modules (platte heffing) bovenop de basisvariant (pagina 20)
Indirecte beprijzing

Directe beprijzing (‘platte heffing’)

Veranderingen in
de ODE & EB

Welke uitstoot wordt
belast? (Q)

Prijs per belastte ton
CO2-eq. (P)

Optie 2

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Platte heffing (€5)

Optie 3a

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Prijspad
elektriciteitsproductie

Minimumprijs ten opzichte
van de EU ETS prijs

Optie 3b

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Verwachte EU ETS-prijs +
een vast bedrag (€5)

Minimumprijs ten opzichte
van de EU ETS prijs

Optie 4

ODE op nul voor
grootverbruik
(4e schijf)

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Lastenneutraal o.b.v.
verwachtte opbrengsten
ODE grootverbruik (4e schijf)

-

Relatie tot ETS-prijs
-

7

De beleidsopties voor een nationale heffing leiden tot significante
additionele kosten voor industriële spelers in Nederland
Reflectie op de door de overheid aangedragen beleidsopties

Conclusie speelveldtoets

Conclusie kostenanalyse

Waarom alleen deze beleidsopties?

Alle vier de opties bevatten zowel
een direct heffingsdeel als een
aanpassing van het indirecte
heffingsdeel omdat de basisvariant
onderdeel is van alle opties.

•

Gezien de beperkte beschikbare tijd konden we geen gedetailleerd
onderzoek doen naar de impact van een nationale heffing op de
winstgevendheid van de 12 grote uitstoters van industriële broeikasgassen.
Wel hebben we de mogelijke impact op de kosten voor een groot deel van
deze bedrijven verkend.

De overwogen nationale
heffingsopties leiden tot een
verslechtering van de kosten van
het produceren in Nederland ten
opzichte van het buitenland:

•

Het blijkt onzeker te zijn welke kosten bedrijven kunnen verwachten naar
aanleiding van invoering van de heffingsvarianten. De kosten voor bedrijven
zijn immers niet alleen afhankelijk van (de ontwikkelingen van) de eigen
(broeikasgas)efficiëntie maar ook van (de ontwikkelingen van) de efficiëntie
van andere bedrijven. De kosten voor een bedrijf kunnen sterk uiteenlopen,
afhankelijk van de aannames over de relatieve efficiëntie van de bedrijven.

•

Een ‘best guess’ analyse van de kosten (op basis van huidige emissies en
emissie-efficiëntie) toont aan dat de kosten van de nationale heffing en de
impact op de financiële resultaten van bedrijven significant kunnen zijn in de
afwezigheid van mitigerende maatregelen; niet alleen voor (emissie)
inefficiënte bedrijven maar ook voor bedrijven die nu al efficiënt zijn. Het
effect van het indirecte deel van de heffingsvarianten is relatief laag
vergeleken met de mogelijke kosten uit het directe deel van de heffing.

•

Economisch rendabele emissiereductieopties lijken in onvoldoende mate op
korte termijn beschikbaar voor veel bedrijven om het risico op
weglekeffecten te reduceren. Zelfs als we aannemen dat volledige doorgifte
van EU ETS-kosten in prijzen aan klanten mogelijk is (wat voor vele
bedrijven in de bestudeerde sectoren beperkt mogelijk lijkt te zijn), zien wij
dat de hoeveelheid economisch rendabele emissiereductie beperkt is.
Aangezien de extra kosten van de nationale heffing al helemaal moeilijk
doorgegeven kunnen worden (zie PwC 2019), is het niet aannemelijk dat de
reductieopties alsnog economisch rendabel worden na de invoering van een
nationale heffing. Kostenreductie van emissiereductietechnologieën evenals
verdere mitigerende maatregelen zijn dan ook van groot belang om het
risico op weglekeffecten te reduceren.

•

We benadrukken dat naast de door EZK aangedragen beleidsopties andere
opties overwogen kunnen worden. Een (verdere) hervorming van het EU ETS is
te prefereren boven de invoering van een nationale heffing gezien de
internationale markten waarin de Nederlandse industrie concurreert. Een
Europese oplossing is ook effectiever om emissiereductie te realiseren (zie
PwC, 2019).

Hoe is de hoogte van de heffing bepaald?
•

Economische theorie geeft aan dat de hoogte van de optimale heffing
gebaseerd moet zijn op een maatschappelijk optimum. Hierbij staat de
marginale schade van de emissies gelijk aan de marginale abatement kosten.
De hoogte van de heffing (van de basisvariant) bij alle beleidsopties volgt uit het
model van PBL. Het is ons niet duidelijk of/hoe rekening is gehouden met de
bovengenoemde economische principes in dit model.

•

De vier beleidsopties onderling
•

•

Economische theorie geeft aan dat een tweeledige heffing (heffing over een deel
van de uitstoot, ofwel gebruik van een heffingsvrije voet) bij gelijke heffingshoogte dezelfde prikkel tot verduurzaming geeft als een “platte heffing” (heffing over
alle uitstoot). Bij een tweeledige heffing, waarbij (een deel van) de uitstoot onder
het maatschappelijke optimum wordt vrijgesteld, staan de lasten voor het bedrijf
beter in verhouding tot de maatschappelijke schade van emissies. De kosten
van een tweeledige heffing zijn voor bedrijven lager dan bij een platte heffing.
•
Daarom resulteert een tweeledige heffing in een minder hoge kans op weglek.
Het toevoegen van een platte heffing over alle uitstoot naast de basisvariant
(waarbij slechts een deel wordt belast) kan leiden tot een suboptimale uitkomst
indien de hoogte van de heffing bij de basisvariant gelijk is aan het
maatschappelijk optimum. De prikkel om te reduceren van een platte heffing is
beperkt, en het risico op weglek wordt groter. Het heeft in dit geval geen
toegevoegde waarde; het leidt enkel tot additionele kosten voor het bedrijf.

PwC

Directe heffing. Een nationale
heffing verhoogt de prijs voor
een marginale ton CO2-eq.
emissies voor de industrie in
Nederland ten opzichte van
andere Europese landen. Deze
conclusie geldt voor alle
varianten. De heffing is een
minimumprijs ten opzichte van
EU ETS, waardoor de impact
afhangt van de EU ETS
prijsontwikkeling.
Indirecte heffing. De effectieve
belastingdruk op gas wordt
hoger in vergelijking met de
belastingdruk in andere landen
voor alle varianten. De impact
op de effectieve belastingdruk
op elektriciteit is beperkt.

8

O.b.v. een ‘best guess’ voor één voorbeeldbedrijf blijken de beleidsopties
een significant negatieve impact (op resultaten en investeringsbeslissingen) te hebben in de afwezigheid van mitigerende maatregelen
Conclusie case study (excl. mitigerende maatregelen)
•

•
Yara Sluiskil produceert kunstmest en is actief in een zeer competitieve internationale markt. Hierdoor is de mogelijkheid tot doorgifte van
kosten beperkt. Yara’s uitstoot van broeikasgassen wordt grotendeels veroorzaakt door het gebruik van gas als grondstof voor de productie van
ammoniak, t.b.v. kunstmestproductie. Yara hergebruikt c. 40% van de CO2. De emissie van netto CO2-eq. is afgenomen met c.55% sinds 1990.

•

De introductie van een nationale heffing zonder mitigerende maatregelen zoals subsidies leidt tot een kostenstijging voor Yara Sluiskil in een
markt waarbij de positie van Europese spelers al onder druk staat door relatief hoge kosten van gas en EU ETS kosten. Een nationale heffing
verslechtert de financiële resultaten al op korte termijn.
Op basis van alle voorgestelde opties is het bij afwezigheid van mitigerende maatregelen aannemelijk dat Yara Sluiskil de huidige productie
continueert op korte termijn, aangezien een positieve contributiemarge kan worden gerealiseerd. Op iets langere termijn is Yara nauwelijks in
staat haar vervangingsinvesteringen, op basis van haar geschatte toekomstige EBITDA, te kunnen financieren. Hierdoor is het niet aannemelijk
dat Yara, standalone (in afwezigheid van steun van de moeder), in staat is te blijven investeren in Nederland. De impact van mogelijk
veranderende marktomstandigheden en (mogelijke) strategische overwegingen zijn in deze conclusie niet meegenomen.
•

•

•

Yara Sluiskil heeft vrijwel alle economisch rendabele broeikasgasreductie-opties reeds gerealiseerd of gepland. Op basis van de huidige situatie
is het niet aannemelijk dat er andere economisch rendabele en haalbare broeikasgasreductie-opties beschikbaar zijn met significante impact.
Na invoering van een nationale heffing, en aannemende dat Yara productie continueert, is het aannemelijk dat Yara de economische schade
voortvloeiende uit de heffing op korte termijn probeert te beperken, onder meer door emissiereductieopties te overwegen die op zichzelf
onrendabel zijn. Dit zijn naar verwachting opties met een beperkte impact. Grootschalige lange termijn investeringen in emissiereductie
verwachten wij niet omdat dan naar de lange termijn rentabiliteit wordt gekeken (is Yara Sluiskil in staat op lange termijn tegen een redelijk
•
rendement te produceren?) en zijn überhaupt niet voor handen voor reductieopties anders dan CCS. Deze lange termijn opties moeten ook te
financieren zijn (vreemd vermogen verschaffers of toewijzing van kapitaal vanuit de groep). Bij een toekomstig geschatte (lage) EBITDA is het
de vraag of dit op het termijn het geval zal zijn.

•

Het netto effect voor Yara Sluiskil in de afwezigheid van mitigerende maatregelen is een afdracht aan belastingen wat leidt tot een situatie
waarbij men niet kan voldoen aan de normaal te achten rendementen voor aandeelhouders.

•

Bovenstaande conclusies gelden voor de basisvariant (tonnenheffing). De beleidsopties die een platte heffing toevoegen op de tonnenheffing
verslechteren de situatie. Deze beleidsopties hebben geen effect op de vergroeningsprikkel voor Yara maar zorgen wel voor additionele kosten.
Door de platte heffing bovenop de basisvariant worden daarnaast ook de emissies beprijsd van CO2 die Yara nodig heeft voor haar
productieproces en welke dus niet te vermijden zijn.

De case study toont dat de impact van de heffing
zeer sterk afhangt van de competitieve omgeving. De
mogelijkheid om een nationale heffing door te geven
is beperkt voor bedrijven die homogene goederen
verkopen op internationale markten. In een
competitieve markt is tevens de economische winst
beperkt. In competitieve markten kan dus niet
zomaar aangenomen worden dat bedrijven de heffing
kunnen absorberen door nog lagere winsten te
accepteren.
De case study laat dan ook zien dat niet zomaar
aangenomen kan worden dat bedrijven over economisch haalbare emissiereductieopties beschikken.
De beschikbaarheid van economisch rendabele
opties is een empirisch vraagstuk en kan significant
verschillen tussen de bedrijven en sectoren.
In onze eerdere rapport hebben we geconcludeerd
dat alle onderzochte bedrijven in competitieve
markten opereren en dat het uit openbare bronnen
niet aannemelijk wordt dat op dit moment veel
economisch en technisch haalbare emissiereductieopties beschikbaar zijn. Ook voor deze bedrijven kan
dus niet zomaar aangenomen worden dat er ‘vet op
de botten’ is en/of dat er (rendabele) alternatieven
zijn. Alleen diepgaand onderzoek kan uitwijzen wat
de rendabele abatement opties zijn voor een bedrijf.

1De analyse is uitgevoerd o.b.v. gegevens over de huidige situatie (broeikasgasinefficiëntie van Yara t.o.v. de laatst vastgestelde EU ETS productbenchmark). Binnen de beschikbare tijd voor deze studie was het niet mogelijk een inschatting van de

situatie in 2020 te maken. O.b.v. beschikbare efficiëntiegegevens van 10 van de grote industriële uitstoters hebben wij een inschatting gemaakt van de emissies die naast de inefficiëntie van het bedrijf belast worden met als doel de
reductiedoelstelling voor de industrie als geheel te behalen (zogenaamde pro-rata verdeling, die is gebaseerd op een verdeling over de bedrijven van resterende emissies nadat de inefficiëntie van ieder bedrijf op de emissiereductiedoelstelling van de
industrie in mindering is gebracht).
PwC

9

In theorie kunnen mitigerende maatregelen het risico op weglek helpen
verminderen, maar in de praktijk brengen ze nog onzekerheid met zich
mee die de effectiviteit kan beperken
Mitigerende maatregelen
•

Uit onze case studie blijkt dat de impact van de
overwogen nationale heffingsopties op de financiële
positie van een bedrijf groot kan zijn.
Investeringsbeslissingen kunnen hierdoor worden
beïnvloed.

•

De overheid overweegt diverse mitigerende
maatregelen in te zetten om de kans op
weglekeffecten (van zowel economische activiteit als
emissies) te reduceren.

•

•

Ingroeipad (aflopende heffingsvrije voet) - een ingroeipad kan helpen om de kosten voor bedrijven in de eerste jaren te reduceren omdat de
belaste hoeveelheid emissies in de eerste jaren beperkt is. In dit geval is er zowel voor de hoeveelheid als de gehanteerde prijs sprake van een
'ingroeipad'. Bedrijven in de sectoren nemen investeringsbeslissingen met een lange tijdshorizon, waardoor de impact van een (relatief kort)
ingroeipad beperkt is.
Generieke of bedrijfsspecifieke terugsluis (het teruggeven van de heffing aan het bedrijfsleven via subsidies, bij de bedrijfsspecifieke terugsluis
aangevuld met een teruggaaf van (een deel van) de betaalde belasting):
•

In theorie kunnen deze mitigerende maatregelen
effect hebben; zij zorgen namelijk voor lagere kosten
•
voor bedrijven. In de praktijk brengen de maatregelen
- bij de huidige mate van detail in de uitwerking onzekerheden met zich mee die de effectiviteit van
de mitigerende maatregelen kan beperken (zie tekst
rechts).
Bij het nemen van investeringsbeslissingen door
bedrijven is het van belang dat voldoende vertrouwen
bestaat dat de investering rendeert. Onzekerheid kan
leiden tot uitstel of afwijzing van de investering.
Daarnaast moet binnen de groep het
investeringsbesluit in Nederland worden verkozen
boven het investeren in andere landen, aangezien
het beschikbare kapitaal beperkt is.

PwC

•

De subsidies bestaan uit twee typen: subsidies voor infrastructuur (bijv. voor transport en opslaginfrastructuur voor CCS) en subsidies voor een
bedrijf voor emissiereductie (bijvoorbeeld voor afvang van de emissies in het geval van CCS). Subsidies kunnen het bedrijf helpen om de
onrendabele top van investeringen te kunnen dragen. Met onrendabele top bedoelen wij of het bedrijf met de investering nog rendabel kan
produceren in een internationaal concurrerende markt gezien de beperkte mogelijkheid tot doorgifte.
Het effect (stimuleren van investeringsbeslissingen t.b.v. emissiereductie) van deze mitigerende maatregel (zowel generieke als
bedrijfsspecifieke terugsluis) treedt alleen op als voldoende zekerheid is over de mate van subsidiering, de timing en de vormgeving van de
subsidie. Ook moet er voldoende vertrouwen zijn dat de infrastructuur tijdig beschikbaar is. Als dit niet het geval is blijft het bedrijf immers
kosten voortvloeiend uit de nationale heffing en EU ETS houden. De bedrijfsspecifieke teruggaaf leidt (uiteindelijk) tot een kostenteruggaaf,
maar aangezien deze conditioneel is aan de emissiereductie en daarmee aan de verstrekte subsidie, is de onzekerheid bij deze optie even
groot als bij de generieke teruggaaf.
Verdere verduidelijking van de subsidies evenals afspraken over voor het bedrijf niet beïnvloedbare risico’s (zoals tijdige beschikbaarheid van
infrastructuur) zijn nodig om onzekerheid weg te nemen. Tevens is (vertrouwen in) politieke commitment voor de afspraken cruciaal om
bedrijven voldoende vertrouwen te kunnen geven in de haalbaarheid van hun investeringsbesluiten.

Handelssysteem (een bedrijf kan ‘overtollige’ emissiereductie verkopen aan een bedrijf dat geen mogelijkheid heeft om emissies te reduceren).
Het is op dit moment voor ons niet mogelijk om te beoordelen wat de effecten in de praktijk zouden kunnen zijn gezien de grote onduidelijkheid
over de hoeveelheid rechten die vrij kan komen door de relatieve efficiëntie van bedrijven (die mede de belastbare emissies bepaald) en de
technische opties voor emissiereductie voor bedrijven. Daarnaast is de prijs van de rechten binnen de beschikbare tijd van dit onderzoek niet in te
schatten. Wij adviseren hier nader onderzoek naar uit te voeren.

10

Aanbevelingen

Algemene reflectie op onze resultaten
Bij het vormgeven van de nationale heffing zijn twee voorwaarden gesteld - het losmaken van
vergroeningsinvesteringen en daarmee behalen van de reductiedoelstelling én het voorkomen
van weglek van economische activiteit en weglek van emissies. Op dit moment lijkt het onzeker
gezien de resultaten van onze studie of deze twee voorwaarden in de nationale heffing met elkaar
verenigd kunnen worden, gegeven de huidige kosten voor emissiereductie in de industrie voor de
tonnen die gereduceerd moeten worden en de internationale, concurrerende markten waaraan
deze bedrijven zijn blootgesteld.

Daarnaast adviseren wij om de inhoud van de mitigerende maatregelen snel uit te werken. In
theorie kunnen mitigerende maatregelen het risico op weglek helpen verminderen, maar in de
praktijk brengen de maatregelen nog onzekerheid met zich mee die de effectiviteit kan beperken,
zie de vorige pagina.
Tenslotte adviseren wij de mogelijkheden tot kostenreductie voor
emissiereductietechnologieën voor de industrie verder te onderzoeken en hoe kostenreductie van
deze technologieën kan worden gestimuleerd. Dit kan een additionele mitigerende maatregel zijn
om weglekeffecten te reduceren.

Aanbevelingen voor vervolgonderzoek
Uit de voorgaande punten blijkt dat de analyse van de bedrijfsspecifieke effecten van de nationale
heffing - voor zowel de kans op weglek als de prikkel tot verduurzaming - gebaseerd moet zijn om
diepgaand empirisch onderzoek naar de competitieve situatie en de vergroeningsopties per
bedrijf(stak). Ook is het van belang de effecten voor andere spelers dan de grote uitstoters in
kaart te brengen die bijvoorbeeld niet binnen het EU ETS vallen (bijvoorbeeld AVI’s).
Bij analyse van de vergroeningsopties is het van belang niet alleen te focussen op technische
haalbaarheid maar ook op economische haalbaarheid. Het is hierbij belangrijk om
doorgiftemogelijkheden goed te onderzoeken. Doorgifte is afhankelijk van de geografische
reikwijdte van concurrentie. Het is hierbij belangrijk om rekening te houden met de toekomstige
ontwikkeling van EU ETS prijzen aangezien de EU ETS prijs, mits deze doorgegeven kan
worden, de rentabiliteit van vergroeningsopties kan beïnvloeden.

PwC

11

Reikwijdte van deze studie

Deze vervolgstudie analyseert de effecten op microniveau van
verschillende beleidsopties voor een nationale heffing op industriële
broeikasgassen. Wij gaan in dit rapport in op de volgende zaken:

•

H1: Overwogen
beleidsopties nationale
heffing

H2: Reflectie
beleidsopties vanuit
de theorie

H3: Impact
beleidsopties op het
speelveld

Beschrijving van de door de
•
Reflectie op de overwogen •
Hoe wijzigen de
•
overheid overwogen beleidsopties:
beleidsopties vanuit de
verschillende beleidsopties
theorie:
het internationale
• Optie 1: Basisvariant waarin 1)
speelveld?
indirecte belastingen wijzigen
•
Wat
zijn
de
vooren
(verschuiving in de ODE naar het
nadelen van een platte
•
Introductie directe heffing
bedrijfsleven en een verschuiving
heffing ten opzichte van
op uitstoot van
in de Energiebelasting van
een tweeledige heffing
broeikasgassen door de
elektriciteit naar gas) en 2) een
(tweedelige
heffing,
waarbij
industrie
directe belasting op
een deel van de emissies
broeikasgasuitstoot wordt
•
Wijziging indirecte
wordt
belast)
geïntroduceerd, waarbij sprake is
heffingen op elektriciteit
van een heffingsvrijevoet
en gas
• Is het stapelen van een
(tweedelige heffing, waarbij een
platte heffing over alle
Dit is een update van de eerder
deel van de emissies wordt
uitstoot en een belasting
door ons uitgevoerde
belast)
met een heffingsvrije voet speelveldtoets (PwC, 2019). De
•
Additionele opties waarbij een
zinvol?
informatie over de situatie in
platte heffing over alle uitstoot
andere landen is overgenomen
wordt toegevoegd aan de
uit deze studie.
basisvariant
PwC

H4: Kosten
beleidsopties voor
bedrijven
Analyse van de kosten
van de verschillende
beleidsopties voor de
‘grote 12’ industriële
uitstoters van
broeikasgassen en voor
individuele bedrijven.

H5: Case study
•

Case study naar de
impact van de
beleidsopties op één van
de grote uitstoters van
broeikasgassen. Hierin
beschrijven wij de
verwachte invloed van de
overwogen beleidsopties
op productie en
investeringsbeslissingen
van het bedrijf.
Vervolgens reflecteren wij
op het effect van de
voorgestelde mitigerende
maatregelen om risico op
weglek van economische
activiteiten en emissies te
voorkomen.
13

1.

Overwogen beleidsopties
voor een nationale heffing

De overheid heeft op basis van een aantal uitgangspunten vier
beleidsopties voor een heffing op broeikasgassen voor de industrie
ontwikkeld
De nationale heffing wordt ontworpen op basis van
het EU ETS systeem en het gestelde reductiedoel
• De nationale heffing bestaat uit een combinatie van
indirecte beprijzing (via ODE en EB verschuiving) en
directe beprijzing (via een belasting op CO2-eq. emissies).
• Het tonnendoel van 35,7 Mton uitstoot in 2030 zoals
genoemd in het ontwerp klimaatakkoord is leidend voor het
ontwerp van beleid. De overheid heeft vier beleidsopties
voor een heffing ontwikkeld die nu worden overwogen.
• De heffing gaat gelden voor de scope 1 emissies van de
Nederlandse industrie, gedefinieerd als de bedrijven die
vallen onder EU ETS, de afvalverbrandingsinstallaties
(AVI’s) en de N2O-uitstoot van caprolactam en acrylonitril
productie.
• In optie 1, de basisvariant, wordt gewerkt met een
tweeledige heffing; een deel van de uitstoot wordt
vrijgesteld (heffingsvrije voet) en een deel van de uitstoot
wordt beprijsd. De gehanteerde prijs voor de directe
beprijzing wordt verminderd met de EU ETS prijs
(minimumprijs ten opzichte van de EU ETS prijs).
Daarbovenop worden opties met vormen van een heffing
over de totale uitstoot overwogen (optie 2 t/m 4).
• Er worden mitigerende maatregelen overwogen om de
maatschappelijke kosten te beperken en efficiëntie te
vergroten: het mogelijk maken van het verhandelen van de
additioneel gereduceerde tonnen en een ingroeipad onder
optie 1, en een terugsluis van de belastinginkomsten.
PwC

De overwogen heffing combineert een basisvariant met eventueel een additionele heffing
Basisvariant (pagina 16-19)

Optie 1

Indirecte beprijzing
ODE & EB

+

Lastenverschuiving
binnen ODE en EB
naar respectievelijk
grootverbruik en gas

Directe beprijzing (‘tonnenheffing’)
Welke uitstoot wordt
belast? (Q)

Prijs per belastte ton
CO2-eq. (P)

Relatie tot ETS-prijs

Daadwerkelijke uitstoot Prijs in 2030 vastgelegd door
Minimumprijs ten
PBL op basis van reductie- opzichte van de EU ETS
per jaar wordt deels
mogelijkheden voor de
belast (minus de
prijs
industrie,
loopt
over
de
tijd
op
heffingsvrije voet)

Additionele modules (platte heffing) bovenop de basisvariant (pagina 20)
Indirecte beprijzing

Directe beprijzing (‘platte heffing’)

Veranderingen in
de ODE & EB

Welke uitstoot wordt
belast? (Q)

Prijs per belastte ton
CO2-eq. (P)

Optie 2

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Platte heffing (€5)

Optie 3a

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Prijspad
elektriciteitsproductie

Minimumprijs ten opzichte
van de EU ETS prijs

Optie 3b

-

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Verwachte EU ETS-prijs +
een vast bedrag (€5)

Minimumprijs ten opzichte
van de EU ETS prijs

Optie 4

ODE op nul voor
grootverbruik
(4e schijf)

Totale daadwerkelijke
uitstoot

Lastenneutraal o.b.v.
verwachtte opbrengsten
ODE grootverbruik (4e schijf)

-

Relatie tot ETS-prijs
-

15

De aanpassing in indirecte beprijzing zorgt voor een lastenverschuiving
binnen de ODE en EB naar respectievelijk grootverbruik en gas

In optie 1 worden aanpassingen gemaakt in indirecte beprijzing van CO2eq. via belasting op fossiele brandstoffen en elektriciteit
Opslag Duurzame Energie (ODE)
• Voor alle elektriciteit- en gasgebruikers gaan de tarieven omhoog in de
periode tot 2030
• De tarieven in de hogere schijven (schijf 3 en 4) stijgen harder dan de
tarieven in de lagere schijven (schijf 1 en 2)

Energiebelasting (EB)
• Voor kleinverbruikers (schijf 1) gaat het tarief op gas omhoog, en het tarief
op elektriciteit omlaag. Aangezien een deel van het gebruik van elektriciteit
en gas door grootverbruikers in deze schijf valt treden ook voor deze
gebruikers wijzigingen op.

De nieuwe tarieven voor de periode 2020-2030 zijn gebaseerd op de
benodigde ODE in 2030, en wijziging van de verdeling van de lasten tussen
burgers en bedrijven
• Het ontwerp Klimaatakkoord geeft een indicatie van de benodigde
opbrengsten van de ODE in de jaren tot 2030 om de SDE+ subsidies te
financieren.
• Bij het bepalen van de tarieven voor de ODE voor de basisvariant is als
uitgangspunt genomen dat burgers (schijf 1) een derde van de lasten van de
ODE dragen, en de industrie (schijf 2, 3 en 4) twee derde.
• In het huidige belastingsysteem gelden een aantal vrijstellingen voor de
energiebelasting of ODE voor grote industriële gebruikers (zie ook hoofdstuk 3
en appendix A). De aanname is dat deze vrijstellingen niet worden aangepast
in de periode tot aan 2030.
• Voor beleidsopties 2 en 3 is geen sprake van een aanpassing van de EB en
ODE, anders dan voor de basisvariant die ook onderdeel uitmaakt van deze
opties.

