Dreigend stroomtekort in België: de buurlanden zullen ons niet redden
Een combinatie van extra binnenlandse productiecapaciteit en import uit het buitenland moet stroomtekorten in de komende maanden vermijden. Maar die buitenlandse toevoer wordt almaar minder zeker.
Gaat het licht uit? De zenuwen staan strak gespannen op de hoofdkwartieren van de energiebedrijven en de politieke partijen. Minister van Energie Marie-Christine Marghem (MR) en de hoogspanningsnetbeheerder Elia werden koud gepakt door de aankondiging van Engie Electrabel dat in november gedurende een aantal weken zes van de zeven kerncentrales niet operationeel zijn. Daardoor dreigen plotseling stroomtekorten.
Het energiebeleid in dit land was de voorbije decennia niet bepaald een toonbeeld van vooruitziendheid. Na de eerste beslissing over de kernuitstap, in 2003, is nooit werk gemaakt van een plan om in vervangcapaciteit te voorzien. Erger nog: de stroomproductiecapaciteit nam gestaag af. Alle oude steenkoolcentrales sloten de deuren. Die waren samen goed voor ongeveer 3 gigawatt, het equivalent van drie grote kernreactoren. “Nochtans is er nooit een politiek besluit genomen om die kolencentrales te sluiten”, stelt professor Ronnie Belmans (KU Leuven), de CEO van Energyville, het onderzoekscentrum voor de groene energiebevoorrading van steden.
Dat leek aanvankelijk geen groot probleem. De West-Europese elektriciteitsmarkten waren decennialang nationale eilandjes. Tot de liberalisering van de energiemarkt besliste in België het Controlecomité voor elektriciteit en gas, waarin ook de sociale partners zaten, over de investeringen. Die werden afgestemd op het maximale piekverbruik, wat leidde tot overcapaciteit. Na de vrijmaking gingen minder rendabele centrales onherroepelijk dicht.
Theoretisch getal
Ook de verbeterde importmogelijkheden verminderden de behoefte aan nieuwe investeringen. Energie-invoer heeft twee componenten. De hoogspanningsnetbeheerder zorgt voor voldoende grensoverschrijdende transportcapaciteit – interconnectie in het jargon. En in het buitenland produceert iemand de elektriciteit die nodig is.
Aan die interconnectie is de voorbije jaren serieus gewerkt. Momenteel heeft Elia 5500 megawatt importcapaciteit ter beschikking. Met de ingebruikname van Nemo (de verbinding met het Verenigd Koninkrijk) volgend jaar en Allegro (de verbinding met Duitsland) het jaar daarop komt daar nog eens twee keer 1000 megawatt bij. Daarmee draait ons land mee in het Europese koppeloton van de landen met de meeste grensoverschrijdende vervoerscapaciteit (zie tabel België een van de best geconnecteerde landen).
Alleen is dat cijfer voor een stuk theoretisch. “Eigenlijk geldt die 5500 megawatt vooral voor een markt met overschotten, wanneer iedereen de goedkoopste – meestal hernieuwbare – energie wil kopen”, weet Chris Peeters, de CEO van Elia. “In een stresssituatie, zoals tijdens de wintermaanden, is het best mogelijk dat veel capaciteit niet kan worden benut, gewoon omdat er niet genoeg stroomaanbod is.”
Die kans is de voorbije jaren alleen maar toegenomen. BDEW, de Duitse beroepsfederatie van de energiesector, becijferde dat het aantal uren dat de productie en de import niet volstaan om de energiebevoorrading te garanderen, in alle Europese landen toeneemt. Frankrijk lijkt er het slechtst aan toe. Onze zuiderburen dreigen de komende jaren volgens het rapport 5 à 10 uur per jaar in het donker te zitten. België, Nederland en Duitsland zullen in 2020 wellicht nog onder de grens van 1 uur per jaar blijven, maar in 2025 staat de teller al op 1 à 2 uur. Voor België stijgt die zelfs tot 5 à 10 uur, waarmee we in dezelfde categorie belanden als Frankrijk.
Wind is niet stuurbaar
Dat heeft vooral te maken met de wijzigingen in het productiepark. Hernieuwbare energie is overal aan een onstuitbare opmars bezig. Zonneparken in Zuid-Duitsland en Frankrijk, en windmolens op land en op zee schieten als paddenstoelen uit de grond. Behalve dat ze geen broeikasgassen uitstoten, hebben die groene productiebronnen als voordeel dat hun brandstofkosten nul zijn. Wind en zon zijn gratis.
Het grote nadeel is dat ze niet stuurbaar zijn: ze produceren alleen maar als de wind waait of de zon schijnt. Op grijze, windluwe winterdagen is er behoefte aan andere productie. Op andere dagen duwen ze de andere centrales uit de markt, waardoor die kampen met een veel lagere capaciteitsbenutting en rendabiliteit. Het aandeel van de stuurbare capaciteit loopt dus terug.
