• 05/02/2015

De prijs van elektriciteitszekerheid in België - interview

Smart Grids Flanders sprak met de expert in energievoorziening prof. dr. Johan Albrecht: "Ik roep op tot een energiebeleid met een langetermijnvisie, maar ik ben geen pessimist."

Trefwoorden: #blackout, #denktank Itinera, #elektriciteit, #energievoorziening, #Johan Albrecht, #Smart Grids Flanders

Lees verder

Productnieuws

ENGINEERINGNET.BE - Op de website van denktank Itinera staat een vlammend rapport: België mag zich niet neerleggen bij de blackout risico’s voor de komende jaren.

Auteur Johan Albrecht spreekt daarin klare taal. Hij stelt dat – zonder ingrijpen - de bevoorradingszekerheid van elektriciteit in België op korte termijn kritiek zal worden, en wel om vier redenen:

  1. Door de kernuitstap vanaf 2015 en het sluiten van oude biomassa-, gas – en WKK-centrales verdwijnt er tegen 2030 zo’n 13 000 MW controleerbare productiecapaciteit.
  2. Daarmee daalt de reservemarge (van extra inzetbare capaciteit om de piekvraag te dekken) vanaf 2024 tot -40%, terwijl een ideale reservemarge 5 à 10% bedraagt.
  3. Willen we blijvend een veilige reservemarge van 5% halen, dan moeten er tussen vandaag en 2030 maar liefst 26 gascentrales (van 300 MW) en 8 biomassacentrales (van 300 MW) worden gebouwd. De upfront investeringskost daarvan bedraagt 11 à 13 miljard Euro.
  4. Private investeringen blijven echter uit door de lage groothandelsprijs voor elektriciteit, de dalende vraag en het onzekere investeringsklimaat.

SGF: Wat betekent een negatieve reservemarge van 40% in de praktijk? Zitten we zonder ingrijpen systematisch met een stroomtekort vanaf 2024?

Johan Albrecht: “Een negatieve reservemarge van 40% betekent dat er op piekmomenten maar 60% van de vraag kan worden gedekt. Let op, dit is een puur theoretische berekening die ervan uitgaat dat de vraag naar elektriciteit van nu tot 2030 constant blijft, terwijl er veel productiecapaciteit zal wegvallen.

Vanaf 2015 verdwijnt de nucleaire capaciteit van 5900 MW, maar ook heel wat van onze huidige gas-, biomassa- en WKK-centrales zijn bijna tien jaar oud en daarmee aan het einde van hun levenscyclus. De negatieve reserve van 40% moet je interpreteren als de inschatting van een toekomstig probleem en een oproep tot actie aan de beleidsmakers. Ik ga ervan uit dat zij niet zullen toelaten dat het ooit zover komt.

Tijdens een winterpiek heeft België zo’n 13 000 MW nodig, in de zomer zo’n 6 à 7000 MW en het gemiddelde elektriciteitsverbruik in ons land ligt rond de 10 500 MW. Er is dus zeker een toekomstscenario denkbaar waarin België systematisch en zelfs in de zomer afhankelijk wordt van elektriciteitsimport. Maar opnieuw: ik geloof niet dat beleidsmakers zullen toelaten dat onze eigen productie tot 5000 MW daalt.”

SGF: In uw black-out rapport spreekt u van een investeringskost van 11 à 13 miljard Euro voor nieuwe activa. Tijdens uw presentatie op het SES-slotevenement sprak u van een cumulatieve kost van 21 à 41 miljard Euro voor energiezekerheid tot 2030. Wat zit er bij in die cumulatieve kost?

Johan Albrecht: “Er zijn tegen 2030 meer investeringskosten nodig dan alleen de upfront investeringskost van 11 miljard Euro voor 26 nieuwe gascentrales en 8 nieuwe biomassacentrales.

Ik denk aan investeringen in wind- en zonneparken om het aandeel van hernieuwbare energie te verhogen en aan de kosten van netwerkextensies en –aanpassingen. Als je windparken in zee bouwt, moet het net de bijhorende stroominjectie natuurlijk wel aankunnen.

Daarnaast omvat de cumulatieve kost ook de gebruikskosten van de nieuwe activa en de subsidies die investeerders moeten overtuigen. Met de huidige groothandelprijzen voor elektriciteit is elke nieuwe centrale – inclusief gas- en biomassacentrales - verlieslatend, dat weet iedereen.

De overheid zal de barrières voor investeerders dus moeten verlagen door een systeem van capaciteitsvergoedingen uit te werken waarbij per kW geïnstalleerd vermogen een subsidie wordt toegekend.

Ik spreek me niet uit over het beste type capaciteitsvergoeding – vaste vergoedingen, veilingen, hybride systemen …- of over de periode waarin investeringssteun aangeboden kan worden maar er moet op termijn één of andere capaciteitsvergoeding komen als we willen dat er nieuwe activa worden gebouwd.”

SGF: U spreekt over een krimpende elektriciteitsmarkt, terwijl Elia raamt dat het elektriciteitsverbruik tot 2020 jaarlijks met 2% zal stijgen, o.a. door de toename van elektrisch rijden en het hoge verbruik van datakoelcentra in de ICT-sector. Zit daar een tegenspraak?

Johan Albrecht: “Elia spreekt een verwachting uit naar 2020 toe. Het zou best kunnen dat de vraag naar elektriciteit opnieuw zal stijgen. In mijn rapporten citeer ik de cijfers van het effectieve elektriciteitsverbruik in Centraal en West-Europa tussen 2008 en 2014 en die vertonen wel degelijk een dalende lijn.