• In beleidsoptie 4 gelden ook de beschreven verschuivingen in EB en ODE
zoals in de basisvariant. Behalve dat het tarief voor schijf 4 van de ODE op nul
wordt gezet.
• Voor een uitgebreid overzicht van de tarieven over tijd zie hoofdstuk 3 en
appendix A.
PwC

16

In beleidsoptie 1 (basisvariant) is voor de directe beprijzing
(tonnenheffing) sprake van een tweedelig tarief: een deel van de uitstoot
wordt beprijsd en een deel wordt vrijgesteld
Een deel van de uitstoot wordt belast op basis van het (emissie)efficiëntie niveau van het productieproces van een bedrijf, benodigde additionele reductie
ten behoeve van het behalen van het reductiedoel voor de industrie als geheel in 2030 en een eventueel ingroeipad

Heffingsvrije voet

Belaste uitstoot

Daadwerkelijke
uitstoot

PwC

De heffingsvrije voet wordt bepaald door emissies van het startjaar te reduceren met twee
componenten:
Inefficiënte uitstoot
• Uitstoot boven het vastgestelde
efficiëntielevel voor het productieproces
wordt belast.
• Het efficiëntielevel wordt bepaald op basis
van de EU ETS benchmark (de uitstoot per
ton geproduceerd product voor de 10%
meest efficiënte bedrijven in Europa).
• De hoeveelheid inefficiënte uitstoot wordt
aan het begin van de periode bepaald tot
aan 2030, op basis van de historische
productie van een bedrijf.

Additioneel te belasten emissies om
reductiedoel te halen
• Indien op nationaal niveau de som van
alle inefficiënte uitstoot van bedrijven niet
optelt tot het gestelde reductiedoel in
2030 (~35,7 Mton industriële uitstoot),
wordt de resterende benodigde reductie
‘pro-rata’ verdeeld over bedrijfsinstallaties
op basis van hun aandeel in de totale
emissies.

De daadwerkelijke hoeveelheid uitstoot die
belast wordt per jaar hangt af van het ingroeipad
Ingroeipad
• Het ingroeipad is een mitigerende maatregel
om bedrijven in de eerste jaren na invoering
van de heffing ruimte te geven voor
implementatie van reductieopties. Dit betekent
dat heffingsvrije voet richting 2030 over tijd
afloopt, afhankelijk van het ingroeipad dat
wordt vastgesteld.
• Details over verdere invulling van het
ingroeipad zijn nog niet bekend.

• Dit leidt tot een hoeveelheid emissies in
2030 die moet worden gereduceerd per
bedrijf en daarom wordt belast indien het
bedrijf de emissies niet reduceert.

17

Voorbeeld - Voor een individueel bedrijf is de belaste uitstoot in de
basisvariant afhankelijk van de daadwerkelijke emissies, de
heffingsvrije voet en het gekozen ingroeipad
De daadwerkelijke uitstoot (1), de heffingsvrije voet (2) en het ingroeipad (3) leiden tot een uiteindelijk deel belastte uitstoot (4) per jaar waar de heffing over
betaald wordt
1
Daadwerkelijke uitstoot
Belaste en onbelaste uitstoot voor een bedrijf (in Mton CO2-eq)
Het uitgangspunt van de heffing is de totale uitstoot van alle installaties van een bedrijf.
1
Illustratief
Over de tijd kan het bedrijf emissiereductie opties implementeren die leiden tot een daling
Daadwerkelijke
van de emissies (in het plaatje constant gehouden).
uitstoot
(indien geen
reductie
plaatsvind)

2
4

Belaste uitstoot

3
Heffingsvrij vanwege
ingroeipad

2

2020
PwC

Grens
heffingsvrije
3
voet

Ingroeipad
De overheid overweegt het instellen van een ingroeipad voor de heffing. Dat betekent dat
in de eerste jaren een extra deel van de uitstoot vrijgesteld wordt van belasting. Het
verloop van dit ingroeipad is nog onbekend. Het startpunt kan onder of boven de uitstoot in
het startjaar liggen. In de kwantitatieve analyse in dit rapport is het ingroeipad dan ook niet
meegenomen.
4
Belaste uitstoot

Heffingsvrije voet

2025

Heffingsvrije voet
Per bedrijf wordt een heffingsvrije voet bepaald, waarover geen belasting wordt geheven.
De heffingsvrije voet wordt bepaald op basis van de efficiëntie van de installaties (ten
opzichte van EU ETS efficiëntielevels zoals bepaald in de product benchmark) en
eventueel additionele heffing om het ‘tonnendoel’ voor de hele industrie te halen.

2030

De totale daadwerkelijke uitstoot (1), de heffingsvrije voet (2) en het ingroeipad (3) leiden
tot een uiteindelijk deel belaste uitstoot per jaar waar de heffing over betaald wordt. Indien
een bedrijf emissies reduceert betaalt zij over haar daadwerkelijke (gereduceerde) uitstoot
minus de heffingsvrije voet.
18

In de basisvariant is de te betalen prijs per ton CO2-eq. voor de directe
beprijzing gebaseerd op het vastgestelde prijspad minus de EU ETSprijs
De hoogte van de nationale heffing in de basisvariant is gebaseerd op het vastgestelde prijspad voor de tonnenheffing en de EU ETS-prijs

115,0

120
105,5
96,2

€/ton CO2-eq.

100

86,6
77,2

80

67,8
58,3

60
40

48,9
39,4
30,0

20
0
2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

• De prijs die geheven wordt over de belaste uitstoot loopt sterk op tot 2030. De
voorlopige verwachting is dat deze door PBL wordt vastgesteld op 30 €/ton
CO2-eq. in 2020, en 115 €/ton CO2-eq. in 2030.
• Het prijspad wordt bepaald door PBL op basis van de beschikbare
reductieopties. Hierbij wordt gebruik gemaakt van abatement curves in
Nederland, waarmee alle technische abatement mogelijkheden in kaart
worden gebracht en geordend op kosten per ton CO2-eq. reductie. Op basis
van deze curves wordt bepaald welke reductie mogelijkheden nodig zijn om de
doelstelling van 35,7 Mton uitstoot in 2030 te behalen. Op basis hiervan wordt
bepaald welke prijs de kosten van de abatement opties dekt. Het is niet
duidelijk hoe economische haalbaarheid van de opties en de mogelijkheid om
de kostentoename door te geven hierin wordt meegenomen.
• De heffing is een minimumprijs voor de prijs binnen het EU ETS systeem. De
uiteindelijk in Nederland af te dragen belasting is dus afhankelijk van de
prijsontwikkeling binnen het EU ETS. Indien de EU ETS-prijs zodanig stijgt dat
deze boven de nationale heffing uitkomt, wordt er geen heffing meer
afgedragen in Nederland.

Nationale heffing in basisvariant (directe beprijzing)

Projecties EU ETS prijzen (PBL)
Bron: PBL (2018)
PwC

19

Bovenop de basisvariant wordt een “platte” heffing overwogen over de
totale uitstoot van een bedrijf. De prijs verschilt per optie
In aanvulling op de tonnenheffing van optie 1 worden een aantal additionele platte heffingen (over de gehele uitstoot) overwogen. De prijs die wordt
betaald over de gehele uitstoot verschilt tussen de verschillende opties evenals de methode (minimumheffing of niet)
Optie 2 is een heffing van €5 per
ton CO2-eq. over alle uitstoot
• Het gaan om een platte heffing
over de totale uitstoot van
industriële bedrijven.

5 €/ton CO2-eq.
PwC

Optie 3a is een (oplopende)
minimumprijs t.o.v. de EU ETS prijs
over alle uitstoot. De minimumprijs
is gelijkgesteld aan de nationale
heffing voor de elektriciteitssector
• Voor de elektriciteitsproductie is al
een nationale heffing in de vorm van
een minimumprijs voor het EU ETS
voorgenomen.
• In deze optie wordt het prijspad van
deze heffing ook gebruikt als
prijspad voor de heffing over totale
uitstoot voor de industrie.
• Voor deze heffing geldt ook dat dit
een minimumprijs is ten opzichte
van het EU ETS, en kan dus nul zijn
in het geval dat de EU ETS prijs de
heffing overstijgt.

Optie 3b is een (oplopende)
minimumprijs t.o.v. de EU ETS prijs
over alle uitstoot. De minimumprijs
is de verwachte EU ETS prijs + €5

Minimumprijs elektriciteitsproductie
(€/ton CO2-eq.)

Verwachtte EU ETS-prijs + 5 €/ton
CO2-eq.

• Op basis van huidige
verwachtingen van de EU ETS-prijs
van PBL wordt een heffing
vastgelegd tot aan 2030.
• De heffing bedraagt de verwachte
EU ETS-prijs van PBL in een
bepaald jaar, plus 5 euro.
• Voor deze heffing geldt ook dat dit
een minimum prijs is ten opzichte
van het EU ETS. In het geval dat
de werkelijke EU ETS-prijs meer
dan 5 euro boven de geraamde EU
ETS-prijs komt is de nationale
heffing 0.

Optie 4 is een heffing over alle
uitstoot waarbij de prijs is
vastgesteld op basis van de
opbrengsten van ODE in de 4de
schijf
• In optie 4 wordt het tarief in de 4e
schijf van de ODE op nul gezet.
• Daarnaast wordt een platte
heffing geheven over de totale
uitstoot.

• Het bedrag per ton uitstoot van
deze platte heffing wordt
berekend zodat de heffing
hetzelfde opbrengt als de derving
uit de 4e schijf van de ODE
(lastenneutraal).

Totale opbrengsten schijf 4 ODE /
totale emissies industrie
(€/ton CO2-eq.)
20

In aanvulling op de nationale heffing wordt een handelssysteem voor
emissiereductie en een terugsluis van de belastingopbrengsten
geïntroduceerd. De exacte invulling is nog onduidelijk
2 overwogen mitigerende maatregelen (naast het ingroeipad)
Indien bedrijven meer reduceren dan de belaste uitstoot kan deze
additionele reductie verhandeld worden met bedrijven die minder
mogelijkheden hebben om op korte termijn te reduceren

De opbrengsten van de heffing worden gebruikt voor een zogenoemde
‘terugsluis’ in de vorm van een subsidie of bedrijfsspecifieke maatregelen

•

Hoe de transactie vorm krijgt wordt niet door de overheid opgelegd. Dit is
een privaatrechtelijke transactie tussen de bedrijven zelf. Dit betekent dat het
aan de bedrijven is om de voorwaarde van de ruil vast te leggen. Uiteraard is
het Nederlands recht op deze transactie van toepassing. Het systeem wordt
gemonitord door de overheid (NEa).

“Generieke terugsluis” - De onderneming betaalt belasting.
In de vorm van een subsidie via bestaande subsidiekanalen (bijvoorbeeld de
DEI+ en de SDE++), of via een nieuw te ontwerpen subsidieregeling kan de
onderneming een subsidie winnen ter ondersteuning van de investering in een
emissiereductietechnologie.

•

De prijs kan bepaald worden door NEa als veilingmeester of door de
bedrijven zelf. In het geval dat bedrijven de prijs zelf bepalen mag dit gratis,
of in verrekening met de prijs van tussenproducten in de keten of anders.

•

Verdere details over het handelssysteem zijn niet bekend.

“Bedrijfsspecifieke terugsluis” De door een bedrijf betaalde belasting wordt
‘gefenced’ en kan (deels) worden teruggegeven als het bedrijf de emissiereductie
realiseert. Daarnaast kan het bedrijf (SDE++) subsidie winnen. Het bedrijf krijgt
de betaalde belasting terug indien het bedrijf haar emissies heeft gereduceerd.

PwC

Er worden nu twee maatregelen overwogen, of een combinatie hiervan:

21

2.

Reflectie op overwogen
beleidsopties

Naast de door EZK aangedragen beleidsopties kunnen andere opties
overwogen worden. Wij zijn gevraagd om de effecten van de door EZK
aangedragen beleidsopties te analyseren
Andere mogelijke opties (niet uitputtend)

Versterking EU ETS

Een internationale oplossing zoeken in plaats
van een nationale; zoals het EU ETS verder
versterken indien recente hervorming
onvoldoende prikkelt (bijvoorbeeld het
aanscherpen van de ‘cap’).

Alleen indirecte
belasting op gebruik

In plaats van het direct belasten van CO2-eq.
emissies kan ook gekozen worden om
indirecte belastingen te verhogen op fossiele
brandstoffen.

Heffing carbon footprint
eindproducten

Heffing n.a.v. de uitgestoten broeikasgassen en
andere externe effecten bij het maken van het
product. Deze wordt net als BTW geheven bij
de verkoop van het product (CE Delft, 2018).

Platte heffing

Invoeren van een platte heffing op alle
emissies, bijvoorbeeld op alle emissies, ook in
andere sectoren.

Wij analyseren de door het ministerie van Economische Zaken en Klimaat
aangedragen beleidsopties
• In deze rapportage analyseren wij de invloed van vier mogelijke beleidsopties
voor een nationale heffing voor de uitstoot van broeikasgassen door de
industrie. De mogelijke beleidsopties zijn door EZK aangedragen. Wij zijn
gevraagd om de effecten van de aangedragen beleidsopties te analyseren.
• Wij gaan niet in op mogelijke andere beleidsopties die overwogen hadden
kunnen worden (zie figuur links). Verdere hervorming van het EU ETS (een
internationale oplossing) past beter bij het internationale karakter van de
markten waarin de grote uitstoters van broeikasgas actief zijn. Een
maatschappelijke kostenbaten analyse is nodig van alle mogelijke
beleidsopties om afgewogen keuze te kunnen maken voor de maatschappelijk
optimale beleidsoptie. Dit valt buiten de reikwijdte van dit onderzoek.
Dit hoofdstuk bevat een korte reflectie op de beleidsopties
Voordat wij op de invloed van de beleidsopties op het speelveld, de resultaten
van een high level kostenanalyse en de case study naar de impact op een
specifiek bedrijf ingaan, geven wij een korte reflectie vanuit de economische
theorie op de voorgestelde mogelijke opties voor een nationale heffing
(tweeledige heffing, additionele platte heffing).

Bron: CE Delft (2018)
PwC

23

Een tweeledige heffing kan (afhankelijk van de vormgeving en
marktomstandigheden) het risico op carbon leakage helpen
verminderen, terwijl het wel een emissiereductieprikkel bewerkstelligt
Maatschappelijk efficiënt equilibrium voor uitstoot
€

MAC = marginal abatement cost
(marginale kosten om de CO2
uitstoot met één eenheid te
verminderen)

200

Illustratief
MD = marginale damage
(marginale schade
veroorzaakt door één extra
eenheid CO2 uitstoot)

De prijs voor emissies wordt idealiter bepaald op basis van de maatschappelijk
efficiënte uitstoot
• De economische literatuur (Nordhaus, 2017; Zenghelis, 2006) geeft aan dat het niet
persé maatschappelijk optimaal is om broeikasgasemissies tot het nulpunt te
beperken. Het maatschappelijk efficiënte equilibrium ligt op het punt waarbij de
marginale emissiereductiekost (MAC) gelijk is aan de marginale schade van emissies
(MD). Tot dit punt zijn de maatschappelijke emissiereductiekosten namelijk lager dan
de maatschappelijke schade veroorzaakt door de emissies.
De belasting hoeft niet over de gehele uitstoot in rekening te worden gebracht

Maatschappelijk efficiente
equilibrium = de prijs waar
MD=MAC.

100
c

a

e

d
b

E1

PwC

E*

E0

Emissies
(ton/jaar)

• Indien de hoogte van de belasting wordt ingesteld op dit equilibrium bestaat er een
prikkel om te reduceren tot dit maatschappelijke efficiënte equilibrium (E*). De
maatschappelijke emissiereductiekosten (MAC) zijn tot dit punt immers lager dan de
belasting.
• Indien alle emissies (E0) worden belast (in dit geval spreken we van een platte heffing)
dan staat de belasting die wordt afgedragen voor de hoeveelheid uitstoot onder het
maatschappelijke optimum (a+b+c+d) niet in verhouding tot de schade die veroorzaakt
wordt door de uitstoot (b+d). Daarom kan volgens de economische literatuur
(Feldstein, 1972; Field & Olewiler, 2011) ook worden gekozen voor een tweeledige
emissieheffing, waarbij (een deel van) de uitstoot onder het maatschappelijke optimum
kan worden vrijgesteld (in het voorbeeld E1, de kosten voor de heffing omvatten in dat
geval c+d). Dit beïnvloedt de prikkel tot emissiereductie niet (aangezien het al niet
wenselijk was deze emissies te reduceren gezien de hoge maatschappelijke
reductiekosten).
24

In de basisvariant is sprake van een tweeledige heffing

Reflectie op basisvariant (“tonnenheffing”)

Heffingsvrije voet
Doelstelling –
14,3 Mton

• Bij de basisvariant (de tonnenheffing) is sprake van een heffing met twee delen, zoals beschreven op de vorige pagina. Hierdoor
wordt belastingdruk gereduceerd (niet alle tonnen worden belast), terwijl de prikkel tot emissiereductie blijft bestaan. Dit kan het
risico op carbon leakage verkleinen vergeleken met een platte heffing. Dit is natuurlijk wel afhankelijk van de kosten die
voortkomen uit de tonnenheffing gezien de vormgeving van de heffing en de mogelijkheden om emissies te reduceren.
• Het is onduidelijk in welke mate het vastgestelde tonnendoel het maatschappelijk efficiënte optimum benaderd.

Vaststelling prijs
o.b.v. abatement
curves

• De prijs voor de tonnenheffing wordt door PBL gebaseerd op een abatement curve voor de industrie. Men lijkt er hierbij vanuit te
gaan dat de emissiereductieopties economisch haalbaar zijn. Dit betekent dat of de kosten van de Nederlandse heffing moeten
kunnen worden doorgegeven1 of subsidies beschikbaar moeten zijn. Daarnaast lijkt het uitgangspunt te zijn dat bedrijven actief
blijven in Nederland (dat de kosten van de heffing niet leiden tot het stoppen van activiteiten). Tenslotte lijkt geen rekening
gehouden te worden met implementatietijd (ontwikkeltijd incl. vergunningstrajecten, bouwperiode, turnarounds) en frictiekosten.

Voorspelbaarheid
beleidskader en
kosten

• De belaste hoeveelheid emissies en het ingroeipad per bedrijf zijn op dit moment nog niet te voorspellen voor een bedrijf. Het hangt
af van de efficiëntie van andere spelers op basis van in 2020 vast te stellen benchmarks, aangezien de resterende tonnen om tot
de doelstelling te komen pro-rata worden verdeeld over spelers. Hierdoor bestaat nog geen inzicht in de effecten van de
heffingsopties op microniveau. Daarnaast zijn enkele onderdelen nog niet in detail uitgewerkt (zoals het ingroeipad en de belasting
voor bedrijven zonder EU ETS benchmarks zoals de afvalverbrandingsinstallaties).

Handel

• Door handel van emissiereductie mogelijk te maken worden mogelijke inefficiënties in het systeem verminderd. Het is dan voor een
bedrijf die gezien de abatement kosten niet de gehele emissiereductiedoelstelling kan realiseren mogelijk de reductie bij anderen in
te kopen en zo kosten te verlagen. Het handelssysteem lijkt nog niet uitgewerkt en de effecten zijn nog onduidelijk. Bijvoorbeeld;
willen bedrijven hun ‘goedkope’ emissiereductie verkopen aan derden? Zijn voldoende ‘goedkope’ emissiereductie opties
beschikbaar? En; kan er tot overeenkomsten worden gekomen die voor beide partijen interessant genoeg zijn? Zie ook pagina 76.

1 Gezien onze eerdere analyse (PwC, 2019) gaan wij ervan uit dat de mogelijkheid tot doorgifte van een nationale heffing in een internationale markt beperkt is in de meeste van de door ons onderzochte industrieën.

PwC

25

Indien een platte heffing wordt gecombineerd met de tweeledige
emissieheffing kan dit tot een suboptimale uitkomst leiden

Gevolgen voor uitstoot van platte heffing bovenop tweeledige heffing

Platte heffing combineren met een tweeledige emissieheffing

€

•

Stel dat het huidige niveau van de tonnenheffing op het maatschappelijk efficiënte
niveau is bepaald, waardoor de hoeveelheid maatschappelijk efficiënte emissies
gelijk is aan E*.

•

Het toevoegen van een platte heffing bovenop de tweeledige emissieheffing heeft
dan een verstorend effect omdat de prijs nu hoger is dan de maatschappelijk
efficiënte equilibrium prijs. In dat geval wordt er meer emissiereductie geprikkeld
dan maatschappelijk optimaal is en treedt er welvaartsverlies op (g+h). Let op: Als
alle efficiënte emissies vrijgesteld worden (E*) dan is er geen sprake van een
welvaartsverlies. Indien de emissies E1 vrijgesteld worden is er wel sprake van een
welvaartsverlies1.

•

Bij de nieuwe hoeveelheid E’ is het aantal emissies verminderd en daarmee lager
dan de maatschappelijk efficiënte hoeveelheid E*. Iedere additionele emissie
reductie voorbij dit punt (E*) is duurder dan de marginale schade die wordt
aangericht door die eenheid van emissie (MAC>MD). De platte heffing resulteert
voor de maatschappij in welvaartsverlies doordat de hogere kosten de voordelen
van reductie.

MAC = marginal abatement cost
(marginale kosten om de CO2
uitstoot met één eenheid te
verminderen)

200

Platte heffing
van €5

Illustratief
MD = marginal damage
(marginale schade
veroorzaakt door één extra
eenheid CO2 uitstoot)

105
g

100

h
c

a

e

d
b

E1

E’ E*

E0

Emissies
(ton/jaar)

1De hoogte van de heffing bij alle beleidsopties volgt uit het model van PBL. Het is ons niet duidelijk of/hoe rekening is gehouden

met de bovengenoemde economische principes in dit model. Wij weten dus niet of de hoeveelheid vrijgestelde emissies van de
basisheffing alle efficiënte emissies omvat, slechts een deel of meer.
PwC

26

3.

Effecten van nationale
beprijzing op het
internationale speelveld

In dit hoofdstuk analyseren we het effect van voorgenomen
beleidsopties voor beprijzing van broeikasgas op het internationale
speelveld van de Nederlandse industrie
Selectie van landen voor nadere analyse van beprijzing
• In dit hoofdstuk geven we inzicht in de prijzen voor
industriële spelers van de uitstoot van
broeikasgassen in verschillende landen (in de
huidige situatie en in het geval één van de
beleidsopties zoals voorgenomen door de
Nederlandse overheid wordt doorgevoerd). Wij
gaan achtereenvolgens in op:

Zweden

Verenigd Koninkrijk

Duitsland

Japan

België

Italië
VS/Texas
Verenigde Arabische Emiraten

1.
1 Directe beprijzing van de
broeikasgasemissies via emissie
handelssystemen of directe belastingen op
broeikasgasemissie (output)
2.
2 Indirecte beprijzing van
broeikasgasemissies via belastingen en
heffingen op het gebruik van fossiele
brandstoffen (input).
• In het deel over indirecte beprijzing analyseren we
een selectie van landen (zie links). We richten ons
op landen waar veel industriële activiteit is in één of
meerdere van de relevante sectoren (staal,
raffinage, chemie, industriële gassen, petrochemie
en kunstmest).

PwC

28

3.1

Directe beprijzing
broeikasgasemissies

Emissie van broeikasgas wordt in de EU beprijsd via het Europese
Emissiehandelssysteem (EU ETS)
Ontwikkeling cap (hoeveelheid rechten) en trade (prijs € per ton CO2-eq.) van EU ETS
Fase 2
2008-2012

Cap

Fase 1
2005-2007

70

Rechten uit fase 1
konden in fase 2
niet worden
gebruikt,
resulterend in een
prijs van €0/t

60

Trade

50
40
30

-1,7%
per jaar

Europese cap ingesteld

Nationale caps met 6,5%
gereduceerd t.o.v. 2005

Nationale caps
geschat

Fase 4
2021-2030

Fase 3
2013-2020

Financiële crisis
leidde tot
verminderde
economische
activiteit en een
overschot aan
rechten

-2,2%
per jaar

• In de EU zijn energie-intensieve bedrijven verplicht deel te
nemen aan het EU ETS. Dit is wereldwijd het systeem dat
de meeste uitstoot van broeikasgassen dekt. Bedrijven
moeten elk jaar hun uitstoot van broeikasgassen
afdekken met EU ETS rechten. Deze rechten zijn
verhandelbaar.
• Het totaal aan rechten neemt over de tijd af (de ‘cap’) om
Europese broeikasgas reductiedoelstellingen te realiseren
(in fase 3 met 1,7% per jaar en vanaf 2021 met 2,2% per
jaar). Zo wordt richting Europese reductiedoelstellingen
gewerkt (-40% in 2030) door schaarste te creëren
waardoor prijzen kunnen stijgen. Hierdoor ontstaat een
grotere prikkel om uitstoot van broeikasgassen te
reduceren. Door de mogelijkheid om rechten te
verhandelen kan de reductie daar worden gerealiseerd
waar het tegen de laagste kosten kan plaatsvinden.

“Back-loading”:
uitstel van het
veilen van 900m
rechten van 20142016 tot 20192020

20
10
0

2030

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

• Door de financiële crisis was een overschot aan rechten
ontstaan in het systeem, waardoor de prijzen daalden.
Sinds kort is de prijs weer toegenomen door
hervormingen van het systeem. Deze hervormingen zijn
ingevoerd om een sterkere prijsprikkel vanuit het EU ETS
te geven voor emissiereductie. De prijs voor een ton
uitstoot van broeikasgassen ligt in de eerste maanden
van 2019 rond €20 - €25/ton.

