Toen op 28 april 60 miljoen mensen op het Iberische schiereiland zonder stroom kwamen te zitten, ging er een beschuldigende vinger richting hernieuwbare energie. Stijgt het risico op grootschalige black-outs als we steeds afhankelijker worden van het wispelturige productiekarakter van zon- en windenergie? Volgens experts kan het elektriciteitsnet perfect voor 80 à 90 procent op hernieuwbare energie draaien. “Maar je botst op de grenzen van het betaalbare”, waarschuwt de industrie.
Ook voor de Spaanse en Portugese netbeheerders is geografie alles. De zuidwestelijke hoek van Europa is extra gevoelig voor de rimpelingen in het Europese hoogspanningsnetwerk. “Het Europese netwerk is als een badkuip op wielen en gevuld tot de rand. De netbeheerders moeten de waterspiegel vlak houden, maar aan de randen is dat moeilijker. Spanje ligt aan het einde van zowel de noord-zuid- als de oost-westas in Europa”, zegt Joannes Laveyne, energiespecialist van de UGent.
Op 28 april was de deining in de badkuip vrij groot. De situatie werd zeer precair toen er meerdere productie-eenheden uitvielen. Dat verlies van een aanzienlijk vermogen joeg de netspanning versneld naar ontoelaatbare waardes. “De focus van de Spaanse netbeheerder lag op het dempen van de rimpelingen en was niet voorbereid op kleine extra verstoringen, met als eindresultaat een volledige black-out”, zegt Joannes Laveyne.
Om de finesses van de black-out en de rol van hernieuwbare energie in de stroompanne beter te begrijpen, moet je het hoogspanningsnet zien als een pint bier met een kraag schuim. “Het bier is het nuttige of actieve vermogen, dat we dagelijks gebruiken om bijvoorbeeld koffie te zetten of het licht te doen branden. Het schuim is het reactief vermogen. Dat is bijkomstig en minder wenselijk, maar wel belangrijk voor de regeling van de netspanning. Om de Europese rimpeling te dempen nam de Spaanse netbeheerder maatregelen om het reactief vermogen te verhogen. Daardoor liep de netspanning te hoog op, zeker toen de zonneparken uitvielen. Door die overspanning gingen ook andere centrales offline en ontaardde het overspanningsevent in een klassieke black-out. Een black-out is altijd een samenloop van omstandigheden”, zegt Joannes Laveyne.
Het stijgende aandeel van hernieuwbare energie maakt het leven van de netbeheerders niet gemakkelijker. Als er bijvoorbeeld te veel schuim op het bier komt, zijn het vooral gascentrales die het schuim moeten absorberen en vermijden dat de spanning te hoog wordt. Daarnaast beschikt een zonnepark in tegenstelling tot een gascentrale niet over een zekere inertie. Als het net verstoord is, gaat een zonnepark offline en valt het volledige vermogen meteen weg. Maar in een gascentrale blijft de turbine nog even draaien en krijgt de netbeheerder cruciale tijd om te reageren. “Hernieuwbare energie is niet de schuldige van de black-out, maar heeft het beheer van de crisis niet gemakkelijker gemaakt”, zegt Joannes Laveyne.
‘Hernieuwbare energie is niet de schuldige van de black-out, maar heeft het beheer van de crisis niet gemakkelijker gemaakt’
Op 3 oktober volgt het officiële rapport over wat precies misging in Spanje, maar de grote lijnen zijn duidelijk. “Het netbeheer wordt veel complexer. In een poging het net te stabiliseren heeft de Spaanse netbeheerder wellicht het spanningsprobleem vergroot. In enkele seconden liep de spanning zeer snel op. Dan kun je niet meer ingrijpen en moet je rekenen op de ingebouwde stabilisatoren. Intussen is iedereen zich bewust van die complexiteit. We krijgen steeds minder de reactie dat we overdrijven als we onze investeringsplannen ontvouwen. Een stabiel net is van cruciaal belang voor de economie”, zegt Walter Geelen, verantwoordelijke van het Nationale Controle Centrum van Elia, de beheerder van het Belgische hoogspanningsnet.
