Investeerders wachten subsidiemechanisme voor nieuwe gascentrales af

De kernuitstap staat of valt met de beschikbaarheid van alternatieven voor de nucleaire centrales. Gascentrales zijn een mogelijkheid, maar de uitbaters wachten de plannen van de regering af.

“Onze centrale in Genk? Ik weet zelfs niet of die grond nog van ons is.” Adriaan Van der Marel, de woordvoerder van het Duitse energiebedrijf RWE, krabt zich even achter de oren. “Laat ons zeggen dat dat dossier in elk geval niet bovenaan op de stapel ligt.”

Het Nederlandse Essent, intussen overgenomen door RWE, kondigde in november 2008 aan dat het in Genk-Zuid een gascentrale van 400 megawatt wilde bouwen. Tien jaar later is ze er nog niet. Na navraag weet Van der Marel dat RWE nog altijd eigenaar is van de grond, maar er geen concrete plannen mee heeft.

Nochtans zouden gascentrales hét alternatief worden voor de Belgische kerncentrales. Alleen blijkt er geen rendabele businesscase te bouwen voor een nieuwe centrale. “Als ik nu naar een raad van bestuur trek met een plan voor een nieuwe gascentrale, lachen ze me binnen de minuut naar buiten”, klinkt het bij meerdere topmensen.

De oorzaak van het gebrek aan investeringen zijn de tsunami’s die de energiesector de jongste tien jaar over zich heen heeft gekregen. De financiële en economische crisis van 2008-2009 deed voor het eerst de vraag naar energie dalen.

Door de opkomst van het Amerikaanse schaliegas begonnen de Amerikaanse steenkoolbedrijven hun productie massaal naar Europa te exporteren. Dat maakte de Europese kolencentrales goedkoper, waarop ze de gascentrales uit de markt duwden. Daarbovenop kwam de opkomst van hernieuwbare energie, die met een slok subsidies als ondersteuning de gemiddelde marktprijzen naar beneden joeg.

Toch gloort er licht aan de horizon. Het economische herstel van de jongste jaren vertaalde zich in iets meer draaiuren voor de gascentrales. En ook de geplande kernuitstap belooft een hogere benuttingsgraad. Die lichtpuntjes zijn genoeg om de boel draaiende te houden, maar onvoldoende om nieuwe investeringen uit te lokken.

De hoogspanningsnetbeheerder Elia stelt in zijn studie dat er tot 2030 weinig reden is om gascentrales te sluiten, maar evenmin om er nieuwe te bouwen. Als de CO2-prijs genoeg stijgt, is dat wellicht wel het geval in 2040.

“Maar”, stipt Electrabel-woordvoerder Anne-Sophie Hugé aan, “In de huidige marktomstandigheden hebben we, voor grote investeringen die een langere terugverdientijd hebben dan twee jaar, zoals een groot onderhoud, een steunmechanisme nodig.”

Capaciteitsvergoeding

Die steun zou vooral moeten komen van een systeem van capaciteitsvergoeding. Dat betekent dat een centrale wordt vergoed omdat ze beschikbaar is, dus los van het feit of ze al dan niet stroom produceert. Een dergelijk plan van staatssecretaris voor Energie Melchior Wathelet (cdH) van 2014 werd uiteindelijk door de regering-Michel ingetrokken, na kritiek omdat het enkel voor nieuwe gascentrales gold.

Als de regering een nieuw systeem wil invoeren, moet Europa dat goedkeuren en dat is een tijdrovende procedure. Minister van Energie Marie-Christine Marghem (MR) wacht op de resultaten van een studie. Intussen gaan stemmen op om een buitenlandse methode over te nemen, mogelijk het Britse model, dat werkt met openbare aanbestedingen.

De aanbieders die de gevraagde productiecapaciteit het goedkoopst aanbieden winnen en krijgen de elektriciteitsprijs die ze zelf hebben vooropgesteld. Bestaande centrales kunnen bieden voor één jaar of, in het geval van grote onderhoudswerken of renovaties, voor drie jaar. Nieuwe eenheden kunnen voor vijftien jaar bieden. “Dat systeem combineert de zekerheid die een investeerder nodig heeft met zo veel mogelijk marktwerking”, analyseert Frank Schoonacker, directeur corporate affairs bij EDF Luminus.