Bron: World Bank (2018)
PwC

30

Vanwege het risico op verplaatsing van economische activiteit (weglek
of ‘carbon leakage’) krijgt de energie-intensieve industrie EU ETS
rechten gratis. Het aantal verstrekte rechten neemt af
Bedrijven in sectoren met een
hoog risico op carbon leakage
ontvangen gratis rechten…

…het aantal gratis rechten hangt onder
meer af van de relatieve efficiëntie t.o.v.
de 10% meest efficiënte bedrijven…

De Europese Commissie voert voor
iedere fase van het EU ETS een
analyse uit van de sectoren met een
hoog risico op carbon leakage
(carbon leakage lijst, o.b.v. de
carbon leakage indicator)

Ton CO2-eq.-uitstoot per ton productie.
Illustratief, gebaseerd op raffinage sector
Efficiëntie/benchmark in
CO2eq./ton productie

Rechten voor uitstoot
boven de benchmark
moeten worden
aangekocht

De Europese Commissie acht
risico op carbon leakage hoog als
- de som van directe of indirecte
additionele kosten met 5% of
meer toeneemt, én
- de totale handelsintensiteit met
niet-EU landen ≥ 10% is.
- of als één van beide
bovenstaande statistieken > 30%
is.

Bedrijven in de markt op
volgorde van efficiëntie

…door deze gratis rechten zijn de gemiddelde EU ETS kosten
lager dan de marginale kosten
• De EU ETS handelsprijs vormt voor bedrijven de marginale kosten
voor uitstoot van broeikasgas: de prijs die zij moeten betalen voor
elke extra ton CO2-eq. De gemiddelde kosten van de uitstoot van de
energie-intensieve bedrijven zijn de totale kosten voor de uitstoot
minus de opbrengsten uit de verkoop van emissierechten gedeeld
door de totale uitstoot. Bedrijven krijgen een deel van hun rechten
gratis, daarom zijn hun gemiddelde kosten lager. De prikkel voor
broeikasgasreductie blijft in tact omdat er wel marginale kosten zijn.
• Voor de 10% efficiëntste bedrijven onder EU ETS zijn gemiddelde
kosten voor uitstoot laag, omdat zij in principe evenveel gratis
rechten ontvangen als zij uitstoten. De gemiddelde kosten voor deze
bedrijven zijn echter niet per se gelijk aan nul. Als het aantal vrije
rechten op basis van de benchmarks het maximale aantal vrije
rechten overstijgt wordt de “Cross sectoral correction factor” (CSCF)
toegepast. Dit zorgt ervoor dat het aantal vrije rechten afneemt en
ook de meest efficiënte bedrijven rechten moeten inkopen1. Minder
efficiënte bedrijven moeten sowieso per saldo rechten inkopen: zij
krijgen geen gratis rechten voor het verschil tussen hun eigen uitstoot
en de uitstoot van de efficiëntste 10%.

1Het initiële aantal vrije rechten van een bedrijf wordt dan vermenigvuldigd met CSCF (CSCF<1) om tot het werkelijke aantal vrije rechten te komen. CSCF neemt elk jaar af van 0,89 in 2013 tot 0,78 in 2020. Bron: EU Commission decision 2017/126.

& EC (2019a) Guidance on determining the allocation at installation level. Bron links: Europese Commissie (2016), Concawe (2017)
PwC

31

Binnen de EU is het uitzonderlijk dat landen, bovenop het EU ETS,
aanvullende beprijzing van broeikasgassen hebben voor de industrie

Voorbeelden van EU landen met nationale heffingen op broeikasgas
In Zweden geldt een heffing van +/€113 per ton CO2-eq. in 2018 voor de
transportsector en de gebouwde
omgeving. Bedrijven onder EU ETS,
waaronder de industrie zijn vrijgesteld
van deze belasting.
In het Verenigd Koninkrijk geldt een
ondergrens van de heffing op
broeikasgas voor energieproductie.
Deze ondergrens is +/- €21 per ton
CO2-eq. in 2018. Dit mechanisme is
niet van toepassing voor de industrie.

In Frankrijk geldt een heffing van +/€45 per ton CO2-eq. in 2018.
Bedrijven die deelnemen aan EU
ETS, waaronder de industrie, zijn
vrijgesteld van deze belasting.

In Finland geldt een heffing van +/- €62 per ton CO2eq. in 2018. Deze belasting geldt voor de industrie
bovenop EU ETS. Er zijn echter uitzonderingen,
onder andere voor brandstof voor raffinaderijen en
gebruik van brandstof als feedstock. 36% van alle
uitstoot van broeikasgas in Finland wordt belast.
In Estland geldt sinds 2009 een heffing van €2 per
ton CO2-eq. in 2018. Dit geldt voor installaties die
warmte produceren in energieproductie en industrie.
Deze belasting geldt ook voor bedrijven die
deelnemen aan EU ETS. Er geldt een grootschalige
uitzondering als bedrijven hun uitstoot of afval met
15% verminderen ten opzichte van hun initiële
niveau. Ongeveer 3% van alle uitstoot van
broeikasgas in Estland valt onder deze belasting.
Legenda
Deelnemer EU ETS1 zonder nationale
heffing op broeikasgas
Doet niet mee aan EU ETS1

Nationale heffing op broeikasgas, maar
geldt niet voor industrie bovenop EU ETS
Nationale heffing op broeikasgas geldt
bovenop EU ETS voor industrie

• In bijna alle Europese landen geldt
dat EU ETS het enige directe
beprijzingsmechanisme is voor CO2eq. emissies. Er zijn wel nationale
maatregelen gericht op reductie van
emissies, zoals in Zweden, het VK of
Frankrijk, maar deze richten zich niet
op de industrie of de industrie is
expliciet uitgezonderd.

• Twee Europese landen hanteren, in
aanvulling op het EU ETS, wel een
aanvullende heffing op broeikasgas
voor de industrie. In Estland geldt
een, relatief lage, heffing op
broeikasgas die bovendien een
beperkt deel van de emissies dekt.
In Finland geldt een relatief hoge
heffing op broeikasgas, waarbij wel
voor de industrie allerlei vrijstellingen
gelden. De reikwijdte van deze
vrijstellingen hebben wij niet
onderzocht.

Bron: World Bank (2018), Riigi Teataja (2018).
1Deelnemers EU ETS: EU 28 + Liechtenstein, Noorwegen en IJsland
PwC

32

In andere delen van de wereld worden emissies ook beprijsd. Het EU
ETS heeft momenteel de hoogste prijs voor uitstoot van broeikasgas en
dekt de meeste emissies
China

Verenigde Staten

Canada

Guangdong ETS: €2,7 ($2,40)/ton CO2-eq. in industrie

Texas: geen directe beprijzing van broeikasgas voor
industrie, andere staten hebben wel een heffing

Federale eisen aan beprijzing van broeikasgas voor
industrie

• In China zijn verschillende lokale belastingen of
handelssystemen voor broeikasgassen. De grootste is
het emission trading scheme (ETS) in Guangdong.
Deze heffing geldt ook voor industrie en bedraagt €2,7
($2,40) per ton CO2-eq. Industriële bedrijven
ontvangen gratis rechten gebaseerd op hun historische
emissie en een reductiefactor.

• Op federaal niveau is er geen directe beprijzing van
broeikasgas. Er zijn wel een aantal staten met
beprijzing van broeikasgas. De belangrijkste zijn:

• De federale Canadese overheid voert in juli 2019 een
beprijzing van broeikasgas backstopmechanisme in
voor de Canadese provincies en territoria die geen
eigen initiatief hebben dat aan de federale standaard
voldoet.

• Deze lokale initiatieven worden geïntegreerd in een
nationaal systeem dat de grootste markt voor
broeikasgas in de wereld wordt. Dit begint met de
elektriciteitssector en zal uitbreiden naar andere
sectoren, zoals chemie, staal en petrochemie. Het is
nog onduidelijk wanneer deze uitbreiding plaatsvindt
en hoe het nationale systeem wordt vormgegeven.

- ETS in Californië van €17,50 ($15,50) per ton CO2,
CH4 en N2O. Dit geldt voor de industrie, maar
sectoren met een risico op carbon leakage
ontvangen gratis rechten.
- RGGI ETS in 9 noordoostelijke staten met een prijs
van €5,60 ($5) per ton CO2-eq. Dit geldt niet voor de
industrie.
- In Texas, waar de meeste industriële activiteit is,
bestaan geen directe heffingen op CO2-eq. of
handelssystemen.

• Dit hybride systeem bestaat uit een heffing op CO2-eq.
voor brandstof en een emissiehandelssysteem, ook
wel het Output-Based Pricing System (OBPS) voor de
internationaal handelende emissie-intensieve industrie.
Het OBPS is een “baseline and credit ETS”, wat
inhoudt dat per bedrijf een uitstootdoel wordt gesteld.
Bedrijven met emissies onder het doel krijgen krediet,
bedrijven met emissies boven dat doel moeten krediet
kopen.
• Niet alle bedrijven vallen onder dit federale systeem.
Bedrijven die onder de federale belasting op
broeikasgas vallen, of onder regionale initiatieven die
voldoen aan de federale standaard, doen hier niet aan
mee.

Bron: World Bank (2018), Government of Canada (2018).
PwC

33

De nationale heffingsopties op broeikasgas verhoogt de prijs voor de
uitstoot van broeikasgassen voor de industrie in Nederland…
Prijspaden per ton CO2-eq. broeikasgasemissies voor diverse nationale beleidsopties
• De figuren links geven de prijspaden weer voor de
verschillende beleidsopties. Het prijspad verschilt per
166,3
160
146,9
optie. Let op: de effectieve prijs die een bedrijf betaalt,
140
zal afwijken van de prijzen op de figuren links aangezien
120
de tonnenheffing (onderdeel basisvariant) een minimum
115,0
prijs is ten aanzien van de EU ETS prijs. De prijzen die
100
weergegeven zijn op de figuren links zijn dan
80
maximumprijzen die niet gecorrigeerd zijn voor de EU
60
35,0
ETS prijs (zie volgende pagina voor de resulterende prijs
40 30,0
indien wordt gecorrigeerd voor EU ETS).
31,2
20
• De tonnenheffing (optie 1) belast maar een deel van de
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
uitstoot (tweeledig tarief; belaste uitstoot en heffingsvrije
voet). De belaste uitstoot wordt belast tegen een
51,3
50
minimumprijs ten opzichte van de EU ETS prijs, stijgend
van 30 €/ton CO2-eq. in 2021 tot 115 €/ton CO2-eq. in
40
31,9
2030.
30
• De additionele opties (2 t/m 4) belasten de totale
20
uitstoot. Dit resulteert in een verhoging van de prijs voor
5,0
10
de uitstoot belast onder de basisvariant (bovenste
2,4
0
grafiek), en voor een heffing over de heffingsvrije deel
van de basisvariant (onderste grafiek).
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
• Voor een uitgebreid overzicht van de prijspaden zie de
Optie 4
Optie 3a
Optie 1
appendix A.

Bron figuur: PwC Analyse met
data van PBL (2019)
PwC

€/ton CO2-eq.

Heffingsvrije voet

Belaste uitstoot

Totale uitstoot

€/ton CO2-eq.

180

Optie 3b

Optie 2

34

De effectieve prijs hangt af van de daadwerkelijke EU ETS prijs,
aangezien de tonnenheffing een minimumprijs is ten opzichte van de
EU ETS-prijs
Effectieve prijs per ton CO2-eq. op basis van verwachte ontwikkeling van de EU ETS-prijs van PBL voor diverse nationale beleidsopties

€/ton CO2-eq.

Belastte uitstoot

Totale uitstoot

80

73,7

70

71,1
68,7

60

46,3

50
40
30
20

8,5

0

2022

2023

2024

2025

6

€/ton CO2-eq.

Belastingvrije voet

2021

2026

PwC

Optie 4

2028

2029

2030
5,0
5,0

4
2,4

3
2
1

Optie 1 & 3a

0

Bron figuur: PwC Analyse met
data van PBL (2019)

2027

Optie 2 & 3b

5

2021

• Optie 1 (de tonnenheffing) is een minimum prijs ten
opzichte van de EU ETS-prijs.
• Optie 3a is ook een minimumprijs ten opzichte van het
ETS. De huidige projecties van de EU ETS prijzen
(PBL) zijn zodanig hoog dat de resterende prijs van
deze optie na het verminderen met de EU ETS
prijsverwachting nul is.

21,5
13,5

10

• De figuren links geven de prijzen per ton CO2-eq. weer
voor de beleidsopties indien de EU ETS-prijs exact het
prijspad volgt zoals geschat door PBL (2019).

2022

Optie 3b

2023

2024

Optie 3a

2025

2026 2027

2028

Optie 2

Optie 1

2029

0,0

2030

• De minimumprijs in optie 3b is gebaseerd op de
verwachte EU ETS-prijs, en daarom wordt deze
volledig gecorrigeerd wanneer de verwachte ETS prijs
in mindering wordt gebracht. Hierdoor blijft alleen de
additionele €5 heffing over, voor de gehele periode.
• Aangezien de daadwerkelijke EY ETS-prijs waarschijnlijk
afwijkt van de huidige projecties wijkt de daadwerkelijke
prijs per jaar voor de nationale heffing ook af. De
daadwerkelijke prijs per ton kan dan ook hoger of lager
uitvallen dan hier weergegeven.

Projecties EU ETS prijzen (PBL)
35

Een nationale heffing verhoogt de prijs voor een marginale ton CO2-eq.
emissies voor de industrie in Nederland ten opzichte van andere
Europese landen die deelnemen aan het EU ETS
De prijs voor een marginale ton CO2-eq. emissies voor de industrie in 2030 voor de vier opties in Nederland en andere Europese landen in €/ton CO2-eq.
115,0

120,0

115,0

120,0

117,4

Additionele heffing

68,7

73,7

68,7

Projectie EU ETS prijs (PBL)

71,1

46,3
0,0

46,3
0,0

46,3
0,0

46,3
0,0

46,3
0,0

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

46,3

Optie 1

Optie 2

Optie 3a

Optie 3b

Optie 4

IT

ZW

VK

BE

DE

Nederland
PwC

73,7

• De figuur beschrijft de prijs voor een
additionele ton uitgestoten CO2-eq. in
2030.
• In alle Europese landen is de EU ETS
prijs van toepassing op de energieintensieve industrie. De verwachting is
dat de prijs oploopt tot €46,3 in 2030
(PBL).
• De nationale heffing in Nederland is
een minimumprijs ten opzichte van de
EU ETS prijs, waardoor het verschil
tussen Nederland en andere Europese
landen sterk afhangt van de
daadwerkelijke prijsontwikkeling binnen
EU ETS.
• Voor een uitgebreid overzicht van de
prijspaden per beleidsoptie zie
appendix A.

Andere landen in Europa
36

3.2

Indirecte beprijzing via
fossiele brandstoffen

In deze sectie analyseren we de verandering van indirecte beprijzing
van emissies via de belastingen op elektriciteit en gas voorkomend uit
de beleidsopties voor een nationale heffing
De volgende criteria zijn gebruikt om de precieze reikwijdte van indirecte beprijzing te bepalen:
A

B
Beprijzing van broeikasgas…

•

•

PwC

Deze analyse is gericht op
maatregelen die beogen
uitstoot van broeikasgassen te
beprijzen. Daarmee gaat het
om financiële maatregelen.
Voorbeelden zijn de
energiebelasting of heffingen
zoals de opslag voor duurzame
energie (ODE).
Buiten de reikwijdte van dit
onderzoek valt normering van
broeikasgasuitstoot, zoals
industrienormen of
standaarden.

C
Door de overheid vormgegeven en
geheven…

•

•

De analyse is gericht op
maatregelen die door de
overheid zijn vormgegeven en
worden geïnd of betaald, zoals
heffingen en belastingen.
Kale energieprijzen (zonder
belastingen of heffingen) en
transport- of netwerkkosten
worden niet meegenomen in dit
onderzoek.

•

•

•

•

… die aanzetten tot meer of
minder uitstoot van broeikasgas…
Wij analyseren belastingen en
heffingen die rechtstreeks
worden geheven op basis van
de consumptie van fossiele
brandstoffen of energie.
Specifiek kijken wij naar:
- Elektriciteit
- Gas
Voor informatie over kolen en
aardolie verwijzen we naar onze
vorige studie (PwC, 2019).
Btw wordt niet meegenomen in
onze analyse aangezien btw
geen direct effect heeft op het
verbruik van fossiele
brandstoffen.

D
•

…en worden betaald of ontvangen
door de industrie
We analyseren de heffingen en
belastingen voor de energieintensieve industrie. Belastingen
of heffingen met betrekking tot
de winning van fossiele
brandstoffen en productie van
elektriciteit (“downstream”) of de
verkoop en distributie daarvan
(“upstream”) vallen buiten de
reikwijdte van dit onderzoek.

38

In de praktijk bestaat er niet één gemiddeld belastingtarief voor een
land of voor een sector binnen een land. De belastingdruk verschilt per
installatie en wordt gedreven door een mix aan factoren
Gestileerd voorbeeld van het gebruik van fossiele brandstof en energie
voor een productie-installatie
De belastingdruk voor een industrieel bedrijf moet worden bepaald door op het niveau
van installaties de verschillende kenmerken te bekijken. Grondslagen, vrijstellingen
1
en reducties van belasting worden gedreven door de volgende kenmerken:
Type productieproces
700
650
GWh
Elektriciteit
• Metallurgisch
GWh
1• Type productieproces: Op basis van de Energiebelastingrichtlijn zijn voor
• Chemische reductie
Europese landen principes vastgelegd voor een aantal specifieke
250mln
m3
250mln
• Elektrolyse
productieprocessen. Metallurgische procedés zoals staalproductie zijn hierdoor
Gas
m3
bijvoorbeeld uitgezonderd. De precieze afbakening is lastig in de praktijk en de
2
Doel gebruik
exacte definities van de productieprocessen verschillen per land.
•
Energie
Kolen
2• Doel van gebruik: brandstof en energie kunnen gebruikt worden op verschillende
• Feedstock
manieren. Een fossiele brandstof die wordt gebruikt als feedstock kan anders
worden belast dan voor een energiedoeleinde. Energie die wordt gebruikt in de
100 GWh
• Niet productie:
Aardolie
primaire processen wordt anders belast dan energie voor bijvoorbeeld de kantoren.
• HQ
Bijvoorbeeld in de sectoren industriële gassen en kunstmest productie wordt
50mln m3
• Wagenpark
aardgas als feedstock input gebruikt voor productie van waterstof. Dit gebruik is
3
vrijgesteld1.
Elektriciteit
50 GWh
Eigen productie van
3• Wijze van productie: indien er sprake is van eigen productie (bijvoorbeeld gebruik
inputs
gas uit restgassen of eigen geproduceerde elektriciteit) kan er sprake zijn van
50mln m3
Gas
vrijstellingen.
De getallen geven een fictief voorbeeld van het gebruik voor een standaardprofiel van
4• Overige voorwaardelijke vrijstellingen
een speler in de energie-intensieve industrie
Focus in deze studie, waar nodig worden deze getallen gebruikt in de rest van dit
• Reducties op basis van het behalen van energie-efficiëntie doelstellingen
hoofdstuk voor illustratieve voorbeeldberekeningen
• Reducties op basis van bedrijfsspecifieke kenmerken (bijvoorbeeld totale kosten
Bron: PwC analyse, CEPS & Ecofys (2018),
1Artikel 64, lid 5 van de Wet belastingen op milieugrondslag en paragraaf 7.10.4 Handboek Milieubelastingen (Belastingdienst)
of pensioencontributies)
PwC
39
Externe inkoop

Verbruik van de fossiele brandstoffen

Om landen met een degressief belastingstelsel te kunnen vergelijken
hanteren we een standaardprofiel om de effectieve belastingdruk te
berekenen
Gehanteerd standaard verbruikersprofiel

Standaardprofiel

Verbruik

Elektriciteit (GWh/jaar)

650

Gas (Mln. m3/jaar)

250

• In veel landen is het relevante belastingtarief voor brandstoffen afhankelijk van
het volume dat verbruikt wordt. In Nederland is de energiebelasting
bijvoorbeeld degressief: hoe meer verbruik, hoe lager het tarief per eenheid. In
andere landen, zoals Duitsland, zit de structuur anders in elkaar en is sprake
van een eenheidstarief.
• Niet alle landen hebben dus dezelfde tariefstructuur. Om de tarieven per land
toch te kunnen vergelijken gaan wij uit van de effectieve belastingdruk. Om
deze te berekenen hanteren wij een standaardverbruikersprofiel – zie de tabel
links. Aangezien het verbruikersprofiel een algemeen profiel is voor een
gemiddelde industriële speler verschilt de daadwerkelijke effectieve
belastingdruk per bedrijf op basis van het daadwerkelijke verbruik (zie bijlage
voor indicatieve verbruiksprofielen per sector).
• Deze analyse wordt gedaan op het niveau van installatie (en dus niet per
fabriek of bedrijf), aangezien de te betalen belasting afhangt van de wijze van
productie van de grondstoffen, en het doel van gebruik. We kijken hierbij naar
belangrijkste installatie in het productieproces in een sector (primair
productieproces).

Bron: PwC analyse, CEPS & Ecofys (2018)
PwC

40

De effectieve belastingdruk (met en zonder vrijstellingen), is gebaseerd
op de verbruiksvolumes voor primaire productieprocessen
Illustratieve en gestileerde voorbeeldberekening van energiebelastingen voor een metallurgisch proces installatie in Nederland
Energiebelasting
component

Energiebelasting1
(voor 650
GWh / jaar
gebruikt in
primair
productieproces)

Verbruiksvolume
(kWh/jaar)

BelastingBereik (kWh) tarieven
(€/kWh)

10.000

650.000.000

100.000.000

Totale
Vrijstelling(en)
belasting
toegepast
betaald
=
(€/jaar)
(€/jaar)

-

€ 1.046

€ 507.653

40.000

0,05274

€ 2.110

9.950.000

0,01404

€ 139.698

640.000.000

0,00057

€ 364.800

TOTAL

€ 507.653

(Gebaseerd op
de volledige
vrijstelling voor
elektriciteit die
wordt gebruikt in
metallurgische
processen)

0,10458

€ 1.046

€ 51.300

40.000

0,05274

€ 2.110

9.950.000

0,01404

€ 139.698

90.000.000

0,00057

€ 51.300

TOTAL

€ 194.153

(Gebaseerd op
een
gedeeltelijke
teruggaaf2 voor
> 10 Mln. kWh
wordt
terugbetaald)

10.000
Energiebelasting
(voor 100
GWh/ jaar
gebruikt voor
andere
doeleinden)

0,10458

Belastingbedrag (€)

Totale
belasting van
toepassing
(€/jaar)

€ 507.653

€ 194.153

0

€ 142.853

Effectieve
Effectieve
belastingdruk
belastingdruk
zonder
met vrijstelling
vrijstelling
(€/kWh)
(€/kWh)

0,000781

0,0000

[= 507.653/
650.000.000]

[= 0/
650.000.000]

0,001941

0,001428

[= 194.153/
100.000.000]

[= 142.853/
100.000.000]

Gedekt in onze
analyses:
belastingen (met en
zonder
vrijstellingen) op
primair productieproces

Niet gedekt in onze
analyses:
belastingen op
verbruik voor
andere doeleinden
dan het primaire
productieproces

1Het ODE belastingscomponent van elektricteit is hier niet laten zien. Echter, de berekening volgt dezelfde logica.
2Wordt toegekend indien voldaan wordt aan energie-efficiëntie eigen (‘Meerjarenafspraak’)

PwC

41

3.3

Impact voorgenomen beleid op belasting
voor elektriciteit

Bij de voorgestelde basisvariant (optie 1) voor de nationale heffing
verdubbelt het ODE-deel in de effectieve belastingdruk op
elektriciteitsverbruik
De degressieve belastingstructuur van de
Opslag duurzame energie (ODE) verandert...

2018

10,46

ODE degressieve belastingstructuur
(Euro ct./kWh)

1,32

Effectieve belastingdruk met en zonder vrijstellingen
(Euro ct./kWh, constante prijzen 2018)
0,105

0,105

0,027
0,078

0,027
0,078

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

0,147

0,147

0,074

0,074

0,072

0,072

0,000

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

0,155

0,155

0,082

0,082

0,072

0,072

0,000

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

2018

EB verlaging

… wat leidt tot een hogere effectieve belastingdruk op elektriciteitsverbruik* in Nederland (Euro ct./kWh)

1,80
0,48

0,02

2021

9,40

3,89

2021

2,60

2,13
0,04

2030

7,10

2030

4,30
2,88

2,36
0,05

Verbruiksschijven
0 - 10 MWh

50 MWh - 10 GWh

Opslag duurzame energie (ODE)

10 - 50 MWh

>10 GWh

Energiebelasting op elektriciteit

Bronnen: PwC Analyse met data van PBL voor ODE belastingtarieven (2019); *Gebaseerd op het standaardprofiel
PwC

0,000
Belastingdruk
met vrijstellingen

Toelichting
• In de basisvariant verdubbelt het aandeel
van de ODE in de effectieve
belastingdruk op elektriciteitsverbruik in
2021.
• Het tarief in de eerste schijf van de
energiebelasting op elektriciteit gaat naar
beneden (verschuiving naar gas). De
impact hiervan is minimaal.
• Een deel van de industrie in Nederland is
echter vrijgesteld van de energiebelasting
op elektriciteit vanwege de vrijstellingen
die gelden voor hun primaire
productieprocessen (zie pagina 39).
• In veel gevallen ligt het tarief voor een
specifiek bedrijf tussen het tarief zonder
vrijstelling en het tarief met vrijstelling in.
Vandaar dat de kostenimpact op de
industrie door veranderingen in ODE
mogelijk beperkt is (afhankelijk van of het
specifieke productieproces is vrijgesteld
of niet).
• Voor een uitgebreid overzicht van de
tarieven over tijd zie appendix A.
43

In optie 4 wordt een klein deel van de ODE overgeheveld naar een
directe belasting op broeikasgassen. De vermindering van de ODE leidt
tot een beperkte wijziging van de effectieve indirecte belastingdruk
De degressieve belastingstructuur van de
Opslag duurzame energie (ODE) verandert...
EB verlaging

ODE degressieve belastingstructuur
(Euro ct./kWh)

1,32

2018

2018

10,46

1,80
0,48

0,02

2021

2021

9,40

3,89
2,60

2,13
0,00

2030

2030

7,10

4,30
2,88

… wat leidt tot een beperkte verhoging van de belastingdruk op elektriciteitsverbruik* in Nederland (Euro
ct./kWh)
Toelichting
Effectieve belastingdruk met en zonder vrijstellingen
(Euro ct./kWh, constante prijzen 2018)
• In optie 2 en 3 is de EB en ODE
aanpassing gelijk aan de aanpassing
in optie 1 (basisvariant), welke op de
0,105
0,105
vorige pagina is beschreven. Voor
0,027
0,027
0,078
0,078
0,000
optie 4 is wel sprake van een
additionele wijziging van de ODE; het
Belastingdruk
Vrijstellingen
Belastingdruk
tarief in de 4e schijf van wordt op nul
zonder vrijstellingen
met vrijstellingen
gezet (naast de verandering in de
basisvariant).
0,105
0,105
0,033
0,033
• De veranderingen in de degressieve
0,072
0,072
belastingstructuur voor ODE (in optie
0,000
4) resulteren in een beperkte stijging
Belastingdruk
Vrijstellingen
Belastingdruk
van de effectieve belastingdruk voor
zonder vrijstellingen
met vrijstellingen
industriële spelers in Nederland.
• De effectieve belastingdruk op
0,109
0,109
elektriciteit verandert niet veel in de
0,036
0,036
periode 2021-2030, aangezien de
0,072
0,072
0,000
veranderingen in ODE en de
Belastingdruk
Vrijstellingen
Belastingdruk
energiebelasting op elektriciteit
zonder vrijstellingen
met vrijstellingen
minimaal zijn.
Opslag duurzame energie (ODE)
• Voor een uitgebreid overzicht van de
Energiebelasting op elektriciteit
tarieven over tijd zie appendix A.