De Spaanse crisis leert netbeheerders niet alleen hoe ze een black-out beter kunnen voorkomen, de ervaring is ook waardevol om de heropstartplannen bij te spijkeren. Een ‘black start’ wordt niet eenvoudiger bij een toenemend aandeel hernieuwbare energie. “De opstart is vandaag gebaseerd op gas- en waterkrachtcentrales. Gezien het productiepark snel verandert, bekijken we ook hoe nieuwe technologieën kunnen bijdragen om die diensten te leveren. Een batterijpark zou de kickstartenergie kunnen leveren om een aardgascentrale weer op gang te trekken”, zegt Walter Geelen.
Wake-upcall
Moeilijk gaat ook, is het nieuwe credo van de netbeheerders. Het is perfect mogelijk een stabiel net te bouwen dat voor 80 à 90 procent draait op hernieuwbare energie. In Duitsland is het aandeel van hernieuwbare energie al flink gestegen, zonder black-outs. In Californië draait het systeem al meer dan 200 dagen per jaar voor 100 procent op hernieuwbare energie. “Maar de black-out in Spanje was een wake-upcall en zorgt in ons controlecentrum voor een gezonde ongerustheid. We moeten eruit leren en de conclusies en aanbevelingen vertalen naar het Belgische hoogspanningsnet. ‘Dit kan hier niet gebeuren’ is het stomste wat we kunnen zeggen”, zegt Walter Geelen.
Is het met een klassiek park aan centrales gemakkelijker om het net stabiel te houden, dan kunnen ook batterijen, windturbines en zonneparken, helpen om het net te stabiliseren, toch zeker op termijn. Dat vergt echter aanpassingen in de regelgeving en in de programmatie van bijvoorbeeld de omvormers. Intussen investeert Elia enkele honderden miljoenen euro’s in apparatuur om het net stabiel te houden. Het gaat onder meer om synchrone compensatoren in de kustregio. Dat is een soort van groot vliegwiel dat, als alternatief voor klassieke roterende centrales, helpt om de rimpelingen in de badkuip te dempen. “We investeren ook in shuntreactanties, die ons helpen de netspanning te regelen. Ook de verdere digitalisering is van groot belang om het complexe net te beheren”, zegt Walter Geelen.
‘Dit kan hier niet gebeuren’ is het stomste wat we kunnen zeggen’
Het Europese hoogspanningsnet is over een lange periode uitgebouwd tot een complexe, maar performante en robuuste machine. “Maar nu moeten we op korte termijn de architectuur veranderen. We moeten het net aanpassen aan het decentrale karakter van hernieuwbare energie en voorbereiden op een stevige stijging van de vraag. We moeten ook over veel meer installaties en toestellen laten samenwerken in harmonie”, zegt Walter Geelen.
Elia investeert 7,5 miljard euro in de periode 2025-2028 om het Belgische hoogspanningsnet toekomstbestendig te maken. “De energietransitie vraagt een pak investeringen, maar investeringen in infrastructuur zijn per definitie goed voor de welvaart. Hernieuwbare energie is ook de goedkoopste en snelste weg naar een klimaatneutraal energiesysteem”, zegt Joannes Laveyne.
Hoog op de agenda staat de bouw van Ventilus en Boucle du Hainaut. Die lijnen zijn nodig om het ‘n-1’-principe intact te houden, wat betekent dat de uitval van een hoogspanningslijn kan worden opgevangen door andere lijnen, zonder een cascade uit te lokken. De koppeling tussen de bestaande offshore windparken en het land loopt echter over de dubbele Stevin-lijn tussen Zeebrugge en Gent. “Die corridor volstaat om de bestaande 2,2 gigawatt aan offshore energie te transporteren, maar de lijn kan de geplande uitbreiding van offshore windenergie niet aan. Om het net robuuster te maken zijn Ventilus en Boucle du Hainaut van cruciaal belang, ook om extra netaansluitingen voor de industrie mogelijk te maken in West-Vlaanderen en Henegouwen”, zegt Walter Geelen.
