Voor Tinne Van der Straeten (Groen), de federale minister van Energie, is het zonneklaar: de zeven Belgische kerncentrales worden tussen 2022 en 2025 uit productie genomen. Dat is vanaf dag één de heldere doelstelling van het kabinet.
...

Voor Tinne Van der Straeten (Groen), de federale minister van Energie, is het zonneklaar: de zeven Belgische kerncentrales worden tussen 2022 en 2025 uit productie genomen. Dat is vanaf dag één de heldere doelstelling van het kabinet. Eigenlijk is er alleen nog discussie over Doel 4 en Tihange 3. Zelfs uitbater Engie Electrabel heeft zich al neergelegd bij de sluiting van de andere vijf kerncentrales. De enige vraag die nog rest is: hebben we in 2025 voldoende alternatieven om de productie van die twee laatste kerncentrales op te vangen? Dat kan gaan om energie uit hernieuwbare bronnen, maar nu al is duidelijk dat we - in welk scenario dan ook - ook gascentrales nodig hebben. Al was het maar om de grote industriële verbruikers te bedienen. Minister Van der Straeten ziet de kernuitstap niet alleen als een doel, maar ook als een middel om te komen tot een betere energiemarkt en om investeringen in hernieuwbare energie te stimuleren. Zo kan het aandeel van gascentrales in de bevoorrading beperkt worden gehouden. Maar niet iedereen is ervan overtuigd dat België het eind 2025 kan rooien zonder kerncentrales, en zelfs niet met twee kerncentrales. Want het tijdschema is in alle mogelijke scenario's heel krap (zie kader Drie races tegen de klok). Wat als eind 2025 alle kerncentrales dicht zijn? Dan hebben we 3900 megawatt vervangingscapaciteit nodig, leert een studie van de hoogspanningsnetbeheerder Elia van midden vorig jaar. Bovendien moeten we tussen 2022-2025 al iets doen, want onder andere Duitsland en Nederland sluiten dan een deel van hun kolencentrales. Maar het regeerakkoord biedt een uitweg. Eind november 2021 wordt bekeken of de bevoorradingszekerheid in het gedrang komt. Is dat zo, dan kan de regering beslissen alsnog Doel 4 en Tihange 3 open te houden. Maar die beslissing komt hoe dan ook te laat, zegt Engie Electrabel, de uitbater van de kernreactoren. Als er geen beslissing is voor eind dit jaar, wordt het "onmogelijk om de nucleaire eenheden zonder onderbreking na 2025 te blijven uitbaten", staat in een nota die het bedrijf in september aan de Vivaldi-onderhandelaars heeft bezorgd. Engie Electrabel wijst erop dat de nucleaire waakhond FANC eist dat de werken voor een levensduurverlenging klaar zijn tegen juni 2025 voor Doel 4 en tegen september 2025 voor Tihange 3. Ontwerpstudies, aanbestedingen en de uitvoering nemen minimaal 30 maanden in beslag, en Engie Electrabel heeft 30 tot 36 maanden nodig om nieuwe splijtstof te bestellen. Europa moet ook zijn zegje doen en de wet op de kernuitstap moet worden aangepast, inclusief consultatie en milieu-effectenbeoordeling. Kortom: als er pas in november 2021 wordt beslist, zullen de twee reactoren met minstens elf maanden vertraging gereed staan voor productie. Dat betekent dat er in de winter van 2025-2026 stroomtekorten dreigen. Jonas Dutordoir, de woordvoerder van het kabinet van Tinne Van der Straeten, bevestigt dat de timing scherp is, maar wijst erop dat de voorbereidingen al kunnen beginnen. "Met de bevoorradingszekerheid nemen we geen enkel risico. Het noodscenario moet je beschouwen als een brandladder: je moet zorgen dat er een is, maar je hoopt dat je die niet nodig hebt." Niet alleen de timing voor de kerncentrales is krap, ook die voor de bouw van nieuwe gascentrales is dat. Deze zomer kreeg ons land eindelijk een kader voor het zogenoemde capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM). Dat moet garanderen dat een investering in nieuwe energiecapaciteit rendabel is. In de praktijk gaat het vooral over investeringen in gascentrales. Maar dat betekent niet dat die zekerheid er nu ook is, zegt Peter Claes, de directeur van de federatie van industriële energieverbruikers Febeliec. "Het CRM komt hoe dan ook te laat. De Europese Commissie heeft een diepgaand onderzoek aangekondigd. Het gaat er dan om of het CRM nodig is, of het systeem passend en proportioneel is, en of het de impact op de concurrentie en de handel minimaliseert. Uit buitenlandse voorbeelden leren we dat zo'n onderzoek negen tot achttien maanden in beslag neemt." Dat brengt het krappe tijdsschema in het gedrang. In maart moet een ministerieel besluit vastleggen hoe groot de nood aan elektriciteitsproductie is. Dat is nodig om in oktober 2021 een eerste veiling in het kader van het CRM te kunnen organiseren. Zonder Europese goedkeuring voor oktober dreigt het hele proces op te schuiven. Minister Van der Straeten, die in 2010 mee het in energiezaken gespecialiseerde advocatenkantoor Blixt oprichtte en ook in het parlement mee aan de kar van het CRM-dossier trok, probeert er daarom spoed achter te zetten. De eerste afspraak die ze