2,36
0,00

Verbruiksschijven
0 - 10 MWh

50 MWh - 10 GWh

10 - 50 MWh

>10 GWh

Bronnen: PwC Analyse met data van PBL voor ODE belastingtarieven (2019); *Gebaseerd op het standaardprofiel
PwC

44

De impact van het voorgenomen beleid op de effectieve belastingdruk
voor elektriciteitsverbruik is beperkt in vergelijking met de
belastingdruk in andere landen
Effectieve belastingdruk voor het gebruik van elektriciteit in € ct./kWh, constante prijzen 2018 (gebaseerd op industrieel standaardprofiel)
Leeswijzer
De verwachting is dat bedrijven in de 6 onderzochte
sectoren in alle landen in werkelijkheid een tarief betalen
dat aan onderkant van de bandbreedte zit
Effectieve belastingdruk zonder vrijstellingen*
0,00

9,50
2,78
2,47

Effectieve belastingdruk met vrijstellingen*

*Om landen met een degressief belastingstelsel (met meerdere 'schijven' met
verbruik waarover verschillende belastingtarieven wordt betaald) te kunnen
vergelijken hanteren we een standaardprofiel om de effectieve belastingdruk
te berekenen. Voor het tarief inclusief vrijstellingen geven wij de maximaal
mogelijke vrijstelling weer. In de praktijk weten wij dat de daadwerkelijke
vrijstellingen per land en per bedrijf verschillen. Daardoor is het niet mogelijk
om voor elk van de onderzochte sectoren afzonderlijk een exact tarief te
geven dat een bedrijf betaalt.

0,73
1,24

0,15

0,16

0,00

0,00

0,11
0,00

0,10
0,00

0,01
0,00

0,00

Optie 1 Optie 1 Optie 4 Optie 4
2021
2030
2021
2030

NL

IT

ZW

0,11
0,00

Voorgenomen beleid
PwC

0,26
VK

0,52
BE

DE

Situatie in 2018 (€ ct./kWh)

0,00
0,00

0,00
0,00

0,00
0,00

JP

VS

VAE

• De figuur beschrijft de effectieve
belastingdruk voor een standaard industrieel
gebruikersprofiel. Er wordt onderscheid
gemaakt tussen de effectieve belastingdruk
mét en zónder vrijstellingen.
• Grote delen van de Europese industrie zijn
(deels) vrijgesteld van belastingen op
elektriciteit. De exacte belastingdruk verschilt
dan ook per sector en per bedrijf. Deze
vrijstellingen worden onder andere gedreven
door het type productieproces en de wijze
van productie (zie pagina 39). In landen met
een relatief hoge belastingdruk zonder
vrijstellingen (met name Duitsland) is typisch
een groot deel van de belasting vrijgesteld.
De effectieve druk ligt in deze landen naar
verwachting aan de onderkant van de
bandbreedte.
• Het voorgenomen beleid zorgt voor een
hoger belastingtarief in Nederland dan de
huidige situatie. Maar in vergelijking met
andere landen lijkt de impact van het nieuwe
beleid beperkt.
• Voor een uitgebreide toelichtingen van de
tarieven per land zie de appendix.
45

3.4

Impact voorgenomen beleid op belasting
voor gas

Bij de voorgestelde basisvariant voor de nationale heffing verdubbelt
het ODE-deel in de effectieve belastingdruk voor gasverbruik
De degressieve belastingstructuur van de
Opslag duurzame energie (ODE) verandert...

2018

29,31

ODE degressieve belastingstructuur
(Euro ct./m3)
2,85
1,06

0,39

Effectieve belastingdruk met en zonder vrijstellingen
(Euro ct./m3, constante prijzen 2018)

2018

EB verhoging

… wat leidt tot een hogere belastingdruk voor gasverbruik* in Nederland (Euro ct./m3)

2021

2021

8,05
2,20

2,43

Verbruiksschijven

2030

2030

8,91
2,43

0,22
1,34

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

3,49

3,49

2,20

2,20

1,29

1,29

0,00

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

3,73

3,73

2,44

2,44

1,29

1,29

0,00

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

0,00
Belastingdruk
met vrijstellingen

2,20

38,13

2,46

1,56

0,22
1,34

0,21

32,13

2,22

1,56

0 - 170.000 m3

1 - 10 Mln. m3

Opslag duurzame energie (ODE)

170.000 - 1 Mln. m3

>10 Mln. m3

Energiebelasting op gas

Toelichting
• De basisvariant zorgt voor een
sterke verhoging van de
effectieve belastingdruk op
gasverbruik. Dit komt de
verhoging van het ODE tarief op
gas, voornamelijk voor
grootverbruikers (derde en
vierde schijf).
• Een deel van de industrie in
Nederland is echter vrijgesteld
van gasbelasting vanwege de
vrijstellingen die gelden voor het
verbruik van gas in hun
productieprocessen. Vandaar dat
de kostenimpact op de industrie
via veranderingen in ODE
mogelijk beperkt is afhankelijk
van het type bedrijf en de
specifieke bedrijfsprocessen.
• Voor een uitgebreid overzicht
van de tarieven over tijd zie
appendix A.

Bronnen: PwC Analyse met data van PBL voor ODE belastingtarieven
(2019); *Gebaseerd op het standaardprofiel
PwC

47

Bij optie 4 van de voorgestelde nationale heffing neemt de
belastingdruk af door verlaging van het ODE-tarief
… wat leidt tot een lagere belastingdruk voor gasverbruik* in Nederland (Euro ct./m3)

EB aanpassing

2018

29,31

ODE degressieve belastingstructuur
(Euro ct./m3)
2,85
1,06

0,39

0,21

Effectieve belastingdruk met en zonder vrijstellingen
(Euro ct./m3, constante prijzen 2018)

2018

De degressieve belastingstructuur van de
Opslag duurzame energie (ODE) verandert...

2021

32,13

2021

8,05
2,22

2030

2030

8,91
2,46

1,56

0,22
1,34

0,22
1,34

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

1,38

1,38

0,09

0,09

1,29

1,29

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

1,39

1,39

0,00
Belastingdruk
met vrijstellingen

0,00

2,20
0,00

38,13

1,56

2,43
0,00

Verbruiksschijven

0,10

0,10

1,29

1,29

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

0 - 170.000 m3

1 - 10 Mln. m3

Opslag duurzame energie (ODE)

170.000 - 1 Mln. m3

>10 Mln. m3

Energiebelasting op gas

Belastingdruk
met vrijstellingen

0,00
Belastingdruk
met vrijstellingen

Toelichting
• In optie 2 en 3 is de EB en ODE
aanpassing gelijk aan de
aanpassing in de optie 1
(basisvariant), welke op de vorige
pagina is beschreven. Voor optie
4 is wel sprake van een
additionele wijziging van de ODE;
het tarief in de 4e schijf van
wordt op nul gezet.
• Een deel van de industrie in
Nederland is vrijgesteld van
gasbelasting vanwege de
vrijstellingen die gelden voor het
verbruik van gas in hun
productieprocessen. Dat is de
reden waarom het voordeel van
een lager belastingtarief op gas
beperkt is voor de industrie.
• Voor een uitgebreid overzicht van
de tarieven over tijd zie appendix
A.

Bronnen: PwC Analyse met data van PBL voor ODE belastingtarieven
(2019); *Gebaseerd op het standaardprofiel
PwC

48

De effectieve belastingdruk op gas in de basisvariant wordt hoger in
vergelijking met de belastingdruk in andere landen
Effectieve belastingdruk voor het gebruik van gas in € ct./m3, constante prijzen 2018 (gebaseerd op industrieel standaardprofiel)
Leeswijzer
De verwachting is dat bedrijven in de 6 onderzochte
sectoren in alle landen in werkelijkheid een tarief betalen
dat aan onderkant van de bandbreedte zit
Effectieve belastingdruk zonder vrijstellingen*
Effectieve belastingdruk met vrijstellingen*
0,00

33,43

In Zweden wordt de relatief hoge belastingdruk
gedreven door een CO2-belasting geheven op
o.a. gasverbruik. Installaties die onder het EU
ETS vallen zijn daarvan echter vrijgesteld. Dat
zijn alle grote installaties in de industrie, m.u.v.
installaties voor WKK (zie volgende pagina).

13,58

*Om landen met een degressief belastingstelsel (met meerdere 'schijven' met
verbruik waarover verschillende belastingtarieven wordt betaald) te kunnen
vergelijken hanteren we een standaardprofiel om de effectieve belastingdruk
te berekenen. Voor het tarief inclusief vrijstellingen geven wij de maximaal
mogelijke vrijstelling weer. In de praktijk weten wij dat de daadwerkelijke
vrijstellingen per land en per bedrijf verschillen. Daardoor is het niet mogelijk
om voor elk van de onderzochte sectoren afzonderlijk een exact tarief te
geven dat een bedrijf betaalt.

3,49

3,74
1,38

1,39

1,56

2,26

2,99

1,13

1,27

0,00
DE

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,83

Optie 1 Optie 1 Optie 4 Optie 4
2021
2030
2021
2030

NL

IT

ZW

VK

BE

0,00

0,00

0,00

Voorgenomen beleid

In Duitsland is de
energiebelasting relatief
hoog, maar een groot
aantal vrijstellingen en
teruggaveregelingen zijn
van toepassing op
industriële gebruikers (zie
volgende pagina).

0,00

0,00
0,00

0,00
0,00

JP

VS

VAE

• De figuur beschrijft de effectieve belastingdruk
voor een standaard industrieel
gebruikersprofiel. Er wordt onderscheid
gemaakt tussen de effectieve belastingdruk
mét en zónder vrijstellingen.
• Grote delen van de Europese industrie zijn
(deels) vrijgesteld van belastingen op gas. De
exacte belastingdruk verschilt dan ook per
sector en per bedrijf. Deze vrijstellingen
worden onder andere gedreven door (zie
pagina 39);
- het type productieproces;
- het doel van gebruik; en
- de wijze van productie.
• Het voorgenomen beleid zorgt voor een hoger
belastingtarief in Nederland dan de huidige
situatie. In optie 1 is de belastingdruk zonder
vrijstellingen relatief hoog ten opzichte van het
buitenland.
• Voor een uitgebreide toelichtingen van de
tarieven per land zie de appendix.

Situatie in 2018 (€ ct./m3)

Bron: PwC Analyse
PwC

49

Zweden en Duitsland kennen relatief hoge effectieve belastingdruk op
gasverbruik, maar zijn in veel gevallen (deels) vrijgesteld

Zweden
Het tarief zonder vrijstellingen is hoger dan in andere landen, maar daarop
gelden kortingen en in veel gevallen volledige uitzonderingen
in Euro ct./m3

33,43

33,43

24,05

24,05

9,38

9,38

0,00

Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

Carbon dioxide tax

Energy tax on gas

• In Zweden wordt de belastingdruk zonder vrijstellingen vooral gedreven door een
gasbelasting die is gedreven door CO2-inhoud (Carbon dioxide tax). Installaties die
onder het EU ETS vallen -dat zijn vrijwel alle grote installaties in de industrie- zijn
echter vrijgesteld van de Zweedse CO2-belasting. De uitzondering daarop is als gas
wordt gebruikt in een WKK, dat is niet vrijgesteld.
• De energiebelasting op gas in Zweden kent een reductie van 70% voor industriële
productie (voor zowel ETS als non-ETS bedrijven). Net als in veel andere landen
zijn fossiele brandstoffen voor metallurgische processen, en voor productie van
belastbare energie producten, volledig uitgezonderd.
• De gemiddelde effectieve belastingdruk voor grote industriële bedrijven in Zweden
ligt naar verwachting dan ook ergens tussen de 0 en 30% van het
energiebelastingtarief (gelet op de 70% reductie voor de industrie).
PwC

Duitsland
In Duitsland is de energiebelasting de enige belasting op gas, deze is voor
specifieke processen vrijgesteld of er is een teruggaveregeling van toepassing
13,58

13,58

in Euro ct./m3

0,00
Belastingdruk
zonder vrijstellingen

Vrijstellingen

Belastingdruk
met vrijstellingen

Energy tax

• In Duitsland geldt een energiebelasting op gas met een relatief hoog uniform tarief.
Er geldt een volledige vrijstelling voor industriële processen zoals elektrolyse,
metaalproductie en –verwerking en chemische reductie.
• Er bestaan tevens diverse teruggaveregelingen. Er bestaat bijvoorbeeld een
volledige teruggave voor zelf geproduceerd gas. Daarnaast bestaat ook een
teruggaveregeling (tot 95% van betaalde belasting) in het geval dat gas wordt
gebruikt voor warmte of als de kosten van belasting relatief hoog zijn ten opzichte
van de pensioencontributie.
• De verwachting is dat veel grote industriële bedrijven in Duitsland deels zijn
vrijgesteld van belastingen, waardoor de gemiddelde effectieve belastingdruk aan
de onderkant van de bandbreedte ligt.
50

4.

Kostenanalyse voor de grote
industriële uitstoters

Om de kosten van de beleidsopties voor de grote uitstoters in Nederland
te kunnen berekenen, hebben wij de volgende opzet van onze analyses
gebruikt
In deze sectie toont een indicatieve analyse van de kosten voor grote
industriële uitstoters. AVI’s en andere bedrijven die mogelijk onder de heffing
vallen zijn hier niet in meegenomen. Voor 1 bedrijf is een gedetailleerde
kosten en winstimpact analyse gedaan (zie hoofdstuk 5).
Ceteris paribus analyse op basis van basisjaar 2018
• Onze analyse is opgezet als een ceteris paribus analyse om de specifieke
impact van een nationale heffing te kunnen tonen. We gebruiken het jaar
2018 als startpunt voor onze analyse. Wij nemen de impact van bestaand
beleid zoals subsidies op emissiereductie niet mee gezien de beschikbare
tijd voor deze studie en methodologische keuze om mitigerende
maatregelen buiten beschouwing te laten (zie rechts). De kosten worden in
kaart gebracht voor 2021-2030. De kostenanalyse wordt gedaan voor 10
van de 12 grootste industriële uitstoters van broeikasgassen in Nederland.
• De data die gebruikt wordt over broeikasgasemissies en gratis
emissierechten binnen het EU ETS en informatie over mogelijke
emissiereductieopties zijn aangeleverd door 10 van de grote 12 uitstoters.
De prijspaden die gemodelleerd worden zijn op basis van ontvangen data
van het PBL.
• Om inzicht te geven in de totale kosten van uitstoot van broeikasgassen
modeleren we voor deze bedrijven ook de kosten van het EU ETS in deze
tijdsperiode. Dit doen we onder dezelfde cetris paribus aanname. Een
daling van het totale aantal vrije rechten in het systeem (om te kunnen
voldoen aan de 'cap') wordt wel meegenomen (gehanteerde aanname -2%
er jaar), om onderschatting van de kosten te voorkomen.
Modellering van de basismodule
• In onze analyse moeten wij aannames doen over de hoeveelheid emissies
die belast worden door de heffing (zie appendix A voor gedetailleerde
uitleg van de methodologie).

PwC

• De doelstelling van 35,7 Mton uitstoot door de industrie in 2030 is leidend voor het beleid. Alle
uitstoot boven deze doelstelling zal vanaf 2021 worden belast. Gebaseerd op huidige uitstoot van
de industrie (2018) is de benodigde uitstootreductie 22 Mton. De verdeling van belaste emissies
over bedrijven wordt gedaan op basis van twee onderdelen: een deel dat gebaseerd is op de
inefficiëntie van het bedrijf (gebaseerd op de EU ETS emissie benchmark van de 10% meest
efficiënte bedrijven) en een deel dat pro-rata wordt toegekend aan bedrijven (dit deel is gebaseerd
op een verdeling over de bedrijven van resterende emissies nadat de inefficiëntie van ieder bedrijf
op de emissiereductiedoelstelling van de industrie in mindering is gebracht).
• De benchmarks voor EU ETS voor 2020 zijn nog niet bekend, hierdoor is nog veel onduidelijk over
de verdeling van de kosten tussen bedrijven. De ‘inefficiënte emissies’ en pro-rata verdeling van
emissiereductie hangen af van de nieuwe benchmarks. Binnen de beschikbare tijd voor deze
studie was het niet mogelijk om een inschatting te maken van de verandering van de benchmarks
in 2020.
• Wij modelleren de impact alsof de nationale heffing op basis van de huidige benchmarks zou
worden ingevoerd (totdat meer bekend wordt is dit de ‘best guess’). Ook doen we een aantal
scenarioanalyses om te kijken hoe de benchmarks verschillende bedrijven kunnen beïnvloeden.
• De huidige EU ETS benchmarkwaarden zijn niet openbaar beschikbaar. Daarom maken we
gebruik van het aantal toegekende vrije rechten. Op basis hiervan maken we een schatting van de
benchmarkwaar-den door te corrigeren voor de Carbon-Leakage-Factor en de ‘Cross-SectoralCorrection-Factor’ (CSCF).
• Mitigerende maatregelen (ingroeipad, terugsluis/subsidie en emissiereductiehandel) zijn niet in
onze berekeningen meegenomen om de noodzaak van deze maatregelen te kunnen illustreren.
Ook zijn deze maatregelen nog niet in dermate detail uitgewerkt dat wij deze kunnen doorrekenen.
Alle economisch rendabele emissiereductieopties worden meegenomen
• Alle economisch rendabele broeikasgasreductie-initiatieven met negatieve abatement kosten zijn
of worden geïmplementeerd in het door het bedrijf gerapporteerde implementatiejaar.
Emissiereductie opties die door ander beleid worden gestimuleerd (normering, subsidies etc.)
worden niet meegenomen.

52

De impact op kosten voor bedrijven van invoering van een nationale
heffing is significant voor elke beleidsoptie
De kosten van opties met een platte heffing kunnen op korte termijn aanzienlijk hoger zijn dan de basisvariant
• De totale kosten voor bedrijven die
voortvloeien uit de beprijzing van
Indicatieve berekening van totale kosten per jaar voor uitstoot van
broeikasgassen nemen, ceteris paribus,
broeikasgassen van 10 van de 12 grote uitstoters (€M)
significant toe over de periode 2020-2030.
+178%
• In het eerste jaar is er een toename in kosten
1.656
van 90%. In 2030 is kostenstijging (ten
1.543
1.473
opzichte van de situatie waarin alleen van EU
ETS kosten sprake is) groter: namelijk ~180%.
• Aangenomen is dat alleen reductieopties met
negatieve kosten per ton gereduceerde CO21.127
1.014
eq. worden geïmplementeerd.
944
• Wij houden geen rekening met mitigerende
maatregelen (ingroeipad, handel en subsidies)
+90%
en eventuele doorgifte van kosten in prijzen
529
482
naar afnemers.
324
295
• Het toevoegen van een platte heffing (optie 2
327
t/m 4) leidt tot additionele kosten voor
155 140
169
bedrijven ten opzichte van de basismodule.
Vooral op de korte termijn zien we grote
verschillen. Het relatief belang van de platte
EU 1 & 3a 2 & 3b 4
EU 1 & 3a 2 & 3b 4
heffing in de totale kosten is hoger in de eerste
ETS
ETS
jaren, gezien het oplopende prijspad van de
Beleidsopties
tonnenheffing over de periode 2020-2030.

2021

2030

1Bedacht moet worden dat een EBITDA van nul niet voldoende is om o.a. vermogens-verstrekkers te vergoeden (rente of een redelijk rendement) en o.a.

De kosten leiden tot een significante impact op de
financiële resultaten van bedrijven (analyse basisvariant)
• Door beperkte beschikbaarheid van gegevens zijn de
impact van de heffing op de operationele kosten, EBITDA
en EBIT alleen weergegeven voor 5 bedrijven uit
verschillende sectoren. Dit is een indicatieve analyse; voor
1 bedrijf is deze analyse in detail uitgewerkt in hoofdstuk 5.
• De basisvariant voor de nationale heffing verhoogt de
operationele kosten voor de onderzochte bedrijven in de
tussen 5% en 16%.
• Er is grote variatie tussen de 5 bedrijven wat betreft de
impact op EBITDA en EBIT.
• In 2030 zijn voor 3 van de 5 bedrijven de kosten van de
basisvariant hoger dan 70% van de historische EBITDA
(gemiddelde 2014-2018)1. De kosten van de heffing in 2030
zijn voor deze 3 bedrijven (fors) hoger dan de historische
EBIT (gemiddelde 2014-2018).
• De impact van de kostenstijging is op korte termijn lager,
aangezien het prijspad oploopt over de jaren, maar toch ook
significant. Zo daalt de EBIT van bedrijven (gemiddelde
over 2014-2018) tussen 7% en 47% in 2021.
• Indien wij naast de kosten van de nationale heffing de
kosten van EU ETS meenemen vergroot dit de impact op
zowel EBITDA als EBIT. Voor 3 van de 5 bedrijven zijn in
onze analyse de kosten nu hoger dan de historische
EBITDA1 in 2030.

vervangingsinvesteringen te kunnen doen. Het punt dat de impact op bedrijven substantieel is ligt dan ook ver boven een EBITDA van nul.
PwC

53

De nationale heffing brengt vooral directe emissiekosten met zich mee,
de kosten van indirecte beprijzing zijn beperkt
De impact van een verandering in de indirecte kosten, zoals de energiebelasting en ODE is relatief klein in alle voorgestelde modules van de nationale
heffing

Totale kosten van een nationale heffing in 2030 opgesplitst in directe en indirecte
kosten per beleidsoptie voor van 10 van de 12 grote uitstoters (M€)
1.127
21
944
21

1.106
922

1.010

Directe kosten

PwC

Beleidsoptie
2 & 3b

Zoals in hoofdstuk 1 is beschreven is een onderdeel van nationale
heffing op emissie van broeikasgassen een verschuiving van de lasten
van het gebruik van fossiele brandstoffen en elektriciteit. Voor
kleinverbruikers (schijf 1) gaat het tarief op gas omhoog, en het tarief op
elektriciteit omlaag. Voor alle elektriciteit- en gasgebruikers gaan de
tarieven omhoog in de periode tot 2030. De tarieven in de hogere
schijven (schijf 3 en 4) stijgen harder dan de tarieven in de lagere
schijven (schijf 1 en 2).

•

Uit de figuur links blijkt dat de resulterende kosten van indirecte
beprijzing relatief klein zijn in vergelijking met de kosten van de directe
heffing voor de onderzochte industriële uitstoters.

•

Uit de analyse blijkt dat een groot deel van het verbruik van zowel
elektriciteit en gas is vrijgesteld van belasting, waardoor de impact van
een verhoging of verlaging van de tarieven van belastingen relatief laag
is.

•

Deze berekeningen zijn op basis van gerapporteerd huidig belastbaar
verbruik van elektriciteit en gas door bedrijven, en op de toekomstige
ODE, EB en tarieven voor de nationale heffing zoals berekend door
PBL.

1.014
3

Indirecte kosten

Beleidsoptie
1 & 3a

•

Beleidsoptie 4

54

De impact van een nationale heffing op een individueel bedrijf is sterk
afhankelijk van de efficiëntielevels van alle bedrijven

Directe kosten van de basisvariant voor 3 voorbeeldbedrijven in
verschillende scenario’s in 2030
Scenario 3

Scenario 1

Afhankelijk van de efficiëntie van alle Nederlandse bedrijven kunnen de
kosten voor een individueel bedrijf sterk verschillen
Scenario 2

Op basis van de huidige efficiëntielevels van
Nederlandse bedrijven is een situatie die lijkt
op scenario 1 of 2 het meest realistisch.

Bedrijf 1

Bedrijf 2

Bedrijf 3

• In deze analyse verandert de hoeveelheid emissies van een voorbeeldbedrijf niet
tussen de scenario's, maar de kosten van de basisvariant variëren aanzienlijk. De
verschillende uitkomsten worden gedreven door verandering in de relatieve efficiëntie
levels ten opzichte van andere bedrijven.
PwC

• Zoals beschreven in hoofdstuk 1 wordt de belaste uitstoot per bedrijf bepaald op basis
van inefficiëntie van bedrijven en de benodigde additionele emissiereductie om het
reductiedoel te halen (‘tonnendoel’).
• In de voorgaande slides is de analyse gebaseerd op de huidige efficiëntielevels op
basis van EU ETS. De EU ETS benchmarks worden volgend jaar opnieuw vastgezet.
Op basis hiervan kan de situatie voor individuele bedrijven veranderen. Hoe dit zal
uitpakken is nog onduidelijk maar om inzicht te geven in de onzekerheid van de
uitkomsten berekenen we de gemiddelde kosten in 3 scenario’s;
• Scenario 1 - Alle bedrijven zijn efficiënt: In dit geval zijn alle bedrijven al op het
efficiëntielevel (op basis van EU ETS benchmarks van de 10% meest efficiënte
bedrijven) en wordt dus de uitstoot boven het ‘het tonnendoel’ van 35,7 Mton pro-rata
verdeeld over alle bedrijven.
• Scenario 2 - Eén bedrijf is inefficiënt, de rest van de bedrijven zijn efficiënt: In
scenario 2 wordt aangenomen dat 20% van de emissies van het weergegeven bedrijf
inefficiënt zijn. Terwijl de rest van de bedrijven allemaal efficiënt zijn. De kosten voor
het inefficiënte bedrijf zijn relatief hoog aangezien het heffing betaalt over het
inefficiënte deel van emissies, én over de relatief grote resterende benodigde
reductie voor het behalen van het ‘tonnendoel’ voor de industrie.
• Scenario 3 - Eén bedrijf is efficiënt, de rest van de bedrijven zijn inefficiënt: In
scenario 3 is het uitgangpunt dat het weergegeven bedrijf bijna volledig efficiënt is
(5% inefficiëntie). De rest van de bedrijven zijn inefficiënt waardoor er geen
additionele pro-rata verdeling plaatsvindt.
55

Op basis van de input van bedrijven en onder de aanname dat EU ETSkosten kunnen worden doorberekend aan consumenten, zijn er
beperkte economisch haalbare emissiereductie technologieën
Analyse van de reductieopties voor de grote industriële uitstoters laat zien dat de mogelijkheden
beperkt zijn, ook indien wordt uitgegaan van volledige doorgifte op EU ETS niveau

Emissiereductie kosten (€/ton CO2 eq.)