Betaalbaarheid
De industrie plaatst vraagtekens achter de betaalbaarheid van een net dat grotendeels op hernieuwbare energie draait. “Conceptueel is een stabiel systeem haalbaar, maar op industriële schaal wordt het een dure affaire. Je moet duur speelgoed installeren om het systeem beheersbaar te houden. Ierland bijvoorbeeld houdt een steenkoolcentrale achter de hand om de nodige inertie te leveren. Elia investeert in het vliegwiel aan de kust. De black-out in Spanje is een waarschuwing dat het allemaal niet zo eenvoudig is”, zegt Michaël van Bossuyt, senior adviseur van Febeliec, de federatie van de Belgische grootverbruikers van elektriciteit.
Duitsland kan veel hernieuwbare energie rijmen met een stabiel net dankzij de stabiliteit die buurlanden als Frankrijk en Polen leveren met respectievelijk kern- en steenkoolcentrales, zegt Peter Claes, directeur van Febeliec. “En dan nog moet Duitsland een nieuwe gascentrale bouwen die louter als reserve dienst doet. Je botst op de grenzen van het betaalbare. Een systeem dat voor ongeveer 50 procent draait op zon en wind en voor 50 procent op stuurbare klassieke centrales lijkt ons vanuit economisch standpunt vandaag de ideale middenweg. Betaalbare opslag is de sleutel om een groter aandeel hernieuwbare energie mogelijk te maken. De kostprijs van batterijen daalt, maar ze zijn nog te duur als systeemoplossing.”
Fossiel als back-up
Was de black-out in Spanje vooral een spanningsevent, dan is ook een klassieke black-out, te wijten aan een tekort of overproductie van elektriciteit, nooit uit te sluiten. Het risico stijgt zelfs met het toenemende aandeel van hernieuwbare energie (zie grafiek De opmars van zon en wind), omdat afname en productie moeilijker op elkaar af te stemmen worden. Vooral op koude, windstille winterdagen dreigen stroomtekorten. “Gelukkig hebben we vandaag de tools om productie en afname beter te voorspellen en op elkaar af te stemmen. Vroeger was het beheer van het hoogspanningsnet een ambacht, nu zijn we beter voorbereid”, zegt Joannes Laveyne.
In België wordt, net als in de meeste andere Europese landen, reservecapaciteit achter de hand gehouden via een subsidiemechanisme, het CRM. Volgens Elia volstaat dat om tot 2028 voor bevoorradingszekerheid te zorgen. Het in reserve houden van centrales die steeds minder uren zullen draaien, is natuurlijk niet goedkoop. “Elk land moet nu voor zichzelf in voldoende back-upcapaciteit voorzien. Het is misschien beter om dat Europees te regelen, want nu dreigt overcapaciteit”, zegt Joannes Laveyne.
Aan de boorden van de Maas in Flémalle stoomt Engie Electrabel een nieuwe gascentrale met een capaciteit van maximaal 875 megawatt klaar, die tot 1 miljoen gezinnen van stroom kan voorzien. Het gaat om een van de grootste individuele en meest performante gasturbines ter wereld. “De centrale vervangt geen hernieuwbare energie, integendeel. Ze maakt het mogelijk het maximale uit hernieuwbare energie te halen omdat ze flexibel kan inspelen op het wispelturige productiekarakter van hernieuwbare energie. Vraag en aanbod moeten altijd in evenwicht zijn op het elektriciteitsnet. Deze centrale helpt om black-outs te voorkomen”, zegt projectdirecteur Raf Anné.
Engie investeert 650 miljoen in de centrale die aanvankelijk 5.000 à 6.000 uren per jaar zal draaien. “In de wintermaanden zal de centrale door bijna continu te draaien een bijdrage leveren aan de bevoorradingszekerheid. Vanaf de lente zal de centrale flexibel opereren in functie van de marktomstandigheden. Ze kan bijvoorbeeld in 10 minuten de productie verhogen van 350 naar 875 megawatt. De centrale kan dus heel snel reageren op tekorten of overschotten”, zegt Raf Anné.
