Met gepaste trots kon Frank Coenen vorige week aankondigen dat zijn team, dat eerder het zeewindmolenpark Belwind heeft gebouwd, de financiering rond heeft van het windmolenpark Northwind. En eind april opende EDF-Luminus een piekcentrale in Angleur, die binnen de negen minuten operationeel kan zijn als dat nodig is.
...

Met gepaste trots kon Frank Coenen vorige week aankondigen dat zijn team, dat eerder het zeewindmolenpark Belwind heeft gebouwd, de financiering rond heeft van het windmolenpark Northwind. En eind april opende EDF-Luminus een piekcentrale in Angleur, die binnen de negen minuten operationeel kan zijn als dat nodig is. Helaas maken zelfs twee zwaluwen de lente niet. "In vergelijking met de buurlanden heeft België wel vrij veel geïnvesteerd in hernieuwbare energie", vindt Bruno Vanderschueren, medeoprichter en verantwoordelijke sourcing van de energieverkoper Lampiris. Maar wind en zon blazen of schijnen niet constant. Dus had er ook moeten worden geïnvesteerd in klassieke centrales, die gebruikmaken van steenkool, gas of van warmte (stoom) en gas (STEG). Dat gebeurde veel minder. De installatie van T-Power, op de terreinen van Tessenderlo Chemie, werd vorig jaar ingehuldigd, en dat is het zowat. Vanderschueren: "Daardoor is er een tekort aan flexibele productiecapaciteit om de schommelingen in de productie van groene stroom te kunnen opvangen." Soms ligt dat niet aan de elektriciteitsbedrijven zelf. Het plan van EDF-Luminus om een STEG-centrale van 2x460 MW te bouwen in Navagne, zit vast bij de Raad van State, die geen deadline heeft om te beslissen. "Intussen zijn we vijf jaar bezig", zegt woordvoerster Anne Grandjean. Toch, zegt ze, is er zelfs bij een positief gevolg nog geen zekerheid dat het project doorgaat. "Dit maakt deel uit van de procedure. Zodra we de vergunning hebben, bekijken we of we investeren of niet." Dat is geen uitzonderlijk traject, bevestigt Jan Herremans, directeur-generaal van Febeg, de Federatie van de Belgische Elektriciteits- en Gasbedrijven. "Sommige investeringsprojecten hebben wel het vergunningstraject doorlopen, maar worden toch niet uitgevoerd." Dat blijkt vooral een louter economische beslissing, ingegeven door het verschil tussen de lage marktprijs voor elektriciteit, en de hoge prijs van de brandstof, het gas. Daardoor is het momenteel onrendabel om een gascentrale te laten draaien, laat staan een nieuwe te bouwen. Bij de sluiting van twee oude elektriciteitscentrales liet Wim De Clercq, directeur productie en aankopen van Electrabel, weten dat de groep, gezien het huidige klimaat, "zeker geen nieuwe investeringen zal doen in België. Wij zijn niet verantwoordelijk voor de leverzekerheid van elektriciteit in België. Wij zijn dat alleen voor onze klanten". Dat bevestigde recentelijk ook Jean-François Cirelli, topman van Electrabel-moeder GDF Suez, in De Tijd. "We investeren niet in nieuwe gascentrales zonder een stimulerend regelgevend kader. Ook in Frankrijk, Spanje of Duitsland kan je vandaag geen gascentrales bouwen die competitief zijn." Hij is niet de enige topman die er zo over denkt. Essent schoof zijn plannen voor een 400 MW grote STEG-centrale in Genk in de koelkast. Eni Gas & Power, het Italiaanse stroombedrijf dat het Nederlandse Nuon overnam, nam tegelijk ook de projectvennootschap over die in het Waalse Manage een 450 MW grote STEG-centrale zou bouwen. "Er is nog geen definitieve beslissing genomen", geeft communicatieverantwoordelijke Kathleen Van Boxelaer mee. "Dat we nog niet met de bouw zijn gestart, is te wijten aan een combinatie van politieke en economische argumenten. Er moet echt iets gebeuren aan de investeringszekerheid. Maatregelen als de prijsbevriezing die minister van Economie Johan Vande Lanotte afkondigde, hebben een enorme impact op onze cijfers. Nieuwe aandeelhouders vinden dat niet leuk. Al is er ook een positief gevolg: het heeft de markt losgebroken. We hebben nu meer klanten dan vooropgesteld, maar onze marges staan onder druk." Bovenop het prijsnadeel heeft gas nog een andere troef die nu echter in zijn nadeel werkt: de flexibiliteit. De productie van kerncentrales aanpassen is tijdrovend en relatief duur. Kolencentrales zijn per geproduceerd MWh dan weer goedkoper dan gas. Gevolg: om de productieschommelingen van het Belgische wind- en zonnepark op te vangen, worden de gascentrales dan maar uitgeschakeld. Uit een rapport van het beurshuis Morgan Stanley blijkt dat de gemiddelde gascentrale in 2011 amper 54 procent van de tijd elektriciteit produceerde. Een jaar eerder was dat nog 69 procent. De stroomproductie op basis van gas zit daarmee opnieuw onder het niveau van 2007, terwijl er nu meer gasgestookte elektriciteitscentrales