Abatement curve op basis van gerapporteerde reductieopties door 10 van de grote 12 uitstoters
250
200
~2,7 Mton

150

~1,3 Mton

100

EU ETS prijs
(2030)

50

46,3

0

EU ETS prijs
(2021)

21,5

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

-50

-100

Jaarlijkse scope 1 emissiereductie (Mton CO2 eq./jaar)

1Disclaimer: Er zijn enkele verschillen in de methodologische aannames achter de berekening van preventiekosten door verschillende bedrijven. Dit zijn

voornamelijk veronderstellingen over de disconteringsvoet, inflatie, kapitaalkosten, verwachte levensduur van het project en de opname of uitsluiting van
transportkosten afhankelijk van de nabijheid van de zee (voor CCS-technologie)
PwC

• Links is een weergave van alle reductieopties zoals
gerapporteerd door de 10 van de 12 bedrijven. De
juistheid van deze informatie hebben we niet kunnen
valideren binnen de beschikbare tijd voor dit onderzoek1.
• De figuur laat zien dat economisch rendabele
emissiereductieopties in onvoldoende mate beschikbaar
lijken voor veel bedrijven om het risico op weglekeffecten
te reduceren. Zelfs als we aannemen dat volledige
doorgifte van EU ETS-kosten in prijzen aan klanten (wat
voor vele bedrijven in de bestudeerde sectoren beperkt
mogelijk is omdat de markt breder kan zijn dan de EU),
zien wij dat de hoeveelheid rendabele emissiereductie
beperkt is.
• Onder de assumptie dat de EU ETS prijs volledig kan
worden doorgegeven is er mogelijkheid om 1,3 Mton
emissies te reduceren in 2021, en 2,7 Mton on 2030.
• Aangezien de extra kosten van de nationale heffing al
helemaal moeilijk doorgegeven kunnen worden (zie PwC
2019), is het niet aannemelijk dat de reductieopties
alsnog rendabel worden na de invoering van een
nationale heffing.
• Kostenreductie van emissiereductie-technologieën
evenals verdere mitigerende maatregelen zijn dan ook
van groot belang om de risico’s op weglek te reduceren.
56

Ook op basis van onderzoek van Navigant kunnen we concluderen dat
er een beperkt aantal emissiereductieopties zijn

Andere studies laten ook zien dat de reductieopties beperkt zijn, ook indien wordt uitgegaan
van volledige doorgifte op EU ETS niveau
Abatement curve van Navigant (2018)

19,4 Mton

~4 Mton
~2 Mton

EU ETS
(2030)
46,3
21,5

EU ETS
(2021)

PwC

• Omdat wij geen tijd hebben binnen dit onderzoek
voor gedetailleerde analyse van de
emissiereductieopties, hebben wij ook naar de
recente studie van Navigant geanalyseerd.
• Er zijn verschillen tussen de abatement curve van
Navigant (2018) en de abatement curve op basis
van gegevens van bedrijven. Dit komt bijvoorbeeld
doordat een aantal door Navigant meegenomen
reductieopties niet door bedrijven zijn genoemd.
• De data van Navigant laten over het algemeen een
positiever beeld zien van de kosten en
reductiepotentie van de beschikbare
emissiereductieopties.
• Onder de assumptie dat de EU ETS prijs volledig
kan worden doorgegeven is er mogelijkheid om
ongeveer 2 Mton emissies te reduceren in 2021,
en ongeveer 4 Mton on 2030.
• Het figuur bevestigt dat er beperkte economisch
rendabele reductieopties zijn, zelfs onder de
assumptie van volledige doorgifte van de EU ETS
prijs.
• Het is belangrijk dat een correcte abatement curve
ten grondslag ligt aan de analyses van PBL met
betrekking het vaststellen van het prijspad.
57

5.

Case study effecten van de
beleidsopties

Wij hebben een case study uitgevoerd naar de impact van de
beleidsopties van een nationale heffing op broeikasgassen op een van de
grote industriële uitstoters in Nederland
Case study om de impact op bedrijven (micro) te begrijpen
• In de discussie over de vormgeving van een nationale heffing worden
onderzoeken uitgevoerd op macro niveau naar de effecten. Het ministerie heeft
aangegeven belang te hebben naar inzicht op micro niveau van de effecten van
de mogelijke vormgeving van de heffing.
• Inzicht is nodig in welke mate een bedrijf geraakt wordt door de verschillende
beleidsopties met betrekking tot de heffing:
• Tot welke kosten leidt dit?
• Welke impact heeft dit op de productie en investeringsbeslissingen van de
onderneming?
• In welke mate worden investeringen in vergroening gestimuleerd door de
heffing?
• De case study is grotendeels gebaseerd op openbare informatie over de markt
en de historische winstgevendheid van het bedrijf. Deze informatie is aangevuld
met gesprekken met management.
Yara als voorbeeld van een grote uitstoter van broeikasgas
• 12 bedrijven in Nederland veroorzaken een groot deel van de totale uitstoot van
broeikasgassen binnen de industrie. Deze bedrijven zijn actief in de
staalindustrie, raffinaderijen en de chemische industrie
• Yara is één van de 12 grote uitstoters van broeikasgas (6% van de uitstoot in
de industrie). Yara is actief in de markt voor kunstmest. Om kunstmest te
maken produceert Yara ammoniak uit gas. Hierbij ontstaat uitstoot van
broeikasgas.
PwC

Toepasbaarheid resultaten voor algemene conclusies
• De resultaten van de case study kunnen niet één op één vertaald worden naar
de andere bedrijven in de industrie. Wel trekken wij belangrijke conclusies op
basis van de case study over de kwetsbaarheid van dit bedrijf. Gezien de
impact van de beleidsopties op dit bedrijf adviseren wij, alvorens beleid te
bepalen, dit ook in detail te onderzoeken voor andere bedrijven zodat een
geïnformeerd besluit kan worden genomen over de nationale heffing.
• Doorrekening van de kosten in deze case study is gedaan zonder rekening te
houden met (toekomstige) mitigerende maatregelen (zoals terugsluis
(subsidies), handelsmogelijkheden of een ingroeipad). Dit hebben wij gedaan
om de noodzaak van mitigerende maatregelen te illustreren. Mitigerende
maatregelen zouden de impact van een nationale heffing kunnen verzachten.
• Het efficiënte-deel van de broeikasgasemissies emissies en het pro-rata deel
van de potentiële heffing zijn onzeker na 2020, als gevolg van veranderende
EU ETS benchmarks voor de berekening in 2020. De analyse in deze studie is
gedaan op basis van de huidige situatie omdat het niet mogelijk is om binnen
de beschikbare tijd voor deze studie een goede inschatting te maken van de
situatie in 2020. Resultaten in 2020 kunnen derhalve afwijken van de resultaten
in deze studie.
Leeswijzer voor de case study
1. Bedrijfsoverzicht: wat produceert Yara en waar komen de emissies bij vrij?
2. Marktdynamiek: is doorgifte van kosten van een nationale heffing mogelijk in
de markt waar Yara actief is?
3. Impact beleidsopties: welke impact hebben de beleidsopties op de financiële
prestaties en productie en investeringsbeslissingen?
59

Bedrijfsoverzicht

Yara’s activiteiten in Nederland (‘Yara Sluiskil’) zijn een onderdeel van
Yara International ASA. Yara Sluiskil verkoopt haar producten
wereldwijd
Yara’s activiteiten in Nederland zijn een klein onderdeel van Yara
International ASA

Vanuit Nederland produceert en verkoopt Yara haar producten wereldwijd

Yara International ASA en Yara Sluiskil B.V. omzet en werknemers, 2018

Yara Sluiskil’s verkoop naar product en geografie op basis van tonnen, 2018

Omzet

5-10%

90-95%

c. USD 13.1bn

Naar geografie

Werknemers
(voltijd)

0-5%

95-100%

EU

Buiten EU

VK

c.17,000
100%

100%

Activiteiten in Nederland (Yara Sluiskil)

Rest van de wereld

Bronnen: Yara Sluiskil – Level playing field assessment (geleverd aan PwC); Jaarverslagen
PwC

60

Bedrijfsoverzicht

Yara Sluiskil’s producten worden verkocht aan een groot aantal
industrieën, waaronder als meststof aan de landbouwsector

Overzicht van Yara Sluiskil’s producten en bijbehorende toepassingen
Product
Nitraat

Ureum

Productgroep

Toepassingsvoorbeelden

Voorbeelden van sectoren waarin
product wordt toegepast

Granulaat

Als meststof

Landbouwsector

UAN

Als meststof

Landbouwsector

Air1

Vermindert vervuilende uitstoot van dieselvoertuigen

Transportsector

NOxCare

Vermindert uitstoot van stikstofoxide

Scheepvaartsector

Ureum
granulaat

Als meststof
Als toepassing voor productie van lijm en bindmiddelen

Landbouwsector
Industrie
Cosmeticasector

Als grondstof voor stikstofhoudende kunstmest
Als basisvloeistof voor een variëteit van chemische producten

Kunstmestsector
Automobielsector
Textielindustrie

Als toevoeging bij de productie van bier, en als droogijs
CO2 levering aan kassen

Drankensector
Medische sector

Watervrije ammoniak
Ammoniak

CO2

20.5%-32%
ammoniakwater
CO2

Bronnen: Bedrijfswebsite
PwC

61

Bedrijfsoverzicht

Ammoniak is de basis voor Yara Sluiskil’s producten. Bij de productie
van ammoniak ontstaan broeikasgassen

Productieschema Yara Sluiskil

Productcategorieën
CO2

Vloeibare CO2
Gasvormige CO2

CO2
Granulaat
Air1
NOxCare

CO2
Lucht
(O2 en N2)

Ureumproductie
Ammoniakproductie

Water
(H2O)

Via
pijpleiding

UAN
Salpeterzuurproductie

Ammoniumnitraatproductie

c.80% als
grondstof

Aardgas
(CH4)
c.20% als energie

c.80% over het water
c.15% over de weg
c.<5% over het spoor

Granulaat

Watervrije
ammoniak
Ammoniakwater

Circa 80% van aardgas wordt als grondstof
gebruikt voor de eindproducten

Bronnen: Bedrijfswebsite; Yara management
PwC

62

Bedrijfsoverzicht

In 2018 ontstonden er c. 3.6m ton broeikasgassen tijdens Yara Sluiskil’s
productieproces, waarvan c. 1.4m ton werd hergebruikt (CCU)

Yara Sluiskil’s emissies per jaar, 2013-2018
In miljoen ton CO2
4.0

3.6

3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5

Vrijgestelde emissies op basis van de
broeikasgasefficiëntie. De efficientiebenchmark is
in 2013 vastgesteld op Europees niveau op basis
van de 10% meest efficiënte installaties met als
regeling dat de benchmark elk jaar met een vast
percentage zal worden verlaagd om bedrijven te
prikkelen broeikasgassen te reduceren

De niet kosteloze
uitstoot wordt over tijd
onder andere groter
door een grotere crosssectoral-corectionfactor (CSCF) om
bedrijven te prikkelen
om broeikasgassen te
reduceren

Vrijgekomen

Hergebruikt

0.0
2013

2014

2015

2016
Niet kosteloze uitstoot

2017

2018

Kosteloze uitstoot

Bronnen: NEa; Yara management
PwC

63

Marktdynamieken

Het is aannemelijk dat Yara Sluiskil niet tot beperkt in staat is om een
nationale heffing door te geven aan klanten aangezien het bedrijf actief
is in een concurrerende en internationale markt
Er is een groot aantal
kopers en verkopers actief

Een groot gedeelte van de
producten is homogeen

Er is vrije toetreding van
bedrijven/capaciteit

Er is perfecte/transparante
kennis van de markt

Yara heeft geen controle
over de prijs

De geografische markt voor
stikstof gebaseerde
kunstmest is door de
Europese Commissie in
eerdere
fusiemeldingsbesluiten
afgebakend als ten minste
de Europese Economische
Ruimte (EER).1

In eerdere
fusiemeldingsbesluiten heeft
de Europese Commissie een
aparte markt afgebakend
voor op stikstof (‘N’)
gebaseerde kunstmest2.

Tussen 2017 en 2021 is de
verwachting dat er US $ 110
miljard wordt geïnvesteerd
om >65 nieuwe productie
faciliteiten te bouwen (IFA,
2017) met name in landen
met lage kosten, zoals
Rusland, landen in het
Midden-Oosten, en de
Verenigde Staten.

De basis voor het
produceren van
stikstofkunstmeststoffen
verloopt volgens het 'HaberBosch'-proces genoemd. Dit
proces is rond het jaar 1900
ontwikkeld en in essentie
weinig veranderd. De
technologie is vrij te koop en
wordt wereldwijd toegepast
door producenten van
stikstofkunstmeststoffen, ook
door Yara Sluiskil.

De verkoopprijs van Yara
Sluiskil’s producten is
gebaseerd op internationale
marktprijzen van Ureum,
Nitraat en Ammoniak, plus
transportkosten.

Het marktaandeel van
Nederlandse spelers
(inclusief Yara Sluiskil) is
beperkt, zoals
beargumenteerd in ons
eerdere rapport “De effecten
van een nationale heffing op
broeikasgas in de industrie.”

Stikstof gebaseerde
meststoffen (welke Yara
maakt) zijn homogeen en
mogelijkheden om te
differentiëren beperkt
(Copenhagen Economics,
2015).

Opmerkingen: 1 Zie bv. Case M.7784 - CF INDUSTRIES HOLDINGS / OCI BUSINESS. 2 Zie Case COMP/M.6695 - AZOTY TARNÓW/ ZAKŁADY AZOTOWE PUŁAWY
Bronnen: Yara Sluiskil – Level playing field assessment (geleverd aan PwC); Copenhagen Economics (2015); SEB (2016)
PwC

Bijvoorbeeld, de prijs van
Ureum wordt gebaseerd op
de koers van de Ureum,
zwarte zee, bulk, spot ‘freeon-board’ koersprijs.
Omdat gasprijzen een groot
onderdeel zijn van de
productiekosten kunnen
lokale gasprijzen een
merkbare invloed hebben op
de competitiviteit van de
productiekosten van Ureum
en Ammoniak
64

Impact beleidsopties

Om de impact van de beleidsopties door te kunnen rekenen hebben wij
de volgende opzet van onze analyses gebruikt

Ceteris paribus analyse op basis van historisch gemiddelde

emissiereductie die nog nodig is om de doelstelling te halen de situatie in 2020
te modelleren. Binnen de beschikbare tijd voor deze studie was het niet
mogelijk om een inschatting te maken van de verandering van de benchmarks.

Onze analyse is opgezet als een ceteris paribus analyse om de specifieke impact
van een nationale heffing te kunnen tonen. Indien marktdynamieken naar de
toekomst toe worden gemodelleerd kan de impact van de heffing moeilijk
• Wij modelleren de impact alsof de nationale heffing op basis van de huidige
geïsoleerd worden. Om wel tot robuuste resultaten te komen hanteren wij een
benchmarks zou worden ingevoerd. Wij hanteren dan ook het huidige efficiëntie
historisch gemiddelde van de prestaties van het bedrijf (10 jaar gemiddelde en
niveau van Yara ten opzichte van de huidige benchmark voor de bepaling van
een 3 jaar gemiddelde) als startpunt voor onze analyse en passen wij de invoering
de inefficiëntie van Yara. Het pro-rata gedeelte hebben wij ingeschat op basis
van de nationale heffing hierop toe. De periode van de afgelopen 10 jaar (periode
van informatie over de efficiency van de 8 van de 12 bedrijven met een grote
2009-2018) bevat zowel jaren met groei als jaren met een afname van de
uitstoot, waarbij wij hebben aangenomen dat deze representatief zijn voor de
marktvraag (downturns en supercylces).
rest van de industrie (best mogelijke schatting). In de Appendix lichten wij de
bepaling van de pro-rata verdeling verder toe.
De hoeveelheid van Yara’s bedrijfsspecifieke inefficiënte emissies is gebaseerd op
Yara’s gemiddelde totale uitstoot over de afgelopen zes jaar (periode 2013-2018);
de beste weergave is van de gemiddelde emissie gegeven turnaround cycli.
Modellering van de tonnenheffing
• In onze analyse moeten wij aannames doen over hoeveelheid emissies die
belast worden door de tonnenheffing. Het reductiedoel voor Nederland in 2030
wordt verminderd met de hoeveelheid ‘inefficiënte emissies’ van bedrijven
(performance ten opzichte van de EU ETS benchmark van de 10% meest
efficiënte bedrijven). De overgebleven hoeveelheid emissiereductie die de door
de industrie moet worden bereikt om het emissiereductiedoel in 2030 te
bereiken wordt pro rata (op basis van emissies van de bedrijven) verdeeld over
de industrie.
• De benchmarks voor EU ETS voor 2020 zijn nog niet bekend. Hierdoor is het
niet mogelijk om de ‘inefficiënte emissies’ pro-rata verdeling van
PwC

• Aangezien het ingroeipad evenals de emissiereductiehandel niet in detail zijn
uitgewerkt kunnen wij deze niet in ons model opnemen. Bedrijven worden per
direct belast voor alle emissies boven het doel vastgesteld voor 2030. Ook is er
geen emissiereductiehandel verondersteld.
Overig:
• Gezien het beschreven internationale en competitieve karakter van de
kunstmestindustrie is het aannemelijk dat doorgifte van een nationale heffing
beperkt is. Er wordt dan ook geen doorgifte gemodelleerd.
• De impact van veranderingen in de ODE en EB zijn niet expliciet meegenomen
in de impactanalyse omdat een groot deel van Yara Sluiskil’s gas- en
energieverbruik is vrijgesteld van belasting.
• Alle economisch rendabele broeikasgasreductie-initiatieven zijn of worden
geïmplementeerd. Ook is er geen terugsluis verondersteld.

65

Impact beleidsopties

Yara Sluiskil beoordeelt de voortzetting van de huidige productie met
name o.b.v. de contributiemarge; nieuwe investeringen worden
beoordeeld o.b.v. de interne-opbrengstvoet
Beoordeling voortzetting huidige productie

Beoordeling nieuwe investeringen

Contributiemarge (CM) = Prijs per product – Variabele kosten per product

Interne-opbrengstvoet > gewogen gemiddelde kosten van kapitaal

De contributiemarge is de verkoopprijs minus de variabele kosten per product.
Variabele kosten zijn kosten waarvan de hoogte afhangt van de
productieomvang. Voorbeelden van variabele kosten zijn grondstofkosten zoals
aardgas.

De interne-opbrengstvoet is de opbrengstvoet (ook disconteringsvoet of
rekenrente genoemd) waarbij de netto contante waarde van het geheel van
kosten en baten nul is. De netto contante waarde is de waarde van de geschatte
toekomstige inkomsten tijdens de levensduur van de investering. De geschatte
toekomstige inkomsten worden gecorrigeerd voor het geschatte risico van de
investeringsmogelijkheid en de tijdswaarde van geld (dit is de waarde van geld
rekening houdend met een verondersteld renteniveau).

Binnen een bepaalde bandbreedte, wordt productie voortgezet als een positieve
contributiemarge wordt behaald. Produceren met een negatieve productiemarge
is financieel onlogisch. Immers, hoe meer producten worden geproduceerd, hoe
meer verlies er wordt gemaakt. Omdat de constante kosten op korte termijn
moeilijk beïnvloedbaar zijn wordt de contributiemarge gebruikt om te beoordelen
of huidige productie moet worden voortgezet vanuit een financieel oogpunt op de
korte termijn.
De contributiemarge houdt geen rekening met het betalen van vaste kosten (i.e.
kosten waarvan de hoogte niet afhangt van de productieomvang) en het
genereren van winst. Voorbeelden van vaste kosten zijn werknemerssalarissen.
Bij het produceren met een lage contributiemarge ontstaat een moment waarop
de keuze moet worden gemaakt of doorgaan zinvol is gezien de cash flows die
gerealiseerd worden. Het bedrijf gaat proberen vaste kosten te minimaliseren
zoals het afbouwen van vaste contracten van werknemers.
Bronnen: PwC; Yara management
PwC

De interne-opbrengstvoet wordt gebruikt als richtlijn om te evalueren of een
project of investering wordt voortgezet, naast andere bedrijfsspecifieke, landspecifieke factoren en/of strategische overwegingen. Als de interneopbrengstvoet van een project of een investering groter is dan het vereiste
minimumrendement, meestal de kapitaalkosten, dan is het vanuit financieel
oogpunt logisch om het project of investering voor te zetten / te starten.
Kapitaalsrestricties kunnen het noodzakelijk maken voor ondernemingen om
keuzes te maken tussen investeringen. Investeringen worden afgewogen ten
opzichte van elkaar om middelen aan investeringen met het hoogste verwachte
rendement toe te wijzen. Bij internationale ondernemingen concurreren
investeringen in verschillende landen dan ook met elkaar.
66

Impact beleidsopties

De introductie van een nationale heffing leidt tot een kostenstijging
voor Yara Sluiskil in een markt waarbij de positie van Europese spelers
al onder druk staat door hoge kosten voor gas en EU ETS kosten
Verwachte stijging EU ETS prijzen
46
43
39

+7.7%

36
33

31
28
25
20

21

22

22

Resultaten staan onder druk in de Europese kunstmestmarkt
De kunstmestindustrie is een volume-business waarbij prijzen op de wereldmarkt worden bepaald
aan de hand van kosten voor grondstoffen. De kosten voor de inkoop van gas zijn meer dan de
helft van de totale operationele kosten. Door hoge gasprijzen in Europa in vergelijking met andere
continenten (bijvoorbeeld VS kent lage gasprijzen door schaliegas-revolutie), staan de financiële
resultaten van Europese kunstmestfabrikanten sinds enkele jaren onder druk. Hierdoor hebben
recente investeringen veelal buiten Europa plaatsgevonden en zijn productiefaciliteiten in Europa
gesloten.
Additionele operationele kosten door EU ETS hervorming (P en Q effect)
Naar verwachting stijgen de emissiekosten van EU ETS, zowel door de stijging van de prijs
(verwachting €46,30 in 2030) als de hoeveelheid uitstoot waarover moet worden betaald (door
onder meer aanscherping van de benchmark op basis waarvan de vrije allocatie van rechten
wordt bepaald). In deze analyse nemen wij alleen de verwachte prijsverhoging (o.b.v. PBL
schatting) mee. De kunstmestmarkt is een wereldmarkt waardoor het aannemelijk is dat doorgifte
van kosten voortkomend uit EU ETS beperkt is. Deze toenemende kosten van EU ETS leiden dan
tot een verdere druk op de financiële resultaten.
Nationale heffing zorgt voor een verdere toename van de operationele kosten

20192020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Een nationale heffing op uitstoot van broeikasgas leidt tot verdere additionele kosten voor het
bedrijf, waarbij het aannemelijk is dat de doorgiftemogelijkheid nog beperkter is dan voor de
kosten resulterend door EU ETS.

Bronnen: PBL (2019)
PwC

67

Impact beleidsopties

Een nationale heffing verslechtert de financiële resultaten al op korte
termijn. Het is aannemelijk dat Yara Sluiskil de huidige productie
continueert op korte termijn, aangezien een positieve contributiemarge
kan worden gerealiseerd, maar …
Contributiemarge, 2019 versus 2030
Geïndexeerd
(12%)

(35%)

(40%)

O.b.v. een 10 jaar
gemiddelde CM

(35%)

(40%)

(37%)

100%
50%
0%

2019
Basis

2030
Alleen Optie 1 Optie 2 Optie 3a Optie 3b Optie 4
EU ETS

Contributiemarge, 10-jaars gemiddeld versus 3-jaars gemiddeld
Geïndexeerd
(14%)

100%
50%
0%

2019
Basis - (10-jaars)

2019
Basis - (3-jaars)

Een additionele nationale heffing zou, ceteris paribus en uitgaande van een 10
jaar gemiddelde, een significante negatieve impact hebben op Yara’s
contributiemarge. Aangezien de contributiemarge positief is bij invoering van de
nationale beleidsopties lijkt Yara Sluiskil haar productie op korte termijn te
kunnen continueren. Een positieve contributiemarge zorgt ervoor dat Yara
Sluiskil (voor een deel) de vaste kosten kan dekken.
Het is de vraag of de gerealiseerde contributiemarge hoog genoeg is om de
vaste kosten te kunnen dekken. Indien dit niet het geval is ontstaat een moment
waarop de keuze moet worden gemaakt of doorgaan zinvol is gezien de cash
flows die gerealiseerd worden. Het bedrijf kan proberen de vaste kosten te
minimaliseren door bijvoorbeeld het afbouwen van vaste contracten van
werknemers. In de overweging om door te gaan worden ook eventuele andere
(strategische) factoren meegenomen.
Uitgaande van een analyse die gebaseerd is op een 3 jaar gemiddelde in plaats
van een 10 jaar gemiddelde verslechtert de contributiemarge in absolute zin nog
met 14% extra en daarmee leiden ook de verschillende beleidsopties van de
heffing tot een lagere absolute contributiemarge. Management geeft aan dat
gegeven de gasprijsontwikkelingen in de laatste 3 jaar zij dit uitgangspunt als
realistischer achten. Details over het 3 jaar gemiddelde zijn te vinden in de
Appendix. Bij de berekening van deze uitkomsten is geen rekening gehouden
met (toekomstige) mitigerende maatregelen.

