Nieuwe ondersteuning energieopslag stuit op hevige kritiek

In de transitie naar een energiesysteem met meer hernieuwbare energie is opslag van elektriciteit een must. Een voorstel van de federale energieregulator CREG om die opslag te ondersteunen, stuit op heel wat weerstand. “Een maatregel geschreven op maat van Electrabel.” “Volkomen buiten proportie.”

Grootschalige opslag van stroom is zowat de Heilige Graal van de energiesector. Om naar een volledig hernieuwbaar systeem te kunnen gaan, moet overtollig geproduceerde wind- en zonne-energie kunnen worden opgeslagen tot ze wel nodig is. Alleen bestaat dat wondermiddel nog niet. De bestaande technologieën hebben een te beperkte capaciteit, of zijn nog te duur.

Opslageenheden slaan elektriciteit op wanneer het goedkoop is, om die op het net te zetten wanneer de elektriciteit duurder is. Wanneer ze stroom op het net plaatsen, moeten ze daarvoor een injectietarief betalen. Daarnaast betalen ze ook een afnametarief voor de stroom die ze zelf van het net halen, bijvoorbeeld, in het geval van waterpompcentrales, om water op te pompen.

In een studie uit 2015 concludeerde de CREG al dat de toeslagen en de hoge tarieven voor transport en distributie de voornaamste struikelblokken waren voor de ontwikkeling van meer opslagcapaciteit. De in juli gewijzigde elektriciteitswet geeft de CREG ook de mogelijkheid om een vrijstelling te geven.

Het voorstel

Met haar voorstel hoopt de CREG die obstakels een stuk uit de weg te ruimen. Dat zorgt voor wenkbrauwengefrons bij een aantal spelers. In haar toelichting stelt de regulator zelf dat “de momenteel geldende tariefmethodologie al een soort stimulans bevat”. Omdat de opslageenheden vooral tijdens de piekperiode (november tot maart) stroom leveren, genieten ze op dat moment van een afnametarief van nul euro per jaar.

Het regeerakkoord bepaalt echter dat de ontwikkeling van opslag moet worden bevorderd. Daarom bestelde de CREG bij consultant Deloitte een studie, om de transmissietarieven te vergelijken met die in andere Europese landen. Conclusie: die blijken 22 tot 45 procent lager te liggen dan het Noord-West-Europese gemiddelde.

Maar, stipt CREG-woordvoerster Annemarie De Vreese aan: “Als je vergelijkt met onze buurlanden, dan is België duurder dan Frankrijk en Nederland.” Duitsland heeft samen met het Verenigd Koninkrijk de hoogste transmissietarieven, maar onze oosterburen hebben een nieuw systeem ingevoerd. Daarbij kan een vrijstelling van de transmissietarieven voor tien jaar (pompturbinecentrales) of twintig jaar (andere opslagvormen) worden verkregen, indien er na 2011 uitbreidingswerken gebeuren. Die werken moeten hebben gezorgd voor 5 procent meer energieopslag, of 7,5 procent meer vermogen.

Daarom stelt de CREG voor een gelijkaardig mechanisme in te voeren, zij het minder vrijgevig. Nieuwe opslagcentrales worden voor tien jaar vrijgesteld van de transmissietarieven. Bestaande centrales kunnen een vrijstelling van 80 procent voor vijf jaar krijgen, mits de geïnstalleerde capaciteit en de opgeslagen energie met meer dan 7,5 procent werd verhoogd. Zonder uitbreiding verandert er voor de bestaande centrales uiteraard niets.

Coo, en heel wat plannen

In ons land is er eigenlijk slechts één groot opslageenheid: die van Coo, goed voor 1164 megawatt (MW). De centrale werd destijds opgezet als back-up van de kerncentrales: mocht er één uitvallen, dan kunnen de watervallen dienen als tijdelijke buffer. Engie, het moederbedrijf van Electrabel, beheert er twee stuwmeren die elektriciteit kunnen produceren als het nodig is, en koestert plannen voor een derde, Coo 3. Dat is een investering van 600 miljoen euro, die de capaciteit zou optrekken naar 1764 MW.