Naarmate de capaciteit van hernieuwbare energie toeneemt, zal de aardgascentrale wellicht steeds minder uren draaien. Of de investering minstens de kapitaalkosten terugverdient, valt af te wachten. Engie krijgt wel vijftien jaar lang subsidies via het CRM. “Dat als vergoeding voor de capaciteit die wij ter beschikking stellen om het licht aan te houden”, zegt Raf Anné. Engie mag daarbij van geluk spreken dat het de nodige turbines en transformatoren gekocht heeft voor de energiecrisis de prijzen van die cruciale componenten de hoogte injoeg. Dezelfde centrale zou vandaag dubbel zoveel kosten. De grootste meerwaarde zou in een verkoop van de centrale liggen, maar voor Engie is het project een paradepaardje in de groepsstrategie, die voluit inzet op hernieuwbare energie en de bijbehorende flexibiliteit.
Op langere termijn volstaan die projecten en het CRM echter niet om de stijgende vraag naar elektriciteit op te vangen. Vanaf 2035, als de kerncentrales van Doel 4 en Tihange 3 zouden sluiten, zijn er structurele oplossingen nodig, zoals extra kernenergie, extra windenergie op zee, extra connectiecapaciteit met het buitenland en/of een vermindering van het energieverbruik. Dat scenario houdt al rekening met een consument die zijn verbruik stevig wil en kan bijsturen als de prijzen oplopen en tekorten dreigen. Loopt die flexibilisering vertraging op, zoals dat onlangs het geval is, dan is er 1,3 gigawatt extra capaciteit nodig tegen 2036, zo luidt de meest recente prognose van Elia.
‘Conceptueel is een stabiel systeem op basis van hernieuwbare energie haalbaar, maar op industriële schaal wordt het een dure affaire’
Voor de industrie is het leveren van die flexibiliteit niet altijd vanzelfsprekend. Processen draaien vaak continu en hebben dus voortdurend stroom nodig. De beschikbare flexibiliteit wordt al op de markt aangeboden, dus bij onverwachte crisismomenten is de spoeling dun. “Zeker als je, zoals in Spanje, maar 6 seconden hebt om een black-out te vermijden. Enkel de happy few kunnen die extreme flexibiliteit leveren. Een noodstop in de industrie is vaak heel moeilijk en duur. Een heropstart van een installatie duurt soms weken”, zegt Michaël Van Bossuyt.
De nieuwe zorg: te veel stroom
De netbeheerders moeten niet alleen mogelijke stroomtekorten voorkomen, ze liggen ook steeds meer wakker van stroomoverschotten (zie grafiek Toenemend overaanbod bij zonnig weer). Op een zonnige zomerdag dreigt straks een ‘fataal’ stroomoverschot dat geen afnemer meer vindt. Tegen 2032 kan het om een overschot van 3 gigawatt gaan, waarschuwt Elia. “Het voorzien in back-upcapaciteit is een duur maar beheersbaar probleem. De overproductie is een groter probleem voor de netstabiliteit. De kabels smelten als je de stroom niet kunt verbruiken”, zegt Peter Claes.
Hellbrise heet het nieuwe fenomeen, verwijzend naar periodes met heldere lucht en straffe wind die grote stroomoverschotten op het net duwen. “Op periodes met overschotten is minder geanticipeerd. Er werd aangenomen dat een overschot zichzelf wel zou oplossen en dat mensen en bedrijven spontaan meer stroom zouden gebruiken als de stroomprijs negatief wordt. Maar er werd niet expliciet op ingezet met maatregelen en investeringen. We hebben in België al 11 gigawatt aan zonnepanelen. De betekent dat je op een zonnige zomerdag 8 à 9 keer het equivalent van onze grootste kerncentrale binnen de 24 uur helemaal aan- en uitzet. De markt schreeuwt om meer flexibiliteit”, zegt Kris Voorspools, zaakvoerder van de energyconsultant 70GigaWattConsulting.
Nog een nieuw fenomeen zijn plotse prijspieken in de avond op een zonnige, warme zomerdag. “Overdag is er veel zonne-energie die alle klassieke centrales uit de markt duwt. Maar als de zon verdwijnt en de airco’s nog op volle toeren draaien, moeten de gascentrales heel snel vol aan de bak. Zo’n snelle opstart is duur. We moeten daarom verder inzetten op prijsprikkels en een dynamische vraagsturing”, zegt Walter Geelen.