Bronnen: PwC analysis; Bedrijfsfinanciën; PBL; Yara management
PwC

68

Impact beleidsopties

…op lange termijn is het niet aannemelijk dat Yara Sluiskil, ceteris
paribus, stand alone, in staat is te blijven investeren in Nederland
Verhouding EBITDA tot benodigde
vervangingsinvesteringen en kosten vreemd vermogen
Op basis van optie 1 en 3a

Cash genererend vermogen aangetast

O.b.v. een 10 jaar
gemiddelde EBITDA

EBITDA
(2030)1

Vervangings- Rente kosten1
investeringen1

Aflossingen
vreemd
vermogen1

Maximale interne-opbrengstvoet per optie2

Geen
EU ETS

(1%)

(3%)

Alleen
EU ETS

Optie 1

(3%)

Optie 2

Optie 3a Optie 3b

(3%)

Optie 4

Op basis van het 10-jaars gemiddelde (waarbij de winstpositie van Yara in de eerdere
jaren significant beter was dan de huidige positie) is de EBITDA (proxy voor het cashgenerend vermogen van de onderneming) van Yara voldoende om de noodzakelijke
investeringen te dekken maar niet om een rendement aan aandeelhouders te
verschaffen. Door de oplopende EU ETS kosten en de impact van een mogelijke
nationale heffing verslechtert de EBITDA. Op basis van een 10 jaar gemiddelde
EBITDA onder optie 1, zal deze op termijn nauwelijks genoeg zijn om het historische
niveau van jaarlijks benodigde vervangingsinvesteringen te dekken. Dit laat geen
ruimte over voor het verstrekken van een vergoeding aan vreemd- en eigenvermogen verschaffers. Een dergelijk beeld is onder andere opties (behalve optie 3a)
of op basis van een 3 jaar gemiddelde EBITDA enkel negatiever3.
Op iets langere termijn is Yara nauwelijks meer in staat haar vervangingsinvesteringen, op basis van haar geschatte toekomstige EBITDA, te kunnen
financieren. Hierdoor is het niet aannemelijk dat Yara, standalone (in afwezigheid van
steun van de moeder), in staat is te blijven investeren in Nederland. Hierbij houden
wij geen rekening met mogelijke andere (strategische) overwegingen en
veranderende marktomstandigheden die tot andere beslissingen zouden kunnen
leiden. Het invoeren van een nationale heffing met een dergelijke negatieve impact
op resultaten roept vragen op over de stabiliteit van het vestigingsklimaat. Ook hier
merken wij op dat de uitkomsten van deze analyse geen rekening houden met
mitigerende maatregelen.

Opmerking: (1) De aflossingen van vreemd vermogen en rente kosten zijn zeer afhankelijk van de manier waarop de onderneming wordt gefinancierd. Voor de berekening van de aflossingen vreemd vermogen zijn wij uitgegaan van een gemiddelde
terugbetaal-tijd van 15 jaar berekend over de gemiddelde lange termijn schuld berekend over de periode (2008-2017). EBITDA is gebaseerd op publieke informatie en PwC analyse, vervangingsinvesteringen op management informatie, rente kosten
en aflossingen vreemd vermogen op publieke informatie en PwC analyse. (2) Voor de berekening van de netto contante waarde gaan wij uit van de huidige “vervangingswaarde” van de huidige faciliteiten. Daarnaast veronderstellen wij een groei van
1.5% per jaar in de berekening van onze “terminal value” (3) Het doorrekenen van een aantal sensitiviteiten (zoals doorgifte van een deel van de EU ETS kosten in de prijs) onderschrijven de resultaten van onze analyse.
Bronnen: PwC analysis; Company financials; PBL; Yara management
PwC

69

Impact beleidsopties

Optie 1 heeft reeds een significante negatieve impact op het cash
genererend vermogen van Yara. Deze impact is voor de andere opties
enkel negatiever
Grafieken o.b.v. een 10
jaar gemiddelde EBITDA
Verhouding EBITDA tot benodigde
vervangingsinvesteringen en kosten vreemd vermogen
2

1

• Als gevolg van de impact van de verschillende opties van de
nationale heffing, is het startpunt van de EBITDA per grafiek
verschillend

3a

EBITDA (2030)
2

3b

Vervangingsinvesteringen

Rente kosten1

Aflossingen
vreemd
vermogen1

EBITDA (2030)

Vervangingsinvesteringen

Rente kosten1

Aflossingen
vreemd
vermogen1

EBITDA (2030)

Vervangingsinvesteringen

Rente kosten1

Aflossingen
vreemd vermogen1

4

Opmerkingen

• Optie 1 en 3a geven enkel dezelfde uitkomsten wanneer de
verwachte ETS prijzen gelijk zijn aan de daadwerkelijke ETS
prijzen
• Opties met een platte heffing (heffing over alle uitstoot)
belasten ook de CO2 welke wordt hergebruikt (CCU) door Yara
en andere partijen
• De gehanteerde bedragen voor vervangingsinvesteringen,
rente kosten en aflossingen vreemd vermogen zijn indicatieve
berekeningen. Het vast stellen van deze exacte bedragen is
onderhevig aan een aantal onzekere factoren en valt niet
binnen de scope van dit onderzoek

x y z

Optie nationale heffing

Opmerking: (1) De aflossingen van vreemd vermogen en rente kosten zijn zeer afhankelijk van de manier waarop de onderneming wordt gefinancierd. Voor de berekening van de aflossingen vreemd vermogen zijn wij uitgegaan van een gemiddelde
terugbetaal-tijd van 15 jaar berekend over de gemiddelde lange termijn schuld berekend over de periode (2008-2017). EBITDA is gebaseerd op publieke informatie en PwC analyse, vervangingsinvesteringen op management informatie, rente kosten
en aflossingen vreemd vermogen op publieke informatie en PwC analyse. (2) Het doorrekenen van een aantal sensitiviteiten (zoals doorgifte van een deel van de EU ETS kosten in de prijs) onderschrijven de resultaten van onze analyse.
Bronnen: PwC analysis; Company financials; PBL; Yara management
PwC

70

Impact beleidsopties

Yara Sluiskil heeft het grootste deel economisch rendabele
broeikasgasreductie-opties reeds gerealiseerd of gepland

Yara Sluiskil’s emissie van netto CO2-eq. is afgenomen met
c.55% terwijl de productie is toegenomen met c.63%
Mton
Productie

6

Bruto CO2-eq.

Netto CO2-eq. emissie

5

∆1990-2018

c.63%

4
3

c.(55%)

2
1
0

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2018

Binnen het huidige proces van ammoniak en kunstmestproductie op basis van
aardgas heeft Yara Sluiskil vrijwel alle mogelijke broeikasgasreductie-opties
gerealiseerd of gepland. De broeikasgasefficiëntie van de installaties benadert
daarom inmiddels het theoretisch maximum. Op basis van de EU ETS
benchmark valt Yara dan ook binnen de meest efficiënte bedrijven van de
vergelijkingsgroep. Ook wereldwijde benchmarks onderschrijven dat Yara zeer
efficiënt produceert.
Yara Sluiskil staat op het punt de twee laatste opties te realiseren. De timing van
de invoering van deze opties wordt bepaald door benodigde verdere
technologische ontwikkeling en timing van onderhoud van de installaties.
Omdat de procesuitstoot nauwelijks verder gereduceerd kan worden is een
verdere significante reductie van emissies enkel mogelijk door het overstappen
op een andere grondstof dan aardgas.
Naast de afname van de bruto emissies zijn ook de netto emissies van Yara over
de tijd significant afgenomen door de toepassing van CCU. Dit betreft onder
andere het gebruik van CO2 voor de productie van Ureum, verkoop van
vloeibaar CO2 aan bier- en frisdrankfabrikanten en levering van CO2 aan de
glastuinbouw. Deze initiatieven hebben echter geen impact op de bruto emissies,
welke de grondslag vormen voor zowel EU ETS als de voorgenomen nationale
heffing, maar zijn wel onmisbaar voor de productie (van o.a. Ureum).

Bronnen: Yara Sluiskil – Level playing field assessment (geleverd aan PwC)
PwC

71

Impact beleidsopties

Na invoering van een nationale heffing, en aannemende dat Yara
productie continueert, is het aannemelijk dat Yara de economische
schade voortvloeiende uit de heffing probeert te beperken. Echter,
technische en economisch haalbare opties zijn zeer beperkt
Groene waterstof en CCS zijn toekomstige vergroeningsopties. Op dit moment zijn deze niet financieel rendabel
•

De geschatte abatementkosten voor CCS c. 20-90 EUR per ton CO2. De
kosten kunnen nader worden bepaald wanneer er meer informatie
beschikbaar is, zoals de kosten van het gebruik van CCS infrastructuur

•

De geschatte abatementkosten voor groene waterstof zijn c.180-750 EUR
per ton CO2. De kosten kunnen nader worden bepaald wanneer er meer
informatie beschikbaar is, zoals de kosten van energie- en gasverbruik

•

Yara Sluiskil is afhankelijk van een leiding die het mogelijk maakt om CCS
toe te passen, zoals het Porthos project

•

•

Yara heeft de kennis in huis: in 1991 maakte Yara in Noorwegen gebruik van
groene waterstof. Yara schat dat implementatie niet voor 2030 (technisch)
haalbaar is in Nederland op industriële schaal

Het implementeren van reductie-initiatieven is mede afhankelijk van
geplande momenten van groot onderhoud aan de fabrieken, dat 1 keer in de
3-6 jaar plaatsvindt

Import van ammoniak is niet aannemelijk
Er is sprake van restricties op transport via het water gezien een convenant met de overheid. De wereldhandel in ammoniak is daarnaast beperkt. Partijen produceren
met name voor eigen gebruik waardoor het niet aannemelijk is dat de volumes die Yara produceert beschikbaar zijn. Tevens is het vanuit bedrijfseconomisch oogpunt
de vraag of het importeren van ammoniak rendabeler is, aangezien geen gebruik meer wordt gemaakt van een niet afgeschreven fabriek (meest energy efficiënte
productie plant ter wereld). Yara heeft haar eigen ammoniak productie daarnaast nodig omdat de CO 2 die hierbij vrijkomt wordt ingezet voor de productie van Ureum.
Hierdoor vinden wij het aannemelijk dat ammoniak import niet significant kan bijdragen aan het verminderen van emissies in Nederland.
Bronnen: Yara management, Navigant (2019)
PwC

72

Impact beleidsopties

Het netto effect voor Yara Sluiskil is een afdracht aan belastingen wat
leidt tot een situatie waarbij men niet kan voldoen aan normaal te
achten rendementen voor aandeelhouders
•

Uit deze case studie blijkt dat het zeer de vraag is of een nationale broeikasgasheffing, zonder mitigerende maatregelen, voor het onderzochte bedrijf tot
investeringen in verdere emissiereductie leidt. Yara Sluiskil heeft het grootste deel economisch rendabele broeikasgasreductie-opties reeds gerealiseerd of gepland.
Yara Sluiskil heeft het grootste deel van de economisch rendabele broeikasgasreductie-opties reeds gerealiseerd of gepland. Op basis van de huidige situatie is het
niet aannemelijk dat er andere rendabele en haalbare broeikasgasreductie-opties beschikbaar zijn met merkbare impact. Na invoering van een nationale heffing, en
aannemende dat Yara productie continueert, is het aannemelijk dat Yara de economische schade voortvloeiende uit de heffing op korte termijn probeert te
beperken, onder meer door emissiereductieopties te overwegen die op zichzelf onrendabel zijn. Dit zijn naar verwachting opties met een beperkte impact.
Grootschalige lange termijn investeringen in emissiereductie verwachten wij niet omdat dan naar de lange termijn rentabiliteit wordt gekeken (is Yara Sluiskil in staat
op lange termijn tegen een redelijk rendement te produceren?). Deze lange termijn opties moeten ook te financieren zijn (vreemd vermogen verschaffers of
toewijzing van kapitaal vanuit de groep). Bij een toekomstig geschatte (lage) EBITDA is het de vraag of dit op het termijn het geval is.

•

In ons rapport ‘De effecten van een nationale heffing op broeikasgas in de industrie’ hebben we op basis van een kwalitatieve analyse geconcludeerd dat de andere
“Big 12” ook in sectoren actief zijn waar het doorbelasten van een nationale heffing aan klanten waarschijnlijk niet tot beperkt mogelijk zal zijn, alhoewel de mate zal
verschillen per sector, en dat heffingen kunnen leiden tot investeringen in het buitenland en lagere productie in Nederland

•

Alvorens beleid te bepalen raden wij aan om net als voor Yara Sluiskil ook voor de andere “Big 12” in detail te onderzoeken wat nationale heffingen voor effect
zullen hebben op productie- en investeringsbeslissingen. Ook raden wij aan, wederom alvorens beleid te bepalen, om gedetailleerd de financiële kosten van
beschikbare broeikasgas reducerende maatregelen vast te stellen en in kaart te brengen wat het “cluster-effect” is van overwogen broeikasgasheffingen

PwC

73

Impact beleidsopties

In theorie kunnen mitigerende maatregelen het risico op weglek helpen
verminderen (1/2). Netto subsidies kunnen het risico op weglek
verlagen maar op dit moment kan onzekerheid over subsidies
investeringsbeslissingen negatief beïnvloeden
Mitigerende maatregelen. De voorgestelde maatregelen zijn nog niet in detail uitgewerkt.
Mitigerende maatregel

Beschrijving

Er worden nu twee maatregelen
overwogen, of een combinatie hiervan:

Terugsluis

Ingroeipad
(volume)

Handelsmogelijkhe
den
PwC

Reflectie
• Wij begrijpen dat de overwogen terugsluisopties betekenen dat het bedrijf netto subsidies ontvangt.
Zonder een subsidie element kan terugsluizen geen effect hebben. Immers kan het eerst innen en
vervolgens teruggeven van de heffing de onrendabele top als zodanig niet verminderen.

“Generieke terugsluis “- De
• Subsidies die de onrendabele top verminderen, kunnen wel de kans op weglek verminderen. Dit
onderneming betaalt belasting.
betekent immers dat de kosten van verduurzaming niet alleen gedragen worden door het bedrijf in
In de vorm van een subsidie via bestaande
kwestie. De subsidies bestaan uit twee typen: subsidies voor infrastructuur (bijv. voor transport en
subsidiekanalen (bijvoorbeeld de DEI+ en
opslaginfrastructuur voor CCS) en subsidies voor een bedrijf voor emissiereductie (bijvoorbeeld voor
de SDE++), of via een nieuw te ontwerpen
afvang van de emissies in het geval van CCS). Met onrendabele top bedoelen wij of het bedrijf met
subsidieregeling kan de onderneming een
de investering nog rendabel kan produceren in een internationaal concurrerende markt, gezien de
subsidie winnen ter ondersteuning van de
beperkte mogelijkheid tot doorgifte.
investering in een
emissiereductietechnologie.
• Het effect (stimuleren van investeringsbeslissingen t.b.v. emissiereductie) van deze mitigerende
maatregel (zowel generieke als bedrijfsspecifieke terugsluis) treedt alleen op als voldoende
“Bedrijfsspecifieke terugsluis” De door
zekerheid is over de mate van subsidiering, de timing en de vormgeving van de subsidie. Ook moet
een bedrijf betaalde belasting wordt
er voldoende vertrouwen zijn dat de infrastructuur tijdig beschikbaar is. Als dit niet het geval is blijft
‘gefenced’ en kan (deels) worden
het bedrijf immers kosten voortvloeiend uit de nationale heffing en EU ETS houden.
teruggegeven als het bedrijf de
emissiereductie realiseert. Daarnaast kan • Verdere verduidelijking van de subsidies, evenals afspraken over voor het bedrijf niet beïnvloedbare
het bedrijf (SDE++) subsidie winnen. Het
risico’s (zoals tijdige beschikbaarheid van infrastructuur) zijn nodig om onzekerheid weg te nemen.
bedrijf krijgt de betaalde belasting terug
Tevens is (vertrouwen in) politieke commitment voor de afspraken cruciaal om bedrijven voldoende
indien het bedrijf haar emissies heeft
vertrouwen te kunnen geven in de haalbaarheid van hun investeringsbesluiten.
gereduceerd.
74

Impact beleidsopties

Het subsidieren van CCS kan het bedrijf helpen om te besluiten te
investeren in deze technologie en de kosten van de heffing te mitigeren
indien voldoende zekerheid bestaat en de investering wordt verkozen
boven andere (internationale) investeringen
Wij zijn gevraagd om te analyseren
wat het effect van een terugsluis
zou zijn waarbij CCS (netto) wordt
gesubsidieerd

Uitgangspunten CCS subsidies (door
het ministerie van EZK aangedragen):
• Infrastructuur voor CCS opslag en
transport wordt door de overheid
gesubsidieerd en is per 2025
beschikbaar voor gebruik.

• De afvang van CO2 kan worden
gesubsidieerd via een SDE++
subsidie. De kosten exclusief de
verwachte EU ETS prijs in 2030
(€46,30) worden gesubsidieerd. De
subsidieaanvraag van het bedrijf
concurreert met de aanvragen en
technologieën van anderen.
• Er wordt voldoende capaciteit
beschikbaar gesteld voor de gehele
industrie.
PwC

Reflectie impact op Yara

Conclusies

• In beide vormen van ‘terugsluis’ is sprake van een • Onder deze aannames ontstaat een prikkel om gebruik te maken
van CCS voor de gehele belaste hoeveelheid emissies onder de
cash-out tot Yara haar emissies waarover de
nationale heffing zolang de nationale heffing hoger is dan de ETS
belasting wordt geheven heeft gereduceerd.
prijs. Onder de aangedragen aannames is dit het geval.
• Het verkrijgen van een SDE++ subsidie voor CCS
is een cruciale factor in het kunnen realiseren van • De prikkel ontstaat al bij de basisvariant. De opties met de platte
heffingen voegen hier geen extra prikkel aan toe. Deze leiden alleen
emissiereductie. Yara heeft immers geen
tot een kostenstijging voor het bedrijf.
mogelijkheid om de kosten door te geven,
waardoor een investering in CCS ten koste van
• Het is echter niet zeker dat het bedrijf bij de beschreven prikkel ook
haar resultaat gaat. Of Yara daadwerkelijk de
gaat investeren. Het bedrijf moet een investeringsbesluit nemen of
SDE++ subsidie gaat krijgen is onzeker. Binnen de zij in CCS gaan investeren (zij betaalt immers een deel zelf). Om het
SDE++ subsidie concurreren aanvragen immers
investeringsbesluit te kunnen nemen is ten eerste het winnen van de
om subsidie.
subsidie en de timing van het winnen van de subsidie cruciaal. Het
• Een bedrijfsspecifieke terugsluis lijkt aantrekkelijker project moet namelijk worden ontwikkelt, ingepast in de turnarounds
en worden gebouwd. Ten tweede moet het bedrijf vertrouwen
voor het bedrijf dan een generieke terugsluis
hebben dat de infrastructuur tijdig is gerealiseerd door de overheid.
omdat de belasting wordt teruggegeven naast de
subsidie die men ontvangt. De cash-out blijft echter Ten derde moet binnen de groep het investeringsbesluit in NL in
CCS worden verkozen boven het investeren in andere landen,
wel (tijdelijk) bestaan. Daarnaast leidt onzekerheid
aangezien het beschikbare kapitaal beperkt is. Daarbij speelt mee
over het verkrijgen van een SDE++ subsidie - en
dat CCS maar een tijdelijke oplossing is. Na een aantal jaar moet
daarmee het kunnen investeren in CCS - ook tot
het bedrijf in andere emissie reducerende technologieën investeren
onzekerheid over de belastingteruggaaf. Deze
om haar emissies structureel te verlagen.
wordt namelijk alleen ontvangen indien Yara haar
emissies reduceert.

75

Impact beleidsopties

In theorie kunnen mitigerende maatregelen het risico op weglek helpen
verminderen, maar in de praktijk brengen de maatregelen nog
onzekerheid met zich mee die de effectiviteit kan beperken (2/2)
Mitigerende maatregelen. De voorgestelde maatregelen zijn nog niet in detail uitgewerkt door de overheid.
Mitigerende maatregel

Terugsluis

Ingroeipad
(volume)

Handelsmogelijkhe
den
PwC

Beschrijving

Ingroeipad. De belasting kan zo
worden vormgegeven dat in de
eerste jaren een beperkte
hoeveelheid emissies worden
belast. Over de jaren neemt het
aantal belaste emissies toe
(maximaal tot de hoeveelheid
‘inefficiënte’ emissies en het prorata deel dat is toegekend aan
het bedrijf)
Handelssysteem. De overheid
biedt de mogelijkheid om de
heffing voor een bedrijf te
reduceren door de
emissiereductie bij een ander
bedrijf te laten plaatsvinden.
Bedrijven kunnen tot een
bilaterale overeenkomst komen
om de emissie reductie tegen
betaling ‘uit te ruilen’.

Reflectie
Ingroeipad (aflopende heffingsvrije voet) - een ingroeipad kan helpen om de kosten voor bedrijven in de eerste
jaren te reduceren omdat de belaste emissies in de eerste jaren beperkt zijn. In dit geval is er zowel voor de
hoeveelheid als de gehanteerde prijs sprake van een 'ingroeipad’. Bedrijven zoals Yara nemen investeringsbeslissingen met een lange tijdshorizon, waardoor de impact van een (relatief kort) ingroeipad beperkt is.
Handelen in vermeden emissies - In theorie kan een handelssysteem effect hebben; zij zorgt mogelijk voor
lagere kosten voor bedrijven. In de praktijk brengen de maatregelen - bij de huidige mate van detail in de
uitwerking - onzekerheden met zich mee die de effectiviteit van de mitigerende maatregelen kan beperken.
Het is onzeker of voldoende ‘vermeden emissies’ vrijkomen voor de handel. Zijn er bedrijven die meer dan hun
belaste emissies kunnen reduceren tegen lagere kosten dan de heffing? Is dit voldoende om de bedrijven die
geen rendabele reductie opties hebben te helpen kosten te reduceren?
Welke prikkels bestaan voor het bedrijf dat de emissiereductie realiseert om meer dan haar belaste emissies te
reduceren? Wil een bedrijf de goedkope emissiereductie niet zelf inzetten na 2030, omdat mogelijk weer een
pro-rata methode gehanteerd wordt waardoor zij, ondanks dat zij efficiënt is, het risico loopt dat zij alsnog flink
moet reduceren?
Is de prijs van de rechten effectief om weglek te helpen voorkomen? Bedrijven kunnen door handel mogelijk
hun kosten reduceren, maar het is niet duidelijk of dit het risico op weglek daadwerkelijk reduceert. Indien
bijvoorbeeld in plaats van €115/ton nu €80/ton moet worden afgedragen kan dit nog steeds teveel zijn voor het
bedrijf. En, indien sprake van schaarste is, loopt de prijs van de ‘vermeden emissie rechten’ dan niet op?
76

Appendix A:
Detailinformatie directe
en indirecte beprijzing

A1

Directe beprijzing

Overzicht prijspaden voor de verschillende opties 2021-2030
(in €/ton CO2-eq.)
Niet gecorrigeerd voor EU ETS

Beleidsopties

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Optie 1

30,0

39,4

48,9

58,3

67,8

77,2

86,7

96,1

105,6

115,0

Optie 2

35,0

44,4

53,9

63,3

72,8

82,2

91,7

101,1

110,6

120,0

Optie 3a

43,5

54,3

65,3

76,3

87,6

99,0

110,7

122,5

134,6

146,9

Optie 3b

56,5

66,5

78,9

91,2

103,6

115,6

128,0

140,4

153,3

166,3

Optie 4

31,2

40,7

50,3

59,8

69,4

78,9

88,6

98,1

107,8

117,4

Gecorrigeerd voor EU ETS
Beleidsopties

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Optie 1

8,5

17,3

23,9

30,4

37,0

43,8

50,4

56,8

62,9

68,7

Optie 2

13,5

22,3

28,9

35,4

42,0

48,8

55,4

61,8

67,9

73,7

Optie 3a

8,5

17,3

23,9

30,4

37,0

43,8

50,4

56,8

62,9

68,7

Optie 3b

13,5

22,3

28,9

35,4

42,0

48,8

55,4

61,8

67,9

73,7

Optie 4

9,7

18,6

25,3

31,9

38,6

45,5

52,3

58,8

65,1

71,1

Projectie ETS-prijs (PBL)

21,5

22,1

25,0

27,9

30,8

33,4

36,3

39,3

42,7

46,3

PwC

79

Wij schatten de directe kostenimpact voor een bedrijf met behulp van
een PxQ-berekening op basis van emissies en de prijsinformatie van
PBL (voor de 4 beleidsopties)
Berekening kosten directe heffing
Belaste uitstoot

Kosten van de
basisvariant

Totale Directe Kosten
van nationale CO2
heffing per jaar voor
een bedrijf

X

Voor een nadere uitleg
van de belaste uitstoot,
zie de volgende pagina

Belaste uitstoot = Daadwerkelijke uitstoot van bedrijf –
Heffingsvrijevoet van bedrijf (met een minimum van 0)
Periode 2021 tot 2030

Prijs voor
basisvariant (optie 1)

De prijs voor de belastbare
uitstoot verschilt tussen de
beleidsopties, zie vorige pagina

+
Daadwerkelijke
uitstoot van het
bedrijf
Kosten van de evt.
toevoeging van
een module met
een platte heffing

Daadwerkelijke uitstoot = Hoeveelheid emissies in het
startjaar - geïmplementeerde emissiereductie opties

X
Periode 2021 tot 2030

Prijs voor
beleidsoptie 2 t/m 4

PwC

Berekening kosten indirecte heffing

Prijs heffingsvrije uitstoot is nul
voor beleidsoptie 1 (basis
variant) maar verschilt voor
beleidsoptie 2 t/m 4, zie vorige
pagina

Om de indirecte kostenimpact per
bedrijf te berekenen, gebruiken we
de volgende modelleringslogica:
1. Gegevens over 'belastbaar
energieverbruik': bedrijven werd
gevraagd om gegevens te
verstrekken over hun belastbare
energieverbruik (zowel voor
elektriciteit als voor gas)
2. De gegevens 'belastbaar
elektriciteit' en 'belastbaar gas'
worden gebruikt om te schatten
welke schijf van toepassing is op
welk deel van het belastbare
energieverbruik
3. Op basis van de prijs die van
toepassing is op de
corresponderende schijf (input van
PBL), worden de totale indirecte
kosten voor elk bedrijf berekend

80

De belaste emissies per bedrijf worden bepaald door de daadwerkelijke
emissies te verminderen met de heffingsvrije voet
Bepalen belastbare uitstoot in een jaar

Bepaling van de heffingsvrije voet die elk jaar in de berekening wordt gebruikt (2020-2030, geen ingoeipad aangenomen)