Duitsland is het meest sprekende voorbeeld van die evolutie. Onze oosterburen namen in de nasleep van het ongeval met de kernreactor in het Japanse Fukushima de drastische beslissing het volledige kerncentralepark uit dienst te nemen tegen 2022. Het nucleaire aandeel in de stroomproductie liep terug van 29 procent in 2000 tot 11,6 procent vorig jaar. Groene energie zag zijn aandeel dan weer klimmen van 7 naar 33 procent.
Goodbye kolen
Duitsland hield de kostprijs van die Energiewende binnen de perken door in te zetten op relatief goedkope kolencentrales. De voorbije jaren kwamen er maar liefst negen bruinkoolcentrales bij. Dat had als nadeel dat de CO2-uitstoot stagneerde. Om de klimaatdoelstellingen te halen moeten de kolencentrales op de schop. Een commissie moet tegen eind dit jaar met een streefdatum voor de totale sluiting komen én met een traject om de vertraging in het behalen van de klimaatdoelstellingen te verkorten. Eén commissielid achtte een sluiting tegen 2027 niet onmogelijk.
Ook de Nederlandse regering wil tegen 2030 kolencentrales uit het productieportfolio schrappen. Die waren vorig jaar goed voor een kwart van de geproduceerde elektriciteit. Dat het menens is, bleek in mei, toen de regering van Mark Rutte besliste dat de twee oudste kolencentrales in 2024 onherroepelijk dichtgaan.
Dat hoeft niet onmiddellijk grote gevolgen te hebben. Nederland heeft meer gascentrales in de mottenballen staan dan er nog actieve kolencentrales zijn. Maar meer dan waarschijnlijk worden die ook te hulp geroepen om de Duitse kolenexit mogelijk te maken. Dat verhoogde gebruik van gascentrales dreigt te botsen met de Klimaatwet, die stipuleert dat de uitstoot van broeikasgassen tegen 2050 met 95 procent moet dalen. Tegelijk gaan steeds meer stemmen op om de aardgaswinning uit het grote Groningen-veld af te bouwen. Daardoor komt de status van Nederland als exportland van elektriciteit langzamerhand in het gedrang.
Frankrijk zweert voorlopig bij zijn kerncentrales. Die waren vorig jaar nog goed voor ruim drie kwart van de Franse stroomproductie. President Emmanuel Macron verdaagde de plannen van de vorige regering om dat aandeel tegen 2025 tot de helft te verlagen. De nieuwe streefdatum is 2035, wat beter overeenkomt met de plannen van uitbater EDF. Wel wil Frankrijk binnen de vijf jaar af van zijn kolencentrales, om zo de klimaatdoelstellingen van het akkoord van Parijs te halen, en moet het aandeel hernieuwbare energie worden opgetrokken tot 32 procent.
Europese afstemming
Dat de afbouw van het nucleaire productiepark is uitgesteld, vermindert de zorgen echter niet. Frankrijk werd de voorbije jaren ook geconfronteerd met het onverwachts uitvallen van enkele kernreactoren, waardoor het in plaats van energie te exporteren soms een importeur werd. Dat joeg de Belgische energieverbruiker dan weer op kosten.
De kans dat de import onvoldoende blijkt, noopt de Belgische regering en Elia ertoe alles uit de kast te halen om bijkomende energieproductie te vinden in eigen land. Van het oorspronkelijk geschatte tekort van 1600 tot 1700 megawatt is 750 megawatt weggewerkt. De maatregelen om dat mogelijk te maken variëren van de heropstart van de gascentrale van Vilvoorde (225 megawatt), de verbeterde piekproductie van piekcentrales (100 megawatt), de inzet van gehuurde dieselgeneratoren door Engie (200 megawatt) en het afschakelen van industriële processen bij bedrijven (200 megawatt).
Maar zelfs dan blijft de kans levensgroot dat het afschakelplan moet worden geactiveerd, waardoor in een deel van het land het licht uitgaat. Wellicht kan in november nog extra elektriciteit worden gevonden in het buitenland. De échte test komt in januari en februari. Als de temperatuur op een winterdag 1 graad lager ligt dan normaal, leidt dat in België tot 110 megawatt extra stroomverbruik. Wordt het ook echt koud in de buurlanden, en vooral in Frankrijk, dan is stroomimport zo goed als uitgesloten. De mogelijkheid van een black-out wordt dan zeer reëel.