De gevolgen bij u thuis
Niet alleen de hoogspanningsnetbeheerders, ook de distributienetbeheerders, die de stroom tot bij u thuis brengen, moeten hun netten aanpassen aan een nieuwe realiteit van zonnepanelen, warmtepompen, elektrische auto’s en de elektrificatie van de kmo op het industrieterrein. Het wispelturige karakter van afname en injectie wordt ook voor Fluvius, de distributienetbeheerder in Vlaanderen, een stevige noot om kraken. In de ochtend neemt de netbelasting toe, om tijdens de middag af te nemen als zonnepanelen de lokale vraag invullen. In de loop van de avond volgt dan een tweede piekbelasting. Fluvius moet flink aan de bak om die curve te beheren. “Door de elektrificatie van de economie en het toenemend aandeel van zonnestroom moeten we onze netten versterken om die piekbelasting aan te kunnen. Doen we niks, dat wordt 40 procent van ons distributienet ontoereikend over tien jaar”, zegt Raf Bellers, directeur netbeheer van Fluvius.
‘Betaalbare opslag is de sleutel om een groter aandeel hernieuwbare energie mogelijk te maken. De prijs van batterijen daalt, maar ze zijn nog te duur als systeemoplossing’
In de periode 2032-2032 investeert Fluvius naast het klassieke investeringsprogramma van 7 miljard euro nog eens 4 miljard euro om het net klaar te maken voor 2,45 miljoen elektrische auto’s tegen 2035, veel meer warmtepompen en extra zonnepanelen. Daarnaast moet het net een hogere vraag en piekbelasting uit de industrie aankunnen. “Die vraag is het moeilijkste te voorspellen. Het gaat om een beperkter aantal projecten, maar met een grote impact op het net. Maar dit is een no regret-plan. Loopt de transitie trager, dan zitten we hoogstens voor op het investeringsschema”, zegt Raf Bellers.
Met de nodige investeringen impliceert een groter aandeel hernieuwbare energie dus ook op het niveau van de straat of de wijk geen groter risico op black-outs. “Het distributienet kan perfect draaien op 80 of 90 procent hernieuwbare energie. We moeten enkel bewaken dat de noodzakelijke investeringen onder controle blijven. De kunst wordt om de piekbelasting te beperken. Hoe flexibeler het systeem, hoe minder piekcapaciteit er nodig is. Op hoeveel flexibiliteit zullen we kunnen rekenen en hoeveel moeten we investering in piekcapaciteit? Die afweging moeten we continu maken”, zegt Raf Bellers.
Gezien de snelle technologische evoluties zal die afweging regelmatig bijgestuurd moeten worden. Joannes Laveyne: “De kostprijs van batterijen bijvoorbeeld daalt zeer snel. Ik verwacht dat ook thuisbatterijen een hoge vlucht zullen nemen. Die batterijen laden nog onvoldoende slim op, in die zin dat ze vaak al opgeladen zijn voor de middag. We werken aan een project met een grote leverancier om het leger aan thuisbatterijen vanop afstand te kunnen sturen. Dat levert één grote virtuele batterij op die kan helpen om pieken in de afname en de injectie af te romen. De gezinnen boeten daarbij niet aan comfort in. Intussen helpen ze het elektriciteitsnet en verdienen ze er iets aan.”
Het prijssignaal is ook op de elektriciteitsmarkt hét instrument om vraag en aanbod op elkaar af te stemmen. “Een groot deel van de productie van hernieuwbare energie is nog te weinig prijsgevoelig, maar steeds meer grote installaties spelen op de prijzen in. Deze zomer zag je dat grote zonneparken de productie verminderden bij te lage prijzen, met als gevolg minder uren met negatieve prijzen”, zegt Joannes Laveyne.
“Ons investeringsplan is de basis om het distributienet toekomstbestendig te maken”, zegt Raf Bellers. “Daarnaast prikkelen we onze klanten om het net niet als batterij te gebruiken, bijvoorbeeld via het capaciteitstarief. En we rekenen op de energieleveranciers om contracten en oplossingen aan te bieden die de gezinnen stimuleren om de afname en de injectie aan te passen aan de marktomstandigheden. Als dat alles niet volstaat en er dreigt toch een black-out, pas dan trekken we aan de noodrem door klanten af te schakelen. Dat zijn zéér uitzonderlijke situaties.”
