Elf tot dertien miljard euro. Dat zijn de bijkomende kosten om tussen nu en 2030 min of meer zekerheid te hebben dat het licht niet uitgaat, en de klimaatdoelstellingen worden gehaald. Inclusief productiesubsidies loopt de totale factuur op tot 21 à 40 miljard euro. Op welk bedrag we finaal zullen uitkomen, hangt af van de gekozen technologie. Dat berekende Johan Albrecht, professor milieueconomie aan de Universiteit Gent en senior fellow bij de onderzoekstank Itinera.
...

Elf tot dertien miljard euro. Dat zijn de bijkomende kosten om tussen nu en 2030 min of meer zekerheid te hebben dat het licht niet uitgaat, en de klimaatdoelstellingen worden gehaald. Inclusief productiesubsidies loopt de totale factuur op tot 21 à 40 miljard euro. Op welk bedrag we finaal zullen uitkomen, hangt af van de gekozen technologie. Dat berekende Johan Albrecht, professor milieueconomie aan de Universiteit Gent en senior fellow bij de onderzoekstank Itinera. "Die 21 tot 40 miljard is een groot bedrag, maar uitgespreid in de tijd is het perfect vergelijkbaar met wat we betalen voor de zonnepanelen en de offshorewindparken." Komen die investeringen er niet, dan dreigen er problemen met de energiebevoorrading. Op piekmomenten zouden we dan voor maar liefst 60 procent van onze elektriciteitsbehoeften afhankelijk zijn van import, en het is niet zeker dat die stroom altijd beschikbaar is. Toch wordt Albrecht evenmin enthousiast van de plannen van de regering-Michel om de oudste kerncentrales langer open te houden. "Of het nu steenkool, gas, biomassa of nucleair is: je kan oude centrales wel in leven houden. Maar willen we dat echt? Onze economie vaart beter bij innovatie: nieuwe productiemethodes, maar ook smart grids, demand-response-initiatieven en onlineprijssignalen die nieuwe diensten creëren." "Als het echt niet anders kan -- en daar lijkt het op -- dan moeten we de levensduur van de jongste reactoren verlengen. We verengen discussies over nucleaire energie tot het gebruik van oude centrales, terwijl nieuwe kleinere en flexibele nucleaire centrales ongetwijfeld ook passen in het toekomstige koolstofarme energielandschap. Sommige Franse en Duitse centrales kunnen vandaag al de vraag volgen. In de toekomst wordt flexibele capaciteit almaar belangrijker. Het langer openhouden van oude centrales kan de marktkansen van nieuwe nucleaire technologie fnuiken." JOHAN ALBRECHT. "Dat kan alleen als er een heel consistente houding is bij de regering. In het Verenigd Koninkrijk hebben ze een akkoord over alle partijen heen. In België wordt te vaak van idee veranderd. Dat creëert wantrouwen bij de investeerders. "Je moet ook naar de markt kijken. De Britten bouwen in Hinkley Point een kerncentrale van 2700 MW, maar tegen dat die er is, zullen ze 15 tot 30 gigawatt aan oude capaciteit kwijt zijn. Dan is nucleaire energie een deel van het antwoord. Maar de Belgische markt is veel kleiner: amper 7 gigawatt in de zomer, 13 in de winter. Wij hebben minder behoefte aan baseload (capaciteit die er in principe altijd is, nvdr). Misschien is er op termijn plaats voor één nieuwe kerncentrale van 1400 megawatt. Als de importcapaciteit tegen 2020 oploopt tot 6000 MW, zou ik er niet meteen twee bouwen." ALBRECHT. "Eerst en vooral ligt de vraag naar elektriciteit op de Centraal-West-Europese markt -- de Benelux, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk -- 7 procent lager dan in 2008. Een dergelijke daling hebben we sinds de Tweede Wereldoorlog niet meegemaakt. Omdat de elektriciteitsmarkt altijd in evenwicht is, wil dat zeggen dat ook de productie moet dalen. Er is dus een lagere benutting van de bestaande productiecapaciteit. "Tegelijkertijd heeft Europa in diezelfde periode zwaar ingezet op hernieuwbare energie. Die weersafhankelijke energie heeft marginale kosten van quasi