De vermindering van de stuurbare elektriciteitsproductiecapaciteit maakt hoe dan ook Europese afstemming steeds meer noodzakelijk. De Europese Commissie lanceerde daarom eind 2016 het Clean Energy Package for all. Dat plan omvat ook een ‘ European approach for adequacy‘ (een Europese benadering voor toereikendheid). Een van de bepalingen is dat Entso-E, de Europese vereniging van hoogspanningsnetbeheerders, elk jaar berekeningen maakt of de energieproductie op het Europese net voldoende is om tegemoet te komen aan de vraag.
De impact is aanzienlijk. De uitkomst bepaalt of de landen in systemen voor capaciteitsvergoedingen mogen uitwerken. Die laten toe dat centrales worden verloond voor het ter beschikking houden van capaciteit. Het maakt steeds duidelijker dat de tijd van de elektrische eilandjes definitief voor bij is.
Zoeken naar verantwoordelijken
Natuurlijk is federaal Energieminister Marie-Christine Marghem politiek verantwoordelijk als de hoogspanningsnetbeheerder Elia het afschakelplan in werking moet zetten. De bevoorradingszekerheid is de verantwoordelijkheid van de federale regering. Dat staat expliciet in de elektriciteitswet van 1999, die de contouren uittekende voor de geliberaliseerde elektriciteitsmarkt die vanaf 2002 werd gerealiseerd. Al mag, als verdediging voor Marghem, worden opgemerkt dat een eensgezind energiebeleid nog nooit tot de realisaties van welke Belgische overheid dan ook behoorde.
In België is Elia verantwoordelijk voor het evenwicht op het net. Dat moet steevast onder een spanning van 50 hertz staan. Als die spanning hoger wordt doordat er te veel stroom wordt geproduceerd, of wegvalt doordat er te weinig wordt geproduceerd, komt het systeem in gevaar. In dat geval zal Elia proberen de productie of de vraag aan te passen.
Toch kunnen energieleveranciers zoals Engie Electrabel, EDF Luminus, Eneco en Lampiris niet simpelweg naar Elia verwijzen als de consument schade zou lijden door de activering van het afschakelplan. Om belangenvermenging te vermijden, mag Elia geen productiecentrales uitbaten. Wie dat wél mogen – energieleveranciers en sommige grote industriële bedrijven – hebben daarom de status van ‘evenwichtsverantwoordelijken’ gekregen.
Dat wil zeggen dat zij zelf moeten zorgen dat ze evenveel stroom produceren of aankopen als ze hebben verkocht. Kunnen ze dat niet bewijzen, dan riskeren ze serieuze boetes en komen ze ook hun contractuele verplichtingen met hun klanten niet na. “Het is aan de leveranciers om hun engagementen na te komen, en alles te doen wat mogelijk is om de verkochte stroom te leveren”, stelt Peter Claes, de directeur van Febeliec, de federatie van industriële energiegebruikers. In de meeste klantencontracten staat echter een clausule die bepaalt dat de netbeheerder instaat voor de continuïteit van de energieleveringen. Kortom, de juridische afloop is nog behoorlijk onzeker.
Vragen over de timing
De aankondiging dat het onderhoud in Tihange 2 en 3 twee maanden langer duurt dan gepland, leverde het Frans-Belgische energiebedrijf Engie Electrabel een hoop banbliksems op. Amper enkele weken tevoren had federaal Energieminister Marie-Christine Marghem bekendgemaakt dat deze winter geen strategische reserve nodig was – een systeem waarbij centrales die normaal zouden sluiten, toch beschikbaar blijven om tekorten op te vangen.
Bovendien viel het nieuws net voor de gemeente- en de provincieraadsverkiezingen, waardoor sommigen het beschouwden als het eerste spierballengerol van Engie in de onderhandelingen die met premier Charles Michel worden gevoerd. Engie wil een maximumfactuur voor de berging van het nucleaire afval en de ontmanteling van de kerncentrales. Daarvoor is nu zowat 10 miljard euro opzijgezet. De regering wil meer zekerheid dat het geld ook echt beschikbaar zal zijn, terwijl Engie wil vermijden dat zijn rekening ontspoort. In de berekeningen werd tot nu uitgegaan van een berging op 200 meter diepte. Berging op 400 meter diepte kost 5 miljard euro extra, op 600 meter 10 miljard extra.
Sp-a-voorzitter John Crombez beschuldigde Engie ook van prijsmanipulatie. Door de aankondiging schoot de groothandelsprijs de hoogte in en kan het bedrijf voor energie die het eerder had aangekocht, nu hogere prijzen vragen. Maar volgens Engie verliest het juist geld. Niet alleen omdat het extra kosten heeft voor veiligheid en onderhoud, maar ook omdat het de elektriciteit die het normaal in de kerncentrales zou genereren, nu zelf moet aankopen.
Fout opgemerkt of meer nieuws? Meld het hier