Niet iedereen is enthousiast over de subsidiëringsplannen. Els Brouwers, hoofd energie, klimaat en economie bij essenscia (de federatie van de chemie en lifesciences), wijst erop dat daardoor na 2025 nagenoeg de volledige elektriciteitsproductie op een of andere manier wordt ondersteund. Exact twintig jaar na de Europese directieve die het startschot gaf voor de liberalisering van de energiemarkten, is dat een wrange vaststelling.

Bovendien zijn er ook kandidaat-investeerders die niet op een capaciteitsvergoeding wachten. Sinds de overname van het Italiaanse Eni heeft Eneco in Seneffe een terrein waarop een gascentrale kan worden gebouwd. Het heeft daarvoor sinds 2008 alle vergunningen, al zijn er geen concrete plannen.

Een nieuwe gascentrale zou volgens de meeste studies een aantal jaren op 70 tot 80 procent van zijn capaciteit kunnen draaien. Wellicht mede daarom is voor Christophe Galimont, head of legal, regulatory & PR van Eneco, “een vergoeding voor de beschikbaarheid van opwekkingscapaciteit voor ons niet aan de orde. Capaciteitsmechanismen houden oudere kolen- en gascentrales onnodig langer in de markt en verkleinen de kansen voor nieuwe, innovatieve en flexibele producten en diensten.”

Eneco bouwt bijvoorbeeld met Siemens aan de grootste batterijcentrale van Europa. “We moeten eerst het netwerk zo flexibel mogelijk maken. Dat betekent maximaal inzetten op vraagsturing (het aan- of afschakelen van installaties in functie van het evenwicht op het net, nvdr), energie-efficiëntie en het inzetten op interconnectie met de ons omringende landen. Gascentrales zijn het laatste middel in de ketting.”

“Los van het feit dat die nieuwe gascentrales onze CO2-balans nog verslechteren, heeft elke subsidie een impact op de stroomprijzen. Dat is trouwens een van de redenen dat de groothandelsprijzen voor elektriciteit zo laag blijven”, analyseert sectorspecialist André Jurres. “De enige echte oplossing is er één waarbij alle directe en indirecte kosten worden meegerekend in de productiekosten. Al betekent dat wel dat een megawatt wellicht meer dan 100 euro kost, in plaats van 30 of 40 euro nu.”

Het enige andere nieuwbouwproject dat momenteel, op de bouwvergunning na, over alle nodige toelatingen beschikt, kijkt echter wel naar een vorm van capaciteitsvergoeding. Dils-Energie, een centrale van twee keer 460 MW in Dilsen-Stokkem, kan vier jaar na de beslissing operationeel zijn.

De Zwitserse projectontwikkelaar Advanced Power rekent op 500 tot 650 miljoen euro investeringskosten, al daalt de kostprijs door de technologische evoluties steeds meer naar de laagste kant van die vork. Projectdirecteur Adrian Bobula: “Zonder een capaciteitsvergoedingssysteem is er te weinig zekerheid over de inkomsten. De toename van hernieuwbare energie vergroot die onzekerheid nog, en tegelijk de behoefte aan nieuwe gascentrales.”

Ook over de grens wordt uitgekeken naar de beslissingen van de Belgische overheid. De plannen om vanuit Moerdijk een 13 kilometer lange kabel te trekken naar de Nederlandse grens kunnen indien nodig worden gereanimeerd, maar de focus van RWE ligt nu op de 1305 MW zware centrale Claus C in Maasbracht, op 3 kilometer van de Belgische grens, weet Van der Marel. “Die heeft naar onze mening op betrekkelijk korte termijn de grootste toegevoegde waarde voor de Belgische elektriciteitsmarkt.”

Vergunningen

Voor de vrijmaking van de markt werden de bouw van nieuwe centrales en de energieprijzen vastgelegd door het Controlecomité voor de Elektriciteit en het Gas. Dat Comité lijkt nu in verwaterde vorm een doorstart te kunnen maken.

“We moeten de uitrol van alternatieven kunnen voorbereiden”, meldde minister van Economie Kris Peeters eind januari op het Energy Forum van Febeliec, de federatie van grote industriële verbruikers. “Dat betekent niet alleen het vastleggen van sites voor nieuwe gascentrales, maar ook het opstarten van het vergunningstracé en het opzetten van een monitoringcomité, om zicht en impact te hebben op de prijs en de duurzaamheid.”