nul: eenmaal gebouwd is de brandstof gratis. Ze duwt alle technologieën met hogere marginale kosten uit de markt. "Indien de vraag met 7 procent was gestegen, dan zou de impact van groene energie helemaal anders geweest zijn. Nu zijn de gascentrales het grootste slachtoffer, want zij draaien amper nog. Deels komt dat door de goedkope Amerikaanse steenkool, maar de grootste oorzaak is de Europese CO2-prijs. Die staat veel te laag. Wanneer die 30 of 35 euro per ton zou bedragen, dan is gas wel rendabel. Die lage CO2-prijs is gedeeltelijk het gevolg van de slabakkende Europese economie, waardoor er een grote oververdeling van CO2-rechten is gebeurd. Daardoor moeten de deelnemers aan de emissiehandel niet echt op zoek naar emissiereductiemaatregelen, het is goedkoper om de rechten te kopen. ALBRECHT. "Ik vrees dat de CO2-prijs zeker tot 2020 op dit lage niveau zal blijven. Er is maar één oplossing: in de nieuwe fase van de CO2-handel moet een strenge limiet worden opgelegd voor de periode vanaf 2020. Daardoor kunnen bedrijven geneigd zijn nu al rechten te beginnen inslaan, waardoor de vraag stijgt, en de prijs dus ook. "Maar dat ligt politiek zeer moeilijk, want de energiekosten zijn nu al een ernstige handicap voor de Europese industrie. Die kosten nog verder laten stijgen, is in onze eigen voeten schieten. Je moet de industrie hier proberen te houden. De industrie is goed voor amper 20 procent van de toegevoegde waarde, maar zorgt voor veel diensten en innovatie. De VS herindustrialiseren zelfs, mede omdat hun energiefactuur zo laag is. Daardoor worden er voor het eerst sinds 1972 weer jobs gecreëerd in de Amerikaanse industrie. In Europa zal zeker Duitsland streven naar het in stand houden van de Duitse industrie." ALBRECHT. "Helaas niet. Europa heeft een klimaatbeleid op de rails gezet, met als doel prikkels te geven voor CO2-reductie. Het systeem werkt, want de limiet wordt gerespecteerd. Alleen doet het niet wat het zou moeten doen. Er zijn al enkele jaren geen prikkels voor de bedrijven, en dat zal nog enkele jaren duren. "Het antwoord ligt in de volgende periode, vanaf 2020. Het is weinig waarschijnlijk dat er een strenge limiet wordt gesteld, maar zelfs zonder die lage limiet kan je het systeem wellicht beter opdoeken. "Europa had destijds een plan voor een Europese CO2-belasting. Elke twee jaar zou er een aantal euro per ton CO2 bij komen. Als de markt vertrouwen heeft in zo'n systeem, dan kan ze investeringen plannen. Dat is niet het geval met de emissiehandel, want niemand weet wat de prijs zal zijn. Dat creëert onzekerheid. "Bovendien is zo'n CO2-belasting ook een echte prikkel voor niet-Europese landen, zoals China. Als China niet investeert in CO2-reductie zoals dat in Europa gebeurt, dan kan Europa een equivalente invoerheffing opleggen. Alleen is het enorm moeilijk om dat institutioneel rond te krijgen. En ook: wanneer je het emissiehandelssysteem afvoert, betekent dat een enorm gezichtsverlies. Dit is dus louter een academische suggestie. (lacht)" ALBRECHT. "Europa wil een ander energiesysteem. Het formuleert doelstellingen voor hernieuwbare energie om fossiele brandstoffen weg te duwen. Maar met de groene energie in het systeem wordt juist het efficiënte gas weggeduwd, en grijpen we voorlopig terug naar oude kolencentrales en nucleaire energie. Duitsland heeft dus 160 miljard euro subsidies gegeven voor nul gram CO2-reductie. Dat is 'niet optimaal' (grijnst). "We zitten in een transitie: de markt krimpt, en iedereen wil nog minder energie verbruiken. Die doelstelling halen we nu, maar helaas vooral doordat delen van de industrie zijn verdwenen. Tegelijk worden er meer activa uit de markt genomen wegens onrendabel, waardoor er een vergoeding moet zijn om de nodige reservecapaciteit in leven te houden." ALBRECHT. "Eerst moet je bepalen