De belaste uitstoot wordt in elk jaar berekend
door de daadwerkelijke emissies te
verminderen met de heffingsvrije voet die
geldt voor het bedrijf. Belaste uitstoot =
Daadwerkelijke uitstoot van bedrijf –
Heffingsvrijevoet van bedrijf (met een
minimum belastbare uitstoot van 0)

De heffingsvrije voet wordt berekend door de totale uitstoot van het bedrijf in het startjaar te reduceren met de inefficiënte emissies van het bedrijf en
de zogenaamde pro-rata emissies

Voorbeeldjaar

Qinefficient

Qpro-rata

Heffingsvrije voet

Heffingsvrije voet

Belaste
uitstoot

Daadwerkelijke
uitstoot in
voorbeeldjaar1

Totale uitstoot
van bedrijf in
startjaar - QStartjaar

Inefficiënte emissies van bedrijf (gebaseerd op de presentatie van het bedrijf ten opzichte
van de EU ETS benchmark constant gehouden gedurende de periode 2021 - 2030) =
Totale emissies van bedrijf in het startjaar– [EU ETS vrije toewijzing van rechten (2018) / EU
ETS Cross sectoral correction factor (2018)]2

Bepaling in 3 stappen3 van emissies voortvloeiend uit een pro-rata verdeling van
additioneel benodigde emissiereductie:
1 Benodigde emissiereductie industrie = Huidige industriële emissies (omdat we de
verwachte emissiereductie voortvloeiend uit huidig beleid niet konden beoordelen) gewenste uitstoot industrie in 2030 om nationale doelstelling te halen (35,7 Mton)
2 Benodigde pro-rata verdeling van emissies (Mton) = Benodigde emissiereductie
industrie – σ Inefficiënte emissies van bedrijven
3 Q pro-rata per bedrijf (Mton) = Benodigde pro-rata verdeling van emissies x
Emissiebijdrage van het bedrijf aan totale industriële emissies (%)
Uitstoot die onder de Heffingsvrije voet valt (in het begin één keer vastgesteld en
constant gehouden in de periode 2021 - 2030) = Totale emissies van bedrijf in het
startjaar – Inefficiënte emissies van bedrijf – Emissies voortvloeiend uit pro-rata
verdeling van additioneel benodigde emissiereductie

Startjaar(2018)

1Daadwerkelijke uitstoot = hoeveelheid emissies in het startjaar – geïmplementeerde emissiereductie opties. Bij de kostenberekeningen zijn we ervan uitgegaan dat alle emissiereductieopties met negatieve abatementkosten worden geïmplementeerd;
2EU ETS vrije toewijzing van rechten = Benchmark x Historisch activiteitenniveau (HAL) x Koolstoflekkage Blootstellingsfactor (CLEF) x Sectoroverschrijdende correctiefactor (CSCF). De nationale heffing gebruikt alleen het gedeelte “Benchmark x

Historisch activiteitenniveau (HAL)” voor het bepalen van het efficiëntieniveau van bedrijven. Op basis van NEa-input is aangenomen dat de CLEF 1 is. Daarom wordt alleen gecorrigeerd voor de CSCF-waarde (d.w.z. 85,9% voor 2018). 3Aangezien we
niet beschikken over de benodigde gegevens voor alle bedrijven in de industrie (inclusief AVI's), voeren we deze analyse alleen uit voor 10 van de grote 12 uitstoters van industriële broeikasgassen (waar wij wel bruikbare gegevens van hebben
ontvangen). Wij hebben de berekening van de pro rata verdeling per bedrijf dan ook ‘geschaald’ naar deze 10 bedrijven op basis van hun aandeel in de totale industriële emissies.
PwC

81

A2

Indirecte beprijzing
gebaseerd op PwC (2019)

Om landen met een degressief belastingstelsel (meerdere schijven
waarover belasting wordt betaald) te kunnen vergelijken hanteren we
een standaardprofiel om de effectieve belastingdruk te berekenen
Het gehanteerde standaard verbruikersprofiel is gebaseerd op het indicatieve verbruik voor standaard installaties per sector

Elektriciteit
(GWh/jaar)

Gas
(Mln. m3/jaar)

Standaardprofiel

650

250

Staal productie (BOF)

1400

120

Staal productie (EAF)

660

50

Kunstmest industrie

70

440

Raffinage industrie

390

160

Industriële gassen

600

400

Petrochemische industrie

600

270

Specialistische chemicaliën

600

150

Sector

Bron: PwC analyse, CEPS & Ecofys (2018)
PwC

83

A3.1

Belasting op elektriciteit
(Europa)

De EU kent voor elektriciteit een belastingstelsel dat delen van de
industrie vrijstelt van belasting afhankelijk van het type proces
Gemiddelde belastingtarieven op elektriciteit in Nederland en andere landen, gebaseerd op het standaardprofiel (2018, Euro ct./kWh)
Nederland

Italië

Nederland kent een degressief belastingtarief. Er
bestaan vrijstellingen voor energiebelasting en ODE,
afhankelijk van het type industrieel proces
0,10

0,10

0,03
0,08

0,03
0,08

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Zweden

Het gemiddelde belastingtarief zonder vrijstellingen is in
Italië het laagst van de onderzochte Europese landen

0,01

Tarief met
vrijstellingen

Opslag duurzame energie (ODE)

Tarief zonder
vrijstellingen

0,73

0,73

0,39

0,39

0,00

0,33

0,33

0,00

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

0,01

0,00
Vrijstellingen

Naast een energiebelasting heeft Zweden een verplichting
tot het aankopen van groencertificaten

Exice duty on electricity

Green certificates

Electricity tax

Energiebelasting op elektriciteit

• Het tarief wordt in Nederland gedreven door de
energiebelasting en de ODE. Voor beide componenten
gelden dezelfde vrijstellingen en een degressieve
tariefstructuur.
• De vrijstellingen zijn, net als in de andere EU landen,
gebaseerd op het type industrieel proces (zoals
bijvoorbeeld het gebruik voor chemische reductie,
electrolytische en metallurgische processen). Naast
vrijstellingen voor specifieke processen bestaat er,
indien voldaan wordt aan energie-efficiëntie eisen, de
mogelijkheid tot teruggave van belasting betaald over
elektriciteitsverbruik hoger dan 10GWh per jaar.

• In Italië is alleen de belasting op basis van de
Energiebelastingrichtlijn van toepassing. Het tarief is
lager voor verbruik tussen 1,2 - 1.200 MWh/maand
(2,4 – 14,4 GWh/jaar). Indien verbruik hoger is dan
1.200MWh/maand geldt een vast maandbedrag
(€4.820) voor verbruik boven de 200MWh/maand.
• Het gebruik van elektriciteit voor chemische reductie,
elektrolytische en metallurgische processen is
vrijgesteld van energiebelasting in Italië.

• De energiebelasting op elektriciteit in Zweden wordt
gekenmerkt door een vast tarief per kWh, met een
gereduceerd tarief voor de industrie.
• Daarnaast is er een verplichting voor de energieintensieve industrie op aankoop van groencertificaten
(30,5% van verbruik).
• Een aantal typen industriële processen is vrijgesteld
van zowel de energiebelasting als de verplichting tot
het kopen van groencertificaten.

Bronnen: PwC Analyse, Wet belastingen op milieugrondslag, Italian Excise duty Law (Legislative Decree no. 504/1995), Energy tax law (Lag (1994:1776) om skatt på energy) (see appendix)
PwC

85

Er zijn binnen de EU verschillen in de hoogte en het aantal additionele
heffingen waar de industrie aan onderhevig is
Gemiddelde belastingtarieven op elektriciteit in andere landen, gebaseerd op het standaardprofiel (2018, Euro ct./kWh)
Verenigd Koninkrijk
in het Verenigd Koninkrijk wordt na toepassing van
vrijstelling alleen betaald voor groencertificaten
2,78
0,57
0,40

België kent verschillende soorten belastingen op
elektriciteit, met vrijstelling voor industriële procedés
2,47

2,52
0,48
0,97

0,26

0,67

0,17

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

9,50

0,17

0,02

0,37

5,84

0,04

Tarief zonder
vrijstellingen

0,32

Vrijstellingen

6,88

0,52

0,19
0,19

8,26
0,11

0,44

1,59

1,91

0,67

Duitsland heeft door een aantal additionele heffingen een
hoger minimumtarief

1,95
0,11

0,22

0,40

1,14

Tarief zonder
vrijstellingen

Duitsland

België

0,05

0,11

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

1,24

2,05

2,05

1,04

Vrijstellingen

Renewables Obligation levy

Other (see appendix)

Federal contribution

Offshore-Haftung umlage

EEG Umlage

Contracts for Difference levy

Climate Change Levy (CCL)

Combined certificate obligation (r)

Energy contribution

Konzessionsabgabe

Stromsteuer

• Het belastingtarief op elektriciteit bestaat in het VK uit
verschillende componenten. De Climate Change Levy
(CCL) is gebaseerd op dezelfde principes als de
energiebelasting in andere Europese landen.
• De Contracts for Difference levy is een mechanisme
om de ontwikkeling van low carbon-initiatieven te
stimuleren en lange termijn zekerheid te kunnen
bieden. Verbruik in de energie-intensieve industrie is
(deels) vrijgesteld van de bestaande heffingen.
• De energie-intensieve industrie betaalt wel, ook na
vrijstellingen, een vergoeding voor groen certificaten.

• Voor de geanalyseerde sectoren bestaat een
degressieve reductieregeling die op verschillende
belastingcomponenten van toepassing is.
• De federale bijdrage en belastingen voor de
financiering van federale groene stroomcertificaten
zijn de belangrijkste componenten van het
belastingtarief met vrijstellingen.
• In België is er sprake van een aantal regionale
heffingen. Alleen de heffingen in Vlaanderen zijn
meegenomen in het overzicht.

Bronnen: PwC Analyse, Finance Act 2000, Sch. 6, De Elektriciteitswet (nationaal) Energiedecreet (Vlaanderen), German ElectricityTax Act (see appendix)
PwC

0,02
0,11

Tarief met
vrijstellingen

Feed-in tariff levy

Green certificates obligation

0,07

KWKG umlage

• De Duitse elektriciteitsbelasting (Stromsteuer) kent een
uniform tarief. Het gemiddelde tarief is daardoor relatief
hoog. Een aantal industriële processen is vrijgesteld. Ook
geldt een teruggaveregeling tot 95% op betaalde
belasting op elektriciteit indien wordt voldaan aan energieefficiëntie voorwaarden.
• Duitsland kent daarnaast een heffing voor het stimuleren
van duurzame elektriciteitsproductie (EEG Umlage).
Hiervoor geldt een voorwaardelijke degressiviteit voor
grootverbruik. De meeste grote industriële bedrijven
zullen daarvoor in aanmerking komen.
• Het is aannemelijk dat het gemiddelde tarief in Duitsland
veelal rond het tarief met alle vrijstellingen zal liggen. 86

Belasting op elektriciteit – huidige situatie (2018)
Nederland
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Energy tax on
electricity

Yearly consumption
• 0-10.000 kWh: 0,10458 €/kWh
• 10.001-50.000 kWh: 0,05274
€/kWh
• 50.001-10 mln kWh: 0,01404
€/kWh
• more than 10 mln kWh (business
use): 0,00057 €/kWh

•

•

•

•
•

Surcharge Sustainable •
Energy
•
("Opslag Duurzame
Energie")
•
•

PwC

0 - 10.000 kWh: 0,0132 €/kWh
10.001 - 50.000 kWh: 0,0180
€/kWh
50.001 - 10 mln kWh: 0,0048
€/kWh
more than 10 mln kWh (business
use): 0,000194 €/kWh

The direct use of electricity for chemical reduction, electrolytic and metallurgical processes is exempt
from energy tax. It has to be measured how much electricity is directly used for these processes. Only
this part will be exempt from energy tax.
Electricity that is generated (output) with a Combined Heat and Power (CHP) installation or installations
for production of renewable energy and is used again by the operator of these installations is under
certain conditions of efficiency (for the CHP) exempt from the energy tax.
Input exemption applies for the electricity that is used for the production of electricity with a Combined
Heat and Power (CHP) installation if the installation has a certain efficiency level.
For energy intensive companies, there exists a tax refund scheme for all the kWh (over the year) above
10 Million kWh/yr. If the minimum rates as mentioned in the Energy Directive are higher than the Dutch
rate, these rates should be taken into account while calculating the refund. Business usage that is
already exempt based on Article 64 part 1 and 3 (e.g. metallurgical processes) of the Dutch Energy Act
should also be deducted from this amount. This refund scheme only holds true under the requirements
set in the covenants for energy efficiency ("Meerjarenafspraak"). Art. 66 of the Dutch Energy Tax Act.

Same exemptions as for the energy tax apply

•
•

•
•
•

•
•

Art. 50 part 6d Dutch
Energy Tax Act,
Art. 59 of the Dutch
Energy Tax Act,
Art. 64 part 1 of the
Dutch Energy Tax Act,
Art. 64 part 3 of the
Dutch Energy Tax Act,
Art. 66 of the Dutch
Energy Tax Act
RVO: Deelnemers
(participants)
MJA3/MEE
Wet opslag duurzame
energie
See sources for energy
tax on exemptions

87

Belasting op elektriciteit – Voorgenomen beleid
Nederland
ODE tarieven elektriciteit
(ct/kWh)

2019

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Schaal 1 (0 - 10 MWh)

1,8

2,6

2,6

2,7

2,9

2,9

2,7

2,6

2,6

2,8

2,9

Schaal 2 (10 - 50 MWh)

2,7

3,9

3,9

4,0

4,3

4,4

4,0

4,0

3,9

4,2

4,3

Schaal 3 (50 MWh - 10 GWh)

0,7

2,1

2,1

2,2

2,3

2,4

2,2

2,2

2,1

2,3

2,4

Schaal 4 (>10 GWh)

0,03

0,04

0,04

0,04

0,05

0,05

0,04

0,04

0,04

0,05

0,05

EB tarieven elektriciteit
(ct/kWh)

2019

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

9,6

8,9

8,6

8,2

7,8

7,4

7,0

7,0

7,1

7,1

7,1

Schaal 1 (0 - 10 MWh)

PwC

88

Belasting op elektriciteit
Duitsland (1/2)
Tax component

Tariff (2018)

Stromsteuer (general
electricity tax)

0,0205 €/kWh

Exemptions
•

•

•
•

Tax relief from Electricity Tax Act §9a: A full tax relief will be granted for taxed electricity if consumed by •
a company of the manufacturing industry for certain special production processes (e.g. electrolysis;
•
production of glass, ceramics, bricks, concrete etc.; metal production and processing; chemical reduction •
processes). Rest of the amount are subject to §9b and 10.
Tax relief from Electricity Tax Act §9b: A tax relief of 0,00513 €/kWh will be granted for regularly taxed
electricity if consumed by a company of the manufacturing industry for operational purposes.
Tax relief from Electricity Tax Act §9c: A tax relief of 0,00908 €/kWh will be granted for regularly taxed
electricity if consumed for certain kinds of public transportation. (Not relevant for our sectors).
Tax relief from Electricity Tax Act §10: A tax relief of up to 95% of the electricity tax paid (in combination
with refund re 20F) will be granted for energy intensive companies of the manufacturing industry in
certain special cases (i.e. when the amount of electricity tax paid is high in comparison to pension fund
contributions paid by the company).

EEG Umlage
(renewables levy)

0,0688 €/kWh

•

KWKG Umlage

0,00438 €/kWh

Same exemptions as for the EEG Umlage apply

PwC

Sources
§ 3 Electricity Tax Act
§ 9 Electricity Tax Act
§ 10 Electricity Tax Act

For the companies under analysis i.e., with energy intensive production processes, the EEG Umlage can •
be limited to 15% or 20% (15%: 0,01032€/kWh or 20%: 0,01376€/kWh) for the electricity purchased
above 1000000 kWh (or 0.5 % of the gross-value-added if electro-intensity is greater than 20%).
• According to Article 64 of EEG law, for the share of electricity above 1GWh, the EEG surcharge shall be
limited to;
A) 15% of the EEG surcharge determined pursuant to Section 60 subsection 1 for the undertakings which;
• are allocated to a sector pursuant to List 1 of Annex 4 as long as the electricity cost intensity has
amounted to at least 17%, or
• are allocated to a sector pursuant to List 2 of Annex 4 as long as the electricity cost intensity has
amounted to at least 20 percent.
B) 20% of the EEG surcharge determined pursuant to Section 60 subsection 1 for the undertakings which
are allocated to a sector pursuant to List 1 of Annex 4 as long as the electricity cost intensity has amounted
to at least 14% and less than 17%.

Renewable Energy
Sources Act

•

Renewable Energy
Sources Act

89

Belasting op elektriciteit
Duitsland (2/2)
Tax component

Tariff (2018)

Offshore-Haftung
Umlage

Over the consumption between 0 •
1.000.000 kWh LV A is paid:
• LV A: 0,00037 €/kWh
Over the consumption above
1.000.000 kWh LV B or LV C is paid:
• LV B: 0,00049 €/kWh
• LV C: 0,00024 €/kWh

Konzessionsabgabe

•

•

PwC

Exemptions
LV C applies for companies whose electricity costs exceed 4% of their annual sales. For the companies
under analysis, it is assumed that this is the case.

If consumption is between 0 No exemptions
30.000 kWh/year flat rate of:
0,0132-0,0239 €/kWh (depending
on the municipality)
If consumption is above 30.000
kWh/year flat rate: 0,0011 €/kWh

Sources
•

•

Letztverbrauchsgruppen nach § 19
StromNEV i.V.m. §§
26, 28 und 30 KWK-G
Electricity Tax Act

•

Electricity Tax Act

90

Belasting op elektriciteit
België* (1/2)
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Energy contribution

0,0019261 €/kWh

•
•

•

De Elektriciteitswet

Federal contribution

0,0034439 €/kWh

No exemptions

•

KB federale bijdrage
elektriciteit

• Digressive reduction on quota computed based on annual electricity consumption (Flanders):
1 GWh - 5 GWh : quota reduction of 47% (specific industrial sectors)
5 GWh - 20 GWh : quota reduction of 47% (specific industrial sectors)
20 GWh - 100 GWh : quota reduction of 80% (all sectors)
100 GWh - 500 GWh : quota reduction of 80% (all sectors)
500 GWh : quota reduction of 98% (all sectors)
• Certificate cost is capped:
Super-cap: certificate cost is capped at 0,5% of gross added value (average last 3 years)
Cap: certificate cost is capped at 4% of gross added value (average last 3 years) .

•

Art. 7.1.11. van het
Energiedecreet

• Digressive reduction on quota computed based on annual electricity consumption (Flanders):
1 GWh - 5 GWh : quota reduction of 47% (specific industrial sectors)
5 GWh - 20 GWh : quota reduction of 47% (specific industrial sectors)
20 GWh - 100 GWh : quota reduction of 50% (all sectors)
100 GWh - 500 GWh : quota reduction of 80% (all sectors)
500 GWh : quota reduction of 85% (all sectors)

•

Art. 7.1.11. van het
Energiedecreet

Professional end-users with a connection > 1kV are exempted.
Exemptions also exist for: development of low emission products, for own use in an installation of mixed
production of heat and energy, for mineralogical process, for chemical reduction and electrolysis, for
production of electricity, for own use.

Professional end-users pay a
reduced rate when electricity
supplied exceeds 20 MWh/year, the
following rates apply. With a cap of
total costs of 250.000 €/year.
20 MWh/y - 50 MWh/y: -15%
50 MWh/y - 1,000 MWh/y: -20%
1,000 MWh/y - 25,000 MWh: -25%
>25,000 MWh: -45%
Green certificates
obligation

Quota (Flanders): 21.5%
Market price per certificate (in
Flanders): 0,0888 €/kWh
(Penalty is 100€/ missing certificate)

Combined certificate
obligation (only
Flanders)

PwC

Quota: 11.2%
Market price per certificate:
0,019824 €/kWh
(Penalty is 38€/ missing certificate)

*For the taxes and levies that are applied on a regional levy we only include the ones that apply to Flanders

91

Belasting op elektriciteit
België* (2/2)
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Levy for the taxes
“pylons” and
“trenches” (only
Flanders)

0,000116 €/kWh

No exemptions

•

Elia

Financing of
0,0001518 €/kWh
connection of offshore
wind turbine parks

No exemptions

•

Elia

0,0051601 €/kWh

No exemptions

•

Elia

No exemptions

•

Elia

Financing of federal
green certificates

Based on annual consumption per
year a different reduction applies.
With a cap of total costs of 250.000
€/year.
0 - 20 MWh = 0%
20 - 50 MWh = -15%
50 - 1.000 MWh = -20%
1.000 - 25.000 MWh = -25%
>25.000 MWh = -45%
Financing of Strategic
Reserves

0,0004298 €/kWh

*For the taxes and levies that are applied on a regional levy we only include the ones that apply to Flanders
PwC

92

Belasting op elektriciteit
Italië
Tax component

Tariff (2018)

Excise duty on
electricity

If total usage between 0 – 1.200.000 •
kWh/month:
• 0-200.000 kWh/month: 0,0125
€/kWh
•
• 200.001-1.200.000 kWh/month:
0,0075 €/kWh
•
If total usage between 0 – 1.200.000
kWh/month:
•
• 0-200.000 kWh/month: 0,0125
€/kWh
• plus a flat tax of 4.820€ per month
for the consumption higher than
200.001 kWh

PwC

Exemptions
The direct use of electricity for chemical reduction, electrolytic mineralogic process and metallurgical
processes is excluded from excise duty. It has to be measured how much electricity is directly used for
these processes.
Electricity that is generated (output) with installations for production of renewable energy with a power
lower than 20 kW or electricity that is generated (output) with installations for production of renewable
energy with a power higher than 20 kW and used directly by the production company.
Electricity used in production of goods for which electricity is the main costs (electricity costs is at least
50% of the entire cost of the products).
Electricity that is generated (output) with Electricity generator with particular characteristics.

Sources
•

Italian Excise duty Law
(Legislative Decree no.
504/1995)

93

Belasting op elektriciteit
Zweden
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Electricity tax

SEK 0,347/kWh (0,003317 €/kWh)

•

•

Energy Tax Act

(EUR/SEK 10,46 per 14 February
2019)

•

Tax reductions are available for electricity used in industrial manufacturing processes resulting in an
effective tax rate of EUR 0,0004780 per kWh.
Or an effective tax rate of zero for electricity used in metallurgical processes provided that the
constituent material is chemically changed by heating in furnaces or its internal physical structure is
altered or maintained in ladles or similar vessels; production of taxable energy products; chemical
reduction or electrolytic processes and production of other mineral substances than metals, provided
that the constituent material is chemically changed by heating in furnaces or its internal physical
structure changes.

Quota: 30,5%

Exemption applies to the following situations:
• Over the past three years industrial manufacturing in a process where an average of at least 190 MWh
of electricity was used per million SEK of value added.
• New operations with industrial manufacturing in a process where it is used or estimated to be used on
average at least 190 MWh of electricity per million SEK value added.
• Electricity used for chemical reduction, electrolytic processes, metallurgical processes or for
manufacture of mineral products provided that the constituent material through heating in ovens have
changed chemically or its internal physical structure has changed.

•

Electricity Certificates
Act

Green cerfiticates

Current market price (ask) is SEK
135 for one certificate for one MWh,
(equal to EUR 12,91)
(EUR/SEK 10,46 per 14 February
2019)

PwC

94

Belasting op elektriciteit
Verenigd Koninkrijk
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Climate Change levy
(CCL)

0,00583 £/kWh (0,0067045 €/kWh)

•

(rate for period 01/04/201801/04/2019)
(EUR/GBP 0,8691 per 14/02/2019)

Sources

The following processes/uses are exempt from CCL on electricity subject to requirements being met and •
administrative conditions being met:
a) mineralogical and metallurgical processes
•
b) electricity not used as fuel, for example electricity used in electrolytic processes.
c) use of electricity to produce other commodities which are subject to CCL or hydrocarbon oil duties
• Electricity that is generated (output) with a Combined Heat and Power (CHP) installation and is used
•
again by the operator of these installations is under certain conditions of efficiency exempt from CCL.
• Input exemption applies for the electricity that is used for the production of electricity with a Combined
Heat and Power (CHP) installation if the installation has a certain efficiency level.
•
• Note: Self consumption of renewable electricity by the person the produced it on site is outside the scope
of CCL and no tax is due.
•
• Energy Intensive companies may apply for a Climate Change Agreement under a sector level Umbrella
Agreement, which specifies conditions and targets to be met in respect of energy efficiency. In return for •
compliance with the agreement the energy intensive company may claim a discount on the CCL applied
to their electricity. The CCL discount that can be claimed for qualifying activities is 90%. If the targets are •
not met the company will have to pay a buy-out fee of £14/tonne emissions in excess of target. In
addition, if both it and it's sector as a whole fails to meet target then the Climate Change Agreement
•
comes to an end and the CCL discount received is clawed back for the period of non-compliance.

Renewables Obligation 0,01 £/kWh (0,0115 €/kWh)*
levy
(EUR/GBP 0,8691 per 14/02/2019)

•

Energy Intensive Industries may be eligible for exemptions and/or compensation for due taxes. In order
to qualify for this the affected business must manufacture an eligible product within the UK (as defined
by 4-digit NACE codes), and must meet a 20% electricity intensity test. The RO/Feed-in tariff element of
the scheme results in compensation payments received from Government rather than direct reduction on
the electricity bill. The compensation is for 85% of the RO and FIT costs incurred.

Contracts for
Difference levy

0,0035 £/kWh (0,004025 €/kWh)*
(EUR/GBP 0,8691 per 14/02/2019)

•

In order to qualify for exemption/compensation the affected business must manufacture an eligible
product within the UK (as defined by 4-digit NACE codes), and must meet a 20% electricity intensity test.
Qualifying businesses granted an exemption certificate for CfD costs pass the certificate on to their
energy supplier, who will apply the exemption directly to their bill.

Feed-in tariff levy

0,005 £/kWh (0,00575 €/kWh)*
(EUR/GBP 0,8691 per 14/02/2019)

•

The compensation is for 85% of the RO and FIT costs incurred (detailed explanation under RO levy).

PwC

*Costs are variable depending on the overall costs of the scheme, market price, and the way in which the supplier has met it’s obligations.