Want er blijft nog een grote achilleshiel. Het voorbeeld van Navagne bewijst dat, om binnen enkele jaren te kunnen bepalen hoeveel centrales er precies bij moeten komen, het vergunningsproject het best nu al wordt opgestart.

Eén plan is dat een overheidspartij of de hoogspanningsnetbeheerder Elia nu al gronden verwerft en vergunningen aanvraagt, om nadien het bouwproject te kunnen aanbesteden. Zo hou je op zijn minst de mogelijkheid open dat de volgende regering in 2020 of 2021 effectief de keuze heeft om gascentrales te bouwen.

In andere kringen wordt ook nagedacht over de oprichting van een semi-publiek investeringsfonds, dat een rol zou kunnen spelen in de financiering van de nieuwe centrales. Het Energiepact heeft dus op zijn minst al de verdienste dat het veel denkwerk in gang heeft gezet.

Begraven projecten

Het RWE-project in Genk is lang niet het enige dat het laatste decennium begraven werd. EDF Luminus had in Navagne, bij Wezet (Visé), plannen voor twee STEG-eenheden (centrales die draaien op stoom en gas) van 460 megawatt (MW). De ligging, in een industriegebied, was ideaal, maar na tien jaar procedures met een buurtcomité over de vergunning, belandde het dossier in de diepvries.

Op een andere site, in Evergem, wilde RWE Nest-Energie bouwen, eveneens twee centrales van 460 MW. Maar het liet de optie waarbinnen moest worden gebouwd, onbenut verlopen. Ook plannen van Electrabel in Amercoeur, en van Eneco in Beringen verdwenen naar de eeuwige kalender.

Enkel T-Power, een centrale (425 MW) in Tessenderlo, kwam in 2011 online, maar kampte de eerste jaren met een armtierige capaciteitsbenutting. Intussen worden de bestaande eenheden steeds ouder. De hoogspanningsnetbeheerder Elia gaat er in een recente studie over de Belgische energiebevoorrading in 2050 van uit dat tegen 2030 centrales zullen sluiten in Angleur, Drogenbos, Herdersbrug, Gent Ringvaart, Izegem en Saint-Ghislain, en de nu al in de strategische reserve opgenomen centrales van Seraing en Vilvoorde. Die zullen dan immers 25 jaar of ouder zijn, al wijzen anderen erop dat een verlenging tot 40 jaar perfect mogelijk is.

WKK kan gascentrales uitsparen

Alternatieven zoeken voor de kerncentrales wordt sowieso een en-enverhaal. Cogen, de vereniging voor alle stakeholders in warmte-krachtkoppeling (WKK), berekende op basis van studies en een rondvraag in de sector dat er tegen 2025 nog ongeveer 1000 megawatt (MW) aan WKK-centrales bij kunnen komen. Als dat gebeurt, moeten minder grote gascentrales worden gebouwd.

WKK is een bij het grote publiek relatief weinig bekende technologie, die zowel warmte als stroom levert. Bovendien heeft WKK tot 30 procent minder brandstof nodig. Klassiek komt WKK voor in de glastuinbouw en de industrie, zoals bij Ineos en BASF, maar ook de Brusselse concertzaal Ancien Belgique, het NAVO-hoofdkwartier en het Berlaymont-gebouw hebben er een. Jörg Baeten en Jean-Pierre Boydens van Cogen verwachten dat er tegen 2030 ongeveer 10.000 kleine WKK-installaties in woongelegenheden en bij kleine ondernemingen bij komen, goed voor nog eens 20 tot 50 MW.

Er is nu 2700 MW aan WKK-installaties geïnstalleerd, die samen 18 procent van de Belgische en zelfs 21 procent van de Vlaamse elektriciteitsvraag dekken. Het merendeel draait op gas, al haalt 14 procent zijn energie uit hernieuwbare bronnen. Doordat ze doorgaans veel draaiuren maken, levert die 14 procent (een 400-tal MW) echter evenveel groene energie als 1000 MW onshore-windmolens of 2000 MW zonnepanelen.