welk doel je wil nastreven. Prijs? Bevoorradingszekerheid? In België is er een evolutie naar ongeveer 2000 MW strategische reserve, op een piekverbruik van 13.500 MW. Er wordt snel gezegd dat we tekorten kunnen oplossen met import. Dat is prima, maar je moet er dan ook alle andere gevolgen bijnemen. Meer interconnectie betekent meer onzekerheid voor de Belgische centrales, dus minder bereidheid tot investeren in nieuwe capaciteit in ons land. En het is evenmin een garantie op lagere prijzen. "Op momenten zonder wind en zon kunnen de prijzen na 2020 grote verrassingen bieden. Wie opteert voor meer invoer en geen bijkomende capaciteit binnen de grenzen, zal die prijzen moeten nemen zoals ze komen." ALBRECHT. "Als ik lees dat de marge van de elektriciteitsproducenten amper 0,3 procent bedraagt, dan denk ik dat we een beperkte shake-out op de markt kunnen verwachten. Als bedrijven heel weinig rendement halen, willen ze zo veel mogelijk hun oude activa uitmelken. Dat verklaart bijvoorbeeld waarom de Duitse producent E.ON zijn klassieke centrales wil verkopen. Dan is het beter te investeren in netwerkactiviteiten of piekcentrales. "We ontwikkelen in Europa veel hernieuwbare-energiecapaciteit. Er moet ook worden geïnvesteerd in opslag van energie. Maar als de prijzen dalen, en het verschil tussen piek- en baseloadprijzen te klein is, is er geen geld te verdienen met opslag, en heb je daarvoor ook subsidies nodig. "Dat is een van de grote paradoxen van het energielandschap van de laatste twintig jaar: Europa wil liberaliseren, maar alles wordt juist almaar meer gereguleerd, en finaal zullen subsidies nodig zijn voor alle technologieën. De 'zuivere' markt is een restmarkt geworden. Die markt kan geen transitie trekken." ALBRECHT. "Door doelstellingen op Europees niveau te bekijken en te laten ondersteunen door marktkrachten. Kortom: prijssignalen in plaats van productiequota. Stop bijvoorbeeld met nationale doelstellingen voor hernieuwbare energie. Bouw zonnepanelen in Zuid-Europa, windparken langs de kustlijn, met daartussen slimme netten en bijkomende transmissiecapaciteit. Dat is veel efficiënter dan de huidige versnipperde aanpak. "Daarom vind ik doelstellingen voor hernieuwbare energie niet nodig. Het doel is minder CO2 uitstoten. Maar dat kan je op 10.000 manieren bereiken: isolatie, biobrandstoffen,... De overheid moet niet zeggen met welke technologie dat moet gebeuren. Dan heb je een geloofwaardig CO2-beleid, en een geloofwaardige CO2-prijs. ALBRECHT. "Dat is niet makkelijk. De vraag blijft wat de doelstelling is. Moet er nog meer hernieuwbare energie komen, of meer interconnectie? Dan zitten we hier misschien met een zeer kleine restmarkt. "Hernieuwbare energie zal af en toe moeten worden uitgeschakeld. Er zijn studies voor Duitsland die waarschuwen dat, als ze naar 50 tot 80 procent hernieuwbare energie gaan, er fluctuaties op de spanning optreden, dat het net dat technisch niet kan absorberen. Ik hoop dat er tegen dan technologieën zijn die dat wel mogelijk maken. "Maar ook hernieuwbare energie zal optimaal moeten worden gebruikt in functie van het systeem. Groene energie is niet meer marginaal. Het moet marktconform werken." ALBRECHT. "Hernieuwbare-energiedoelstellingen zijn niet belangrijk. Het doel is minder CO2 uitstoten. Hernieuwbare energie is een middel, het is niet per definitie het einddoel. "Indien we de Europese steenkoolcentrales kunnen vervangen door gascentrales, dan is dat al een forse CO2-reductie. Komen daar dan nog biomassacentrales bij, winnen we nog meer. België is in dat opzicht een voortrekker: het heeft al kolen uitgefaseerd, nu misschien ook kernenergie."LUC HUYSMANS"Meer import van energie is geen garantie op lagere prijzen" "België is een voortrekker: het heeft al kolen uitgefaseerd, nu misschien ook kernenergie"