vastlegde, was er een met Europees commissaris voor Mededinging Margrethe Vestager. Dutordoir: "We zijn ervan overtuigd dat de beslissing tijdig zal komen." Een andere discussie gaat over de productiecapaciteit die België nodig heeft, al dan niet met kerncentrales. De klimaatverandering speelt daarin een rol. De Europese federatie van energieregulatoren besliste twee weken geleden dat voortaan voor risicoberekeningen voor bijvoorbeeld strenge winters niet verder mag worden teruggegaan dan dertig klimaatjaren. Als Elia dat doet, vallen een aantal strenge winters uit de jaren tachtig weg uit zijn berekeningen. "Bovendien gaat Elia uit van het scenario high impact, low probability, met andere woorden: iets wat weinig voorkomt, maar wel grote gevolgen heeft", zegt Peter Claes van Febeliec. "Dat vergroot de nood aan extra capaciteit. Maar als blijkt dat je die niet nodig hebt, riskeer je later alsnog een Europese veroordeling voor illegale staatssteun." "De bevoorradingszekerheid garanderen is een heel belangrijke verantwoordelijkheid van de overheid", repliceert Marleen Vanhecke, die verantwoordelijk is voor communicatie en reputatie bij Elia. "We moeten dus ernstig zijn over de behoeften, en niet zomaar sleutelen aan de parameters. Als je de criteria verandert, verandert het risicoprofiel. Dat is een politieke beslissing, niet een van de netbeheerder. Mocht België de criteria aanpassen, dan is het uitermate belangrijk de volledige impact te erkennen, in eigen land én in relatie tot onze buurlanden." In elk geval is de chaos over de nodige productiecapaciteit groot. Terwijl Elia zegt dat er nood is aan 3900 megawatt nieuwe productie, vindt de federale energieregulator CREG dat er zelfs geen capaciteitsvergoeding nodig is. Peter Claes kan die laatste redenering begrijpen. "Vergeet niet dat tegen bijna alle CRM-systemen achteraf processen kunnen worden gevoerd. Ik ben er ook zeker van dat er tussen nu en 2025 producenten investeringen zullen doen om hun klanten te beleveren. Met of zonder CRM." Aan plannen is er geen gebrek. Engie Electrabel wil zijn gascentrale van 255 megawatt in Vilvoorde vervangen door een van 870 megawatt, goed voor een investering van 500 miljoen euro. In Amercoeur kan naast de bestaande centrale van 400 megawatt een piekcentrale van 300 à 500 megawatt komen. Ten slotte zijn er voorbereidende studies gebeurd voor een nieuwe centrale van 870 megawatt in Les Awirs. EDF Luminus mikt op een nieuwe centrale van 870 megawatt in Seraing, naast de bestaande. Eneco diepte de plannen voor een centrale van 850 megawatt in Manage op. Naast de klassieke energiebedrijven zijn er ook nieuwkomers. Luc Tack, de hoofdaandeelhouder van het weefgetouwenbedrijf Picanol en het chemiebedrijf Tessenderlo, heeft met T-Power al een centrale van 450 megawatt, die vooral aan het chemiebedrijf levert. Hij wil op dezelfde site nog een centrale van 900 megawatt bouwen. Ook het 920 megawatt zware project van Dils-Energie in Dilsen-Stokkem blijft een kandidaat om mee te dingen naar steun via het CRM-systeem. Ten slotte koesterde André Jurres, de oprichter van Volt Energy, plannen voor een gascentrale in Antwerpen. "Maar dat ligt stil tot de voorwaarden duidelijk en beter zijn. Nu zijn er te veel onbekenden. Met het huidige CRM-systeem zijn de risico's te groot. Als je niet, zoals bestaande energiebedrijven, de risico's kunt spreiden, is het moeilijk." "Het punt is dat we niet kunnen kiezen tussen óf kerncentrales óf gascentrales", preciseert Ronnie Belmans, de CEO van EnergyVille, dat onderzoek doet naar duurzame energie en intelligente energiesystemen. "Zonder nieuwe gascentrales rijden we altijd het decor in, of we nu twee kerncentrales langer openhouden of niet." De jongste studie van EnergyVille onderzocht hoe onze elektriciteitsvoorziening er in 2030 en 2050 kan uitzien, en welke effecten dat heeft op de energieproductie en de kosten van het elektriciteitssysteem. Het openhouden van twee kerncentrales verlaagt de totale kostprijs met 106 tot 134 miljoen euro per jaar. Dat levert een groothandelsprijs op die slechts 1 euro per megawattuur goedkoper is. Een eerdere studie uit 2017 schatte dat voordeel nog op ruim 600 miljoen euro per jaar. Dat het nu lager ligt, heeft veel te maken met de vooruitzichten voor de gasprijs en door de verdere daling van de prijs van hernieuwbare bronnen zoals wind en zon. Belmans ziet een mooie toekomst voor de gascentrales. "Door de combinatie van onze centrale ligging, de lage gasprijzen en het hoge rendement produceren die stroom tegen de laagste marginale kosten en zullen ze buitenlandse concurrenten uit de markt duwen. Die nieuwe gascentrales zullen minstens 6000 uur per jaar kunnen draaien, waarvan een flink deel voor de export. Je moet rekening houden met de totale inkomsten van die gascentrales: niet alleen de capaciteit in België, maar ook het aantal draaiuren in de Europese context."