zijn dan vijf jaar geleden. Dat weegt zwaar op de rendabiliteit, want de afschrijvingen moeten gebeuren op veel minder productie-uren. Als België zelf meer energie wil produceren, moet het zichzelf ook aantrekkelijk moet maken voor investeerders. Herremans: "In een geïntegreerde markt worden projecten in België in de weegschaal gelegd met investeringsplannen in de buurlanden. Maar als België injectietarieven invoert op een ogenblik dat het Verenigd Koninkrijk plannen ontvouwt om een capaciteitsvergoeding in te voeren, dan wordt het natuurlijk minder interessant om naar hier te komen. Daarom pleiten we voor een Europese aanpak." Er is ook een andere mogelijkheid: meer energie importeren. Daar valt iets voor te zeggen. België is nu al een van de landen met de grootste import- en exportcapaciteit van elektriciteit in Europa. Want de energie-infrastructuur mag dan wel nationaal blijven, de markt is dat steeds minder. Beslissingen die elders worden genomen, zoals de sluiting van de Duitse kerncentrales, hertekenen ook de energiekaart voor de buurlanden. Netto zijn we al sinds 2000 een importeur van energie (zie grafiek België importeert elektriciteit), terwijl Nederland in die periode van importeur naar exportland evolueerde, door zware investeringen in kolen- en gascentrales. Tegelijk blijft een importbeleid een risico: in geval van een black-out zal het, alle akkoorden daaromtrent ten spijt, ieder voor zich zijn. En dan zal de Franse kernenergie eerst worden aangewend om de Franse noden te lenigen, en pas daarna duur worden verkocht aan buitenlandse gegadigden. Ook nu al is de toestand op het net soms gespannen, ondanks de investeringen van hoogspanningsnetbeheerder Elia. Tegen 2016 moeten de verbindingen met Nederland, de windmolenparken op zee en het Verenigd Koninkrijk beter zijn. Een project om tegen 2020 ook een rechtstreekse verbinding te hebben met Duitsland, ligt op de studietafel. "We zullen maatregelen nemen om het rendement van gasgestookte elektriciteitscentrales te garanderen", kondigde staatssecretaris voor Energie, Melchior Wathelet, twee weken geleden aan. De politicus deed zijn uitspraken bijna terloops, tijdens de ondertekening van het akkoord tussen de Belgische, Nederlandse en Deense gasnetwerkbeheerders Fluxys, Gasunie en Energinet.dk om tegen 2050 de gastoevoer naar de drie landen CO2-neutraal te maken. Het cdH-kopstuk beseft dat gas een sleutelrol zal spelen in de energiebevoorrading van ons land. Zelfs als de levensduur van de oudste centrales met tien jaar wordt verlengd, wordt in principe iets na 2025 de laatste kernreactor stilgelegd. Voor kolen is er geen maatschappelijk draagvlak. "En gas is het meest complementair met hernieuwbare energie", klinkt het. Daarom wil Wathelet een pakket maatregelen uitwerken. Naar verluidt, wordt de levensduur van één of twee van de drie oudste kerncentrales verlengd. Tegelijk wordt een single buyer-systeem ingevoerd voor nucleaire energie, nog steeds de hoofdmoot van onze energie (zie grafiek Elektriciteitsproductie in 2011). Dat betekent dat de geproduceerde kernenergie wordt verkocht aan een overheidsinstantie, die de stroom vervolgens doorverkoopt aan andere marktspelers. Daarnaast zou een capaciteitsvergoeding worden ingevoerd. Daarbij wordt een investeerder vergoed voor de beschikbaarheid van een installatie, los van de eigenlijke productie. Ook andere manieren om flexibele centrales aantrekkelijker te maken, worden bestudeerd. Die maatregelen, die vorige week vrijdag op de ministerraad werden voorgelegd, moeten ingrijpend genoeg zijn om investeerders te overtuigen. Al heeft Vanderschueren daar zijn twijfels over. "Op een gemiddelde dag wordt er grosso modo 8000 MW geproduceerd. Als er daar 5000 van kernenergie komen, en 2000 MW van wind en zon, dan blijft er voor al de rest uiteindelijk maar 1000 MW over. Dat verandert niet door een single buyer-systeem." Lampiris betrekt nu zijn energie van een duizendtal eigenaars van zonnepanelen, een vijftigtal windmolens en de Nederlandse en Belgische energiebeurs. "We kijken ook naar micro-wkk's (warmtekrachtkoppelingsinstallaties) die in appartementsgebouwen of bij kmo's worden geplaatst." Ook het investeringsbeleid van de andere marktspelers toont eenzelfde beeld: er wordt wel geld gepompt in hernieuwbare-energiebronnen, maar voor andere bronnen is het afwachten. Het Nederlandse energiebedrijf Eneco heeft tegen eind dit jaar 72 windmolens operationeel, en daarnaast de helft in het zeewindmolenpark Norther. Het heeft ook de vergunningen om in Beringen een STEG-centrale te bouwen van twee keer 460 MW, en een piekcentrale van 100 MW, een investering van 800 miljoen euro. "Maar de beslissing