In Duitsland is de vraag naar elektriciteit tussen 2007 en 2014 bijvoorbeeld gedaald met bijna 8%. Het inkrimpen van de Europese industrie na de crisis van 2008 is hiervoor deels verantwoordelijk.

In sommige regio’s is het industriële verbruik goed voor 50% van de elektriciteitsconsumptie, dus als de industrie krimpt, zie je dat meteen in het elektriciteitsverbruik. De vraag is natuurlijk of de daling cyclisch is of structureel.

Momenteel is het koffiedik kijken of het industriële elektriciteitsverbruik opnieuw zal aantrekken. Ook het huishoudelijke verbruik kan trouwens verder dalen, wanneer meer gezinnen groene stroom gaan opwekken en deels zelfvoorzienend worden.”

In een eerder rapport voor Itinera, Energy Security First! Naar een stappenplan voor energiezekerheid, formuleerde professor Albrecht drie beleidsaanbevelingen voor de regeerperiode 2014-2019:

  1. Naar 13 000 MW nieuwe capaciteit tegen 2025
  2. Naar een betere benutting van de bestaande capaciteit door load management
  3. Ondersteun hernieuwbare energie als volwaardige marktpartij en niet als nichespeler

SGF: Naar analogie met een studie van Agora Energiewende voor Zuid-Duitsland gaat u ervan uit dat er in België een aanzienlijk potentieel inzake load management bestaat. Maar ook hier zijn er incentives nodig?

Johan Albrecht: “Via load management bespeel je de elektriciteitsvraag om de piekvraag af te vlakken. Grotere bedrijven willen zich flexibel opstellen en meestappen in ‘demand side management’ wanneer dit rendabel is voor hun bedrijf. Als ze voor hun flexibele verbruik slechts een minieme vergoeding krijgen, dan loont het niet om hier personeel op te zetten.

Met de juiste incentives wordt het wel interessant. Het benutten van het potentieel voor load management heeft dus een prijs, maar de Overheid moet die vergelijken met duurdere alternatieven zoals het bouwen van piekcentrales die zeer weinig gebruikt worden.”

SGF: U pleit voor een ondersteuning van zonne- en windenergie in functie van de marktvraag, wat neerkomt op curtailment of geen productie bij zeer lage marktvraag, maar bij hoge marktvraag ook hogere vergoedingen dan vandaag. Wat zijn hier de remmende factoren?

Johan Albrecht: “Wie in het verleden investeerde in hernieuwbare energie, ging ervan uit dat het wettelijke kader minstens tien à twintig jaar ongewijzigd zou blijven. Retroactieve aanpassingen creëren rechtsonzekerheid en dat is niet goed voor het investeringsklimaat.

Toch denk ik niet dat operatoren per definitie in de problemen zullen komen door een ander ondersteuningsbeleid voor hernieuwbare energie. In Duitsland is het al zo dat windparken langs congestielijnen frequent worden afgeschakeld. Maar dat wordt gecompenseerd omdat de operatoren hogere vergoedingen krijgen wanneer de elektriciteitsvraag groot is.”

SGF: Itinera deed haar 3 beleidsaanbevelingen in mei 2014. Hebt u het gevoel dat de huidige regering de boodschap goed heeft opgepikt?

Johan Albrecht: “Men beseft in elk geval dat er op energievlak actie nodig is. De regering overweegt extra studiewerk. Ik ben vrij optimistisch en denk dat er iets gaat bewegen. Ik hoop alleen dat men meer zal doen dan de korte termijn risico’s aanpakken.

Op lange termijn moet het investeringsklimaat verbeteren, want vandaag is de marktvraag fundamenteel verstoord. Zoiets is echter moeilijk om als klein landje aan te pakken. Er zijn Europese initiatieven nodig om een betere marktwerking te coördineren.”

SGF: Hebben we deze winter een acute black-out ‘nodig’ om de beleidsmakers tot een krachtdadige aanpak te bewegen?

Johan Albrecht: “Ons land kent maar 1 keer per 15 jaar een heel strenge winter. Als een black-out deze winter uitblijft, zal Jan-met-de-Pet misschien knorren dat de recente media-heisa overdreven was. Beleidsmakers beseffen echter wel dat het risico op een black-out reëel is en moet aangepakt worden.

Zij gaan de problematiek in april niet klasseren omdat het licht deze winter dan toch niet is uitgegaan. Beleidsvorming gaat altijd traag en neemt geen acute bochten. Tien jaar geleden was er een grote black-out in Italië en daar heeft men ook niet alles op één dag over een andere boeg gegooid.

Ik geloof dat het probleem van de energiezekerheid in België door de regering wordt erkend, maar dat de aanpak ervan tijd zal vragen. Of we deze winter nu zonder stroom vallen of niet.”


Voor meer informatie:
Smart Grids Flanders
Koningsstraat 154-158 - B-1000 Brussel
Tel +32 2 229 81 67
info@smartgridsflanders.be - www.smartgridsflanders.be

Dit gesponsorde tekstBERICHT is een realisatie van:
Smart Grids Flanders


Bericht van de redactie: dit is een ingezonden mededeling, die mogelijk niet vrij is van commerciële invloeden. De verantwoordelijkheid voor de verstrekte technische en andere gegevens berust volledig bij de vermelde leverancier of fabrikant.