Toch is Coo niet de enige opslagmogelijkheid. De biedstrijd voor het beheerscontract voor de nochtans kleinere en minder flexibele waterkrachtcentrale (140 MW) La Plate Taille in Cerfontaine, door Lampiris gewonnen van vier medekandidaten, wijst op de grote interesse van de sector.

Voorts is de jongste jaren het aanbod aan vraagsturing fors toegenomen: Actility bijvoorbeeld gebruikt watertorens op een vergelijkbare manier als de waterpompcentrales van Coo en La Plate Taille. Concullega ReStore heeft dan weer plannen om samen met de LRM in Dilsen-Stokkem een park van mega-batterijen voor energieopslag te bouwen. Ook Engie bouwt aan zo’n batterijpark in Drogenbos.

Ook is er een Vlaamse cluster van 20 bedrijven die samenwerken rond power-to-gas, waarbij stroom wordt omgezet in gas. Ook naar opslag in waterstof wordt veel onderzoek gedaan. Baggeraar Deme ten slotte koestert nog altijd het project i-Land, een kunstmatig energie-eiland, waarvan nu een eerste versie in het Midden-Oosten zal worden gebouwd.

Afspraak op 2 maart

Voor een aantal critici is het voorstel van de CREG een brug te ver. Zij vinden de maatregel “geschreven op maat van Electrabel”. Ook vinden ze die buitenproportioneel, omdat de vrijstelling geldt voor de totale installatie, terwijl die met amper 7,5 procent moet worden uitgebreid. “Een béétje uitbreiding is toch met minstens een kwart? Voor 7,5 procent moet Electrabel alleen een paar turbines moderniseren.”

Bovendien wijst de CREG er zelf op dat “een gunstig tariefregime noodzakelijkwijs tot gevolg heeft dat de kosten voor het gebruik van dit netwerk worden verschoven, grotendeels naar de afnemers van die elektriciteit.” De maatregel komt volgens ruwe schattingen van de tegenstanders neer op ongeveer 10 miljoen per jaar minder kosten voor Coo-uitbater Electrabel, en dus, gespreid over vijf jaar, 50 miljoen meer voor de afnemers. “Natuurlijk zegt Electrabel dat Coo verlieslatend is. Maar de centrale was bedoeld als back-up voor de kerncentrales. Noem het hun brandverzekeringspremie. Jij gaat toch ook niet minder moeten betalen als het niet heeft gebrand?”

Bij Engie Electrabel valt te horen dat het wel om meer gaat dan “een paar turbines moderniseren”: “We moeten investeren in zowel het verhogen van het vermogen – de turbines – als in de opslagcapaciteit, zijnde de diepte van de bassins”, merkt woordvoerster Anne-Sophie Hugé op. Ze benadrukt dat er zonder aangepast regelgevend kader van investeringen geen sprake kan zijn. “Wij betalen voor Coo elk jaar 15 miljoen euro via verschillende tarieven: 13 miljoen voor afname, 1 miljoen voor injectie, en 1 miljoen voor openbare dienstverlening. Dat is meer dan de helft van de operationele kosten voor Coo, en niet houdbaar.”

Ook wijst het bedrijf erop dat het Belgische voorstel veel restrictiever is dan het Duitse: zowel de opslagcapaciteit als het vermogen moeten verhogen, om in aanmerking te komen voor de vrijstelling. Bovendien hebben Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk intussen een systeem van capaciteitsvergoeding ingevoerd voor alle vormen van stroomproductie, dus ook pompcentrales. Dat maakt dat de centrales daar winstgevend zijn.

Overigens stipuleert de CREG ook dat vanuit het non-discriminatieprincipe opslaginstallaties op zee ook van de vrijstelling zullen kunnen genieten. Dat is vooral van belang voor i-Land. Toen dat voor de eerste maal aan de oppervlakte kwam, besliste de regering dat er geen euro overheidssteun naar zulke offshoreprojecten mocht vloeien.

Helemaal beklonken is de zaak nog niet. De openbare raadpleging loopt nog tot en met 2 maart. Nadien wordt er een verslag opgemaakt van alle reacties, en beslist de CREG of de nieuwe regels al dan niet worden toegepast.