Finance Act 2000, Sch.
6 para. 4-5
Finance Act 2000,
Table in Sch. 6 para.
42(1)
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 12, 18 and
13(b)(i)
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 17
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 15
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 19-20
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 46-61
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 48

95

A3.2

Belasting op gas
(Europa)

Ook voor gas geldt een Europees belastingsysteem met vrijstellingen die
samenhangen met het productieproces
Gemiddelde belastingtarieven op gas in Nederland en andere landen, gebaseerd op standaardprofiel (2018, Euro ct./m3)
Nederland

Italië

In Nederland bestaat voor bepaalde
productieprocessen in de industrie een volledige
vrijstelling van belasting

Zweden

De belasting op gas bestaat uit een nationale en regionale
heffing, bepaalde processen zijn vrijgesteld

1,56

1,56

0,22

0,22

1,12

1,12

1,34

1,34

0,00

0,37
0,75

0,37
0,75

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Opslag Duurzame Energie (ODE)

Regional surtax on gas

Het tarief zonder vrijstellingen is hoger dan in andere landen,
maar in bepaalde gevallen volledig uitgezonderd
33,43

33,43

24,05

24,05

0,00

9,38

9,38

0,00

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Excise duty on gas

Carbon dioxide tax

Energy tax on gas

Energiebelasting op gas

• In Nederland wordt een energiebelasting en een
Opslag Duurzame Energie geheven op de levering
en het verbruik van aardgas. Er is sprake van een
degressieve tariefstructuur.
• Er geldt een specifieke vrijstelling voor het verbruik
van gas in metallurgische processen
(staalproductie). Daarnaast is verbruik van gas voor
andere doeleinden dan brandstof en het gebruik van
gas als grondstof voor de productie van gas
vervangende producten (zoals het gebruik van gas
voor de productie van methanol of waterstofgas) ook
vrijgesteld.

• In Italië geldt de ‘excise duty on gas’ die is gebaseerd
op dezelfde principes als de energiebelasting in
andere EU landen. Voor grootverbruikers (gebruik
boven de 1.200.000 m3 per jaar) geldt een reductie
van 40% op het gehele verbruik.
• Daarnaast bestaat een regionale belasting op gas.
Deze verschilt per regio, in de analyse is het tarief
meegenomen dat het meest voorkomt.
• Voor beide heffingen geldt een vrijstelling in het geval
het gas wordt gebruikt voor chemische reductie
processen, elektrolytische, mineralogische processen
of metallurgische processen.

• De energiebelasting op gas in Zweden kent een
reductie van 70% voor industriële productie (voor
zowel ETS als non-ETS bedrijven).
• Naast de energiebelasting op gas kent Zweden ook
een CO2-belasting op het gebruik van aardgas,
waardoor het totale belastingtarief relatief hoog uitvalt.
• Zowel de energiebelasting als de CO2-belasting zijn
voor metallurgische processen, en voor productie van
belastbare energie producten, volledig uitgezonderd.

Bronnen: PwC Analyse, Wet belastingen op milieugrondslag, Italian Excise duty Law (Legislative Decree no. 504/1995), Energy tax law (Lag (1994:1776) om skatt på energy)
PwC

97

Maar binnen Europa bestaan verschillen in additionele heffingen op gas
en de mate waarin daarvoor vrijstellingen gelden
Gemiddelde belastingtarieven op gas in andere landen, gebaseerd op standaardprofiel (2018, Euro ct./m3)
Verenigd Koninkrijk

België (Vlaanderen)

De enige belasting op gas is de Climate Change Levy,
deze is voor specifieke processen vrijgesteld
2,26

Belastingen op gas in België zijn deels vrijgesteld van
heffing op basis van het energie-efficiëntie niveau

Vrijstellingen

In Duitsland is de energiebelasting de enige belasting op gas,
deze is voor specifieke processen vrijgesteld
13,58

2,26
1,27

Tarief zonder
vrijstellingen

Duitsland

0,00

0,30
0,97

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Climate Change Levy (CCL)

• Het belastingtarief op gas wordt in zijn geheel
gedreven door de Climate Change Levy (CCL), de
belasting in het VK die gebaseerd is op de
Energiebelastingrichtlijn.
• Voor specifieke industriële processen zoals
mineralogische en metallurgische processen,
bestaat een volledige uitzondering op deze
belasting.
• Het ‘Carbon Price Support’ mechanisme is niet van
toepassing op de industrie, aangezien deze alleen
het gebruik van grondstoffen (zoals steenkool en
gas) voor elektriciteitsproductie belast.

Federal contribution

0,44

0,83
0,53

Vrijstellingen

13,58

0,30

Tarief met
vrijstellingen

Energy contribution

• De belasting op gas in België bestaat uit de Federale
bijdrage en de Energiebijdrage. De Federale bijdrage
kent een degressieve reductie op basis van verbruik.
Daarnaast is er een cap op het totale bedrag dat
betaald wordt, wat zorgt voor een extra degressief
component in de Federale bijdrage.
• Voor de Energiebijdrage wordt een gereduceerd tarief
betaald indien aan specifieke energie-efficiëntie eisen
wordt voldaan.
• Alleen de geldende belastingen in Vlaanderen zijn
meegenomen in deze analyse.

0,00
Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Energy tax

• In Duitsland geldt een energiebelasting op gas met
een relatief hoog uniform tarief. Er geldt een volledige
vrijstelling voor industriële processen zoals
elektrolyse, metaalproductie en –verwerking en
chemische reductie.
• Er bestaan tevens diverse teruggaveregelingen. Er
bestaat bijvoorbeeld een volledige teruggave voor zelf
geproduceerd gas. Daarnaast bestaat ook een
teruggaveregeling (tot 95% van betaalde belasting) in
het geval dat gas wordt gebruikt voor warmte of als de
kosten van belasting relatief hoog zijn ten opzichte
van de pensioencontributie.

Bronnen: Finance Act 2000, Sch. 6, De Gaswet (nationaal) Energiedecreet (Vlaanderen), German Energy Tax Act
PwC

98

Belasting op gas – Huidig beleid (2018)
Nederland
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Energy tax on gas

Yearly consumption
• 0-5.000 m3: 0,26001 €/m3
• 5.001-170.000 m3: 0,26001 €/m3
• 170.001-1 mln m3: 0,06464 €/m3
• 1 mln-10 mln m3: 0,02355 €/m3
• More than 10 mln m3 (business
use): 0,01265 €/m3

•
•

•

Surcharge Sustainable
Energy
("Opslag Duurzame
Energie")

PwC

Yearly consumption
• 0 - 170.000 m3: 0,0285 €/m3
• 170.001 - 1 mln m3: 0,0106 €/m3
• 1 mln - 10 mln m3: 0,0039 €/m3
• more than 10 mln m3 (business
use): 0,0021 €/m3

•

•

Exemptions for gas used as input for metallurgical and mineralogic processes.
Exemption for use of gas for other purposes than fuel purposes and gas is being used as feedstock for
the production of gasses that can be used as gas replacements (e.g use of gas for the production of
methanol or hydrogen gas).
An input exemption for usage in a Combined Heat and Power (CHP) installation and gas-fired power
station.
A zero rate applies for gas replacements that are produced and used within the same installation for fuel
purposes. Gas includes products with the CN-codes 2711 1100 and 2711 2100. Gas also includes all
gas products that can be used as gas replacement products (e.g. refinery gas). See above, no taxation if
used as feedstock for production of gasses.

Same exemptions as for the energy tax apply

•

•
•
•

•

Wet op
milieubelastingen
("Dutch Energy Tax
Act")
Art. 51 part 1 of the
Dutch Energy Tax Act
Art. 59 of the Dutch
Energy Tax Act
Art. 64 of the Dutch
Energy Tax Act
Wet opslag duurzame
energie
See sources for energy
tax on exemptions

99

Belasting op gas – Voorgenomen beleid
Nederland
ODE tarieven gas
(ct/m3)

2019

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Schaal 1 (0 - 170.000 m3)

5,1

8,1

8,0

8,3

8,9

9,1

8,3

8,2

8,1

8,6

8,9

Schaal 2 (170.000 - 1 Mln. m3)

1,6

2,2

2,2

2,3

2,4

2,5

2,3

2,3

2,2

2,4

2,5

Schaal 3 (1 Mln. - 10 Mln. m3)

0,6

2,2

2,2

2,3

2,4

2,5

2,3

2,2

2,2

2,3

2,4

Schaal 4 (>10 Mln. m3)

0,3

2,2

2,2

2,3

2,4

2,5

2,3

2,2

2,2

2,3

2,4

EB tarieven gas
(ct/m3)

2019

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Schaal 1 (0 - 170.000 m3)

28,7

33,1

34,1

35,1

36,1

37,1

38,1

38,1

38,1

38,1

38,1

PwC

100

Belasting op gas
Duitsland
Tax component

Tariff (2018)

Energy tax

13,90 €/MWh
(0,136 €/m3)
If the gas is used for heating
purposes on in favoured plants (e.g.
combined production of heat and
energy), the tax rate is 5,50 €/MWh.

Exemptions
•

•

•
•

•
•

PwC

Tax relief: A full tax relief will be granted for taxed gas if consumed by a company of the manufacturing
•
industry for certain special production processes (e.g. electrolysis; production of glass, ceramics, bricks, •
concrete, etc.; metal production and processing; chemical reduction processes). For the rest § 54 and 55 •
might be applicable.
•
Tax exemption: A full tax exemption will be granted for self-produced gas if used on the premises of a
•
gas producing company for production purposes.
•
Tax relief: A tax relief of 1,38 €/MWh will be granted for gas if used by a company of the manufacturing
•
industry for heating purposes or in favoured plants. This relief is granted in addition the reduced tax rate
of 5,50 €/MWh.
Tax relief: A tax relief of up to 95% (in combination with § 54) will be granted for gas if used by an energy
intensive company of the manufacturing industry for heating purposes or in favoured plants in certain
special cases (i.e. when the amount of electricity tax paid is high in comparison to pension fund
contributions paid by the company).
Tax relief: A tax relief of 1,00 €/MWh (2018) will be granted for gas if used for some kinds of public
transportation. The tax relief will incrementally rise until 2027 to a level of 2,36 €/mWh.
Tax relief: A tax relief of 4,42 €/MWh will be granted for the combined generation of power and heat in
highly efficient fixed installations with an efficiency level of at least 70 percent. This relief is granted in
addition the reduced tax rate of 5,50 €/MWh.

Sources
§ 2 Energy Tax Act
§ 44 Energy Tax Act
§ 51 Energy Tax Act
§ 53 Energy Tax Act
§ 54 Energy Tax Act
§ 55 Energy Tax Act
§ 56 Energy Tax Act

101

Belasting op gas
België*
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Energy contribution

0,0009978 €/kWh (0,009749 €/m3)

•

Reduced rate of 0,00054€/kWh upon application of Long-term Energy programmes for energy-intensive
industries) (applied in Flanders & Wallonia). Analysis shows that many companies in the sectors have
such an agreement.

•

Federal contribution

0,0005684 €/kWh (0,00188 €/m3)

•

Professional end-users pay a
reduced rate when electricity
supplied exceeds 20 MWh/year, the
following rates apply. With a cap of
total costs of 750.000 €/year.
20 MWh - 50 MWh: -15%
50 MWh - 250,000 MWh: -20%
250,001 MWh – 1 mln MWh: -25%
>1 mln MWh: -45%

•

Quantities of natural gas withdrawn by end-user exclusively for the production of electricity are exempted •
of the federal contribution.
All quantities of natural gas withdrawn by a facility with sole intention to generate electricity are
exempted of the federal contribution.
When natural gas withdrawn is intended to supply a combined production facility of electricity and heat,
exemption is granted only to high-efficiency cogeneration installations, by proportion of the quantities of
natural gas used to produce electricity.

•

De Gaswet

KB federale bijdrage
gas

*For the taxes and levies that are applied on a regional levy we only include the ones that apply to Flanders
PwC

102

Belasting op gas
Italië
Tax component

Tariff (2018)

Excise duty on natural
gas

•

Regional surtax on
natural gas

Exemptions

Two different flat rates can be
•
charged:
If total usage between 0 – 1.200.000 •
m3/year: 0,012498 €/m3
•
If total usage higher than 1.200.000
m3/year the rate paid for total
consumption is 40% reduced:
0,0074988 €/m3
Tariff depends on the regions. The
applied rate is most common for
industrial use:

The direct use of natural gas for chemical reduction, electrolytic mineralogical process and metallurgical
processes is excluded from excise duty.
Exclusion for use of gas for other purposes than fuel or heating purposes.
An input reduction for usage in electricity generation.

Same exemptions as for the excise duty on natural gas apply

Sources
•
•
•

•
•

Article 21 of the excise
duty law
Article 26 of the Excise
duty Law
Table A of the Excise
duty Law

Law n. 158/1990
Article 21 of the excise
duty law

If total usage between 0 – 1.200.000
m3/year: 0,006249 €/m3
If total usage higher than 1.200.000
m3/year the rate paid for total
consumption is 40% reduced:
0,0037494 €/m3

PwC

103

Belasting op gas
Zweden
Tax component

Tariff (2018)

Energy tax

Flat tax EUR 93,7858 per 1,000 m3 Tax reductions are available for:
for heating. No tax is charged for gas • industrial manufacturing processes, both EU ETS and non EU ETS (70%);
used as propellant.
• metallurgical processes provided that the constituent material is chemically changed by heating in
furnaces or its internal physical structure is altered or maintained in ladles or similar vessels (100%);
• production of taxable energy products (100%) and
• production of other mineral substances than metals, provided that the constituent material is chemically
changed by heating in furnaces or its internal physical structure changes (100%).

Carbon dioxide tax

Flat tax, EUR 240,5353 per 1,000
m3

PwC

Exemptions

•

Sources
•

Energy Tax Act

Tax is fully (100%) deductible/refundable for gas used for e.g.: metallurgical processes provided that the •
constituent material is chemically changed by heating in furnaces or its internal physical structure is
altered or maintained in ladles or similar vessels; production of taxable energy products; other use than
as propellant in a manufacturing process within EU ETS and production of other mineral substances
than metals, provided that the constituent material is chemically changed by heating in furnaces or its
internal physical structure changes.

Energy Tax Act

104

Belasting op gas
Verenigd Koninkrijk
Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Climate Change levy
(CCL)

0,00203 £/kWh (0,0228 €/m3)

•

(rate for period 01/04/201801/04/2019)
(EUR/GBP 0,8691 per 14/02/2019)

Sources

The following processes/uses are exempt from CCL on gas subject to requirements being met and
•
administrative conditions being met:
a) mineralogical and metallurgical processes
•
b) gas not used as fuel, for example natural gas and propane used in steam reformers to produce a mixture
of hydrogen and carbon monoxide in the production of fertilizers and ammonia.
c) use of gas to produce other commodities which are subject to CCL or hydrocarbon oil duties
•
•
•

PwC

Finance Act 2000, Sch.
6 para. 6
Finance Act 2000,
Table in Sch. 6 para.
42(1)
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 12 and 18
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 46-61
Finance Act 2000, Sch.
6 para. 48

105

A3.3

Belastingen buiten Europa

In de onderzochte landen buiten de EU betaalt de industrie geen
belasting op elektriciteit
Gemiddelde belastingtarieven op elektriciteit in andere landen, gebaseerd op het standaardprofiel (2018, Euro ct./kWh)
Japan

Verenigde Staten

Het beleid in Japan is gebaseerd op belasting van
fossiele brandstof op basis van CO2-uitstoot, dit is niet
van toepassing op elektriciteit

0,00

0,00

Tarief zonder
Vrijstellingen
vrijstellingen
Belasting op elektriciteit

Verenigde Arabische Emiraten (VAE)

De Verenigde Staten kennen zowel op federaal niveau als
op staatniveau geen belasting op elektriciteit

In VAE bestaat geen energiebelasting of een andere
vergelijkbare belasting op elektriciteit

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

• Japan heeft geen aparte elektriciteitsbelasting.
Het belastingsysteem is gebaseerd op input
belasting en is dus niet van toepassing op
elektriciteit.
• Belastingen die kunnen worden doorgegeven aan
de klanten (zoals btw) worden niet meegenomen.

Belasting op electriciteit

• In de VS bestaat er geen belasting op elektriciteit
op federaal niveau.
• Op het niveau van individuele staten wordt wel
belastingen geheven. In Texas zijn er ‘sales taxes’
(zoals btw in Europa) die van toepassing zijn op
elektriciteitsproducenten. Deze producenten
dragen de rapportageverantwoordelijkheid maar
niet de financiële last voor de btw, dus de kosten
worden doorberekend aan de eindgebruiker en is
daarom niet meegenomen in onze analyse.

Belasting op elektriciteit

• De VAE heft geen (directe) belasting op
grondstoffen, daarom zijn er geen (directe) fiscale
prikkels op gebruik van individuele energieintensieve bedrijven.
• Wel kan de invoer van grondstoffen onderworpen
zijn aan douanerechten, maar dergelijke invoer
kan ook potentieel profiteren van industriële
vrijstelling of andere vrijstellingen zoals
vrijhandelsovereenkomsten. Deze vrijstellingen
zijn over het algemeen beschikbaar voor alle
industriële bedrijven.

Bron: PwC Analyse
PwC

107

In de onderzochte landen buiten Europa wordt gas in beperkte mate
belast
Gemiddelde belastingtarieven op gas in Nederland en andere landen, gebaseerd op standaardprofiel (2018, Euro ct./m3)
Japan

Verenigde Arabische Emiraten (VAE)

Verenigde Staten

Japan heeft een CO2-belasting, voor de industrie geldt in
een aantal gevallen een vrijstelling
2,99

2,99

1,25

1,25

1,74

1,74

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Op staatniveau (Texas) bestaat alleen belasting op de
productie van gas, die (deels) wordt doorberekend aan de
afnemer

In VAE bestaat geen energiebelasting of een andere
vergelijkbare belasting op gas

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Tarief zonder
vrijstellingen

Vrijstellingen

Tarief met
vrijstellingen

Special tax measure for climate change mitigation

Belasting op gas

Belasting op gas

Petroleum and Coal Tax

• Japan heeft een belasting op fossiele brandstoffen
waarvan de hoogte is gedreven door CO2-inhoud. Dat
is in feite een kruising tussen directe en indirecte
CO2-beprijzing. Deze wordt toegepast via de
‘Petroleum- and Coal Tax' en ‘Special tax measure
for climate change mitigation‘.
• De sectoren raffinage-industrie, kunstmestindustrie,
basischemicaliën en speciale chemicaliën zijn
vrijgesteld van deze belasting als zij geïmporteerde
olie en gas gebruiken als input in hun productieproces
of wanneer zij gasvormige koolwaterstoffen
exporteren.

• In de VS bestaan geen belastingen op gas op federaal
niveau.
• Texas kent wel een belasting op productie van
aardgas en dit is 7,5% van de marktwaarde van gas.
De belasting wordt over het algemeen betaald door de
producent (ofwel de bronhouder). De producent en de
koper (productiebedrijf), spreken onderling af hoe de
kosten van de belasting verdeeld worden. Dit is geen
verbruiksbelasting en valt derhalve buiten onze
vergelijking.

• De VAE heft geen (directe) belasting op grondstoffen.
Wel kan de invoer van grondstoffen onderworpen zijn
aan douanerechten, maar dergelijke invoer kan ook
potentieel profiteren van industriële vrijstelling of
andere vrijstellingen zoals vrijhandelsovereenkomsten.
Deze vrijstellingen zijn over het algemeen beschikbaar
voor alle industriële bedrijven.

Bron: PwC Analyse
PwC

108

Overview of relevant taxes in Japan
• In Japan there are no specific energy taxes for industrial players. There are fuel taxes based on carbon, which do apply to the sectors under analysis. There are two
layers of fuel tax, “Special Tax Measure for Climate Change Mitigation”, called "Chikyu Ondankataisaku no tame no kazei no tokurei "and " Energy-related
Taxes/Petroleum and Coal Tax" called "Sekiyu Sekitanzei" are applied for "Crude Oil and Products", " Gaseous hydrocarbon, LPG, LNG" and "Coal".
• These taxes are applied on the inputs i.e. they are set as JPY/ton CO2-emissions. The government uses standardized specific conversion rates per fuel type, to
convert the the different fuel metrics to potential CO2 content and vice versa.

Tax component

Tariff (2018)

Exemptions

Sources

Petroleum and Coal
Tax

Gas Tariff:
JPY400/t-CO₂ (€3,21/t-CO₂)
JPY1.080/t (0,017366 €/m3)

•

The tax is exempted in case Gas Hydrocarbon is exported or moved to any other places due to
unavoidable situation.
• Furthermore, exemption is applied in case following specific products are picked up from the bonded
areas: Heavy NGL, Naphtha, Kerosine and diesel oil used for manufacturing of petroleum products,
Liquefied Gas Hydrocarbon such as Propane, Butane used for manufacturing of Ammonia, Olefin
Hydrocarbon and Maleic Anhydride. A "Bonded area" is the place where the cargo from abroad is put
before the custom clearance without paying any custom duty.
Note: Although name is Petroleum and Coal tax, this tax also applies to Gas

•

Same exemptions as for the excise duty on natural gas apply

•

Coal tariff:
JPY301/t-CO₂ (€2,42/t-CO₂)
JPY700/t (5,6 €/1000kg)

•

Basic Environment Act
(Law No. 91 on
November 19, 1993)
The 4th Environment
Basic Plan

Oil tariff:
JPY779/t-CO₂ (€6,26/t-CO₂)
JPY2040/kl (2,59467 €/bbl)
Exchange rate 1JPY =EUR0,0080
Special tax measure
for climate change
mitigation

CO2 tariff (applies to gas, coal, oil):
JPY289/t-CO₂ (€2,31/t-CO₂)
Gas Tariff: JPY780/t (0,01254 €/m3)
Coal tariff: JPY670/t (5,36 €/1000kg)
Oil tariff: JPY760/kl (0,96664 €/bbl)

•

Basic Environment Act
(Law No. 91 on
November 19, 1993)
The 4th Environment
Basic Plan

Exchange rate 1JPY =EUR0,0080
PwC

109

Appendix B:
Sensitiviteiten case
study

De impact van de verwachte EU ETS kosten op Yara Sluiskil’s
contributiemarge verschilt c.9% tussen het scenario zonder doorgifte en
het scenario uitgaande van 50% doorgifte
Contributiemarge, 2030 ten opzichte van 2019
Geïndexeerd, Vergelijking van de daling in contributiemarge bij verschillende mate van doorgifte van de EU ETS kosten

Contributiemarge

O.b.v. een 10 jaar
gemiddelde CM
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%

87.8%

89.0%

90.2%

91.5%

92.7%

Zonder doorgifte

Alleen EU ETS
(10% doorgifte)

Alleen EU ETS
(20% doorgifte)

Alleen EU ETS
(30% doorgifte)

Alleen EU ETS
(40% doorgifte)

93.9%
7%

Alleen EU ETS
(50% doorgifte)

Bronnen: PwC analysis; Bedrijfsfinancien; PBL
PwC

111

De 3 jaar gemiddelde contributiemarge is lager dan de 10 jaar
gemiddelde contributiemarge. Hierdoor liggen de eindpunten van de
contributiemarges na impact van de opties ook lager

Contributiemarge

Contributiemarge, 2019-20301

Alleen EU ETS
Optie 1
Optie 3a
Optie 4
Optie 2
Optie 3b
Legenda

2019

2020

O.b.v. 3 jaar gemideld CM

O.b.v. 10 jaar gemideld CM

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

1De weergegeven lijn voor de opties 1 en 3a, evenals opties 2 en 3b lopen over elkaar heen. Reden hiervoor is dat de heffing voor optie 3a berekend wordt op basis van het prijs-pad voor de (verwachte) minimum energieprijs ten opzichte van de

verwachte ETS prijs. Daar de verwachte energieprijs voor alle jaren lager is dan de verwachte ETS prijs, is de effectieve impact gelijk aan optie 1. Optie 2 en 3b lopen over elkaar heen, aangezien wij veronderstellen dat de geschatte ETS prijzen gelijk
zullen zijn aan de daadwerkelijke ETS prijzen voor dat jaar
Bronnen: PwC analysis; Company financials; PBL
PwC

112

Strikt vertrouwelijk – niet verder te verspreiden

Appendix C:
Bronnen

Bronnenlijst
CE Delft (2018). External Costs Charge: A policy instrument for climate change
mitigation.

Planbureau voor de Leefomgeving (2018). Projectie ETS-prijs volgens
uitgangspunten concept wetvoorstel minimum CO2-prijs elektriciteitsproductie

CEPS & Ecofys (2018). Composition and Drivers of Energy Prices and Costs:
Case Studies in Selected Energy Intensive Industries.

PwC (2019). De effecten van een nationale heffing op broeikasgas in de industrie

Company.info – Jaarverslagen van Grote 12

Riigi Teataja (2018). Environmental Charges Act.

Concawe (2017). Benchmarking CO₂ emissions from European refineries.

SEB (2016). Equity Research Yara.

Copenhagen Economics (2015). Carbon leakage in the nitrogen fertilizer industry.

World Bank (2018). State and Trend of Carbon Pricing.

Europese Commissie (2013). Case No COMP/M.6695 - AZOTY TARNÓW/
ZAKŁADY AZOTOWE PUŁAWY.
Europese Commissie (2015). Case M.7784 - CF INDUSTRIES HOLDINGS / OCI
BUSINESS.
Europese Commissie (2016). EU ETS Factsheet.
Feldstein, M. S. (1972). Equity and efficiency in public sector pricing: the optimal
two-part tariff. The Quarterly Journal of Economics, 176-187.
Field, B. C., & Olewiler, N. (2011). Environmental economics.

Yara International (2017). Country by country reporting 2017.
Yara Sluiskil – Level playing field assessment (geleverd aan PwC)
Zenghelis, D. (2006). Stern Review: The economics of climate change. London,
England: HM Treasury.
2013/448/EU: Commission Decision of 5 September 2013 concerning national
implementation measures for the transitional free allocation of greenhouse gas
emission allowances in accordance with Article 11(3) of Directive 2003/87/EC of
the European Parliament and of the Council

Government of Canada (2018). Carbon pricing: compliance options under the
federal output-based pricing system.
Nederlandse Emissieauthoriteit (2018b). Emissiecijfers industrie 2013-2017.
Nordhaus, W. D. (2017). Revisiting the social cost of carbon. Proceedings of the
National Academy of Sciences, 114(7), 1518-1523
PwC

Informatie over bedrijven, zoals het belaste energieverbruik (elektriciteit en gas),
totale uitstoot van broeikasgassen, aantal gratis emissierechten binnen het EU
ETS en beschikbare emissie reductieopties zijn door de bedrijven zelf
aangeleverd.
114

pwc.com