om te investeren is nog niet genomen", benadrukt Christophe Degrez, algemeen directeur van Eneco België. "In acht maanden hebben wij 125.000 particuliere klanten geworven. De regering moet zorgen dat nieuwkomers hun plaats hebben op de markt", oordeelt Degrez. "Voor wij investeren, willen we weten wat de politieke en financiële randvoorwaarden zijn. Je spreekt hier over nieuwe technologische evoluties. Die moeten federaal of regionaal worden ondersteund. Daarvoor is een coherent beleid nodig, over een lange termijn: 30, 35 jaar. De eerste vraag die ik op mijn raad van bestuur krijg is: welke zekerheden hebben wij? Eerst kregen we een indexeerbare prijs op kwartaalbasis in plaats van maandelijks, dan een bevriezing van die index, en onlangs de veranderingen aan het subsidiesysteem voor groene energie. Er is nood aan een langetermijnvisie die door alle overheden wordt ondersteund." "Er is een nationaal energiepact nodig", concludeert Derrick Gosselin. Als hoogleraar aan de Universiteit Gent is hij oprichter van het eerste Centrum voor Toekomstverkenning in België. Beslissingen in complexe materies over energie-technologie-samenleving-klimaat vormen onderdeel van zijn studiedomein als fellow aan de Oxford Martin School aan de Universiteit van Oxford. Die is met een budget van 350 miljoen dollar een van de belangrijkste denktanks ter wereld over uitdagingen van de toekomst. "Bekijk het vanuit het standpunt van een investeerder. Die pompt honderden miljoenen euro's in een energiecentrale, maar - het beeld komt van Nobelprijswinnaar Ronald Coase - zodra die er staat, is hij eigenlijk een 'gijzelaar' van de lokale overheid. Want die overheid kijkt na een paar jaar nog alleen naar de miljoenen euro's die naar het bedrijf vloeien, niet naar de miljarden die er eerst zijn in geïnvesteerd." Gosselin is nooit voorstander geweest van de liberalisering van de energiemarkt zonder duidelijke visie op een werkbaar alternatief. "Energiemarkten behoren tot de meest complexe systemen ter wereld. Productie, distributie en transmissie zijn uit elkaar gehaald, wat uiteindelijk alleen maar heeft gezorgd voor contractuele discussies van tienduizenden bladzijden, en dus een fors hogere prijs." Ten bewijze: de financiering van het zeewindmolenpark C-Power vergde 20.500 bladzijden contracten, en ook bij Northwind spreek je over die ordegrootte, weet Frank Coenen. "Je spreekt over elf financiële instellingen, de toeleveraars, de aannemers, de baggeraars. Op een bepaald moment voerde ik vergaderingen in acht vergaderzalen tegelijk." "Het debat over welke energiemarkt we willen hebben, wordt te weinig gevoerd", gaat Gosselin verder. "Onvoldoende op Europees niveau, en al helemaal niet in België. Voor elk complex probleem bestaat immers altijd een simpele oplossing voor een minderheid, die helaas volledig onbruikbaar is voor de meerderheid. Er wordt in complexe situaties zoals energiebeleid veel te weinig nagedacht over de gevolgen in tweede en derde orde. Dat leidt tot een steekvlampolitiek." "Een nationaal energiepact moet het beleid vastleggen op lange termijn, liefst op 25 jaar. Daardoor krijgen investeerders voldoende garanties, op voorwaarde dat de politiek een gedragen toekomstvisie voor energie opstelt. Dat vraagt tijd en een grondig toekomstgericht energiedebat. Helaas zijn we een van de enige OESO-landen die het toekomstdenken en strategische debatten niet structureel hebben uitgebouwd. Het is bijna symbolisch: de plaats waar werd nagedacht, de Senaat, bouwen we af." In zijn toekomstvisie pleit Gosselin voor een gebalanceerde mix en dus in investeringen in... kolencentrales, samen met het ontwikkelen van infrastructuur voor CO2-captatie (CCS). Nochtans botsen kolen op veel maatschappelijke weerstand. Terwijl de technologie fors is verbeterd, en de uitstoot van nieuwe kolencentrales een pak lager ligt dan die van veel van de bestaande. Het Duitse E.ON wilde in Antwerpen een 1100 MW grote centrale bouwen, maar kreeg uiteindelijk geen milieuvergunning. "Het gaat om een mix. Alles op gas zetten klinkt leuk, maar als iedereen dat doet, gaat de prijs door het dak. Met een kolencentrale kan je die kostprijs balanceren. Ten tweede vervang je, als we ons beperken tot gas en hernieuwbaar, in feite een zogenaamde 'monopolist', de kerncentrales van Electrabel, uiteindelijk door een echte, zijnde Gazprom." LUC HUYSMANSMomenteel is het onrendabel om een gascentrale te laten draaien, laat staan een nieuwe te bouwen. Gas is het meest complementair met hernieuwbare energie. "Een investeerder pompt honderden miljoenen euro's in een energiecentrale, maar zodra die er staat, is hij eigenlijk een 'gijzelaar' van de lokale overheid" Derreck Gosselin