Welke lessen moet de energiesector trekken uit de coronacrisis?

Hoge hoeveelheden groene energie op momenten dat er weinig vraag is, en negatieve marktprijzen. De coronacrisis was een test voor het huidige elektriciteitssysteem en een voorafspiegeling van het toekomstige.

Nucleaire centrales die draaien, terwijl offshore windparken worden stilgelegd. Het wekte midden april ongenoegen in de energiewereld. Het staat haaks op de doelstellingen voor hernieuwbare-energieproductie, waarin Vlaanderen en België in Europa toch al geen uitblinkers zijn. Jean-Jacques Delmée, de topman van Eneco, klaagde de situatie aan in een paginagrote krantenadvertentie en Vlaams Parlementslid Robrecht Bothuyne (CD&V) sprak van “een georganiseerde moord op de rest van de markt”.

Toch was daar niets mis mee, concludeerde de federale energieregulator CREG tijdens een zitting van de energiecommissie van het Federaal Parlement. De kerncentrales mochten van de veiligheidscontroleur FANC niet op een lager pitje draaien, omdat ze aan het einde van hun brandstofcyclus zijn. Dus moesten ze blijven draaien. Niet om stroomtekorten te vermijden, maar omdat ze zich om veiligheidsredenen niet konden aanpassen aan de vraag. De windmolenparkuitbaters legden vervolgens zelf hun productie stil, omdat de marktprijs zo ver onder het nulpunt was gezakt, dat ze zelfs met hun subsidies niet meer uit de kosten raakten.

Niet houdbaar

“De coronacrisis was één groot live-experiment voor hoe de stroomnetten zich gedragen wanneer er veel hernieuwbare energie op het net komt, terwijl er weinig vraag is”, analyseert Ronnie Belmans, de CEO van EnergyVille, het onderzoekscentrum voor duurzame energie en intelligente energiesystemen. “Dit is een voorafspiegeling van het elektriciteitssysteem in 2030 en later.”

“De productie van hernieuwbare energie zal alleen maar blijven stijgen”, voorspelt Bram Claeys, algemeen directeur van ODE Vlaanderen, de koepel van de hernieuwbare-energiesector . “De economische relance moet in het teken van de energietransitie staan. De steun moet helpen om de CO2-uitstoot structureel te doen dalen.”

Aan de pluszijde van het experiment staat dat nergens ter wereld het licht is uitgegaan door het coronavirus, al was het in sommige landen, zoals Australië, soms kantje-boord. Maar de crisis stelt het huidige marktmodel wel zwaar op de proef. De maatregelen die bijna overal zijn genomen om het virus te beteugelen, legden de economie grotendeels stil. Daardoor daalde het energieverbruik met 10 à 35 procent. Tegelijk zorgden zonnige, winderige dagen voor veel productie van hernieuwbare energie. Het gevolg: negatieve prijzen. De stroomproducenten betaalden om te mogen blijven produceren en de verbruikers kregen geld om stroom af te nemen. Iedereen die zelfs maar van ver een economieboek heeft gezien, weet dat dit geen houdbare situatie is. In het huidige systeem waarbij de enige inkomstenbron de verkoop van energieproductie is, zal geen enkele investeerder geld pompen in nieuwe productie-installaties, als hij ook nog eens regelmatig geld moet toeleggen om te mogen produceren. “Toch kunnen de negatieve prijzen ook nuttig zijn. Als technieken zoals vraagsturing (het aan- of afschakelen van industriële installaties, nvdr) en de opslag van energie op die manier geld kunnen verdienen, is dat een goede zaak”, vindt Claeys. “Voor hernieuwbare energie zijn negatieve prijzen een kortetermijnuitdaging, maar geen structureel probleem. Het is een marktfenomeen dat een uiting is van de noodzaak aan meer flexibiliteit. Als de kerncentrales daar niet aan kunnen voldoen, is het beter versneld in te spelen op hernieuwbare energie, aangevuld met flexibiliteit en meer import- en exportmogelijkheden.”

Nieuw marktsysteem

“Met het huidige marktsysteem krijgen we de vergroening niet in orde”, voorspelt Belmans. “We moeten investeren in groene energie en tegelijk zorgen voor een verdienmodel. Europa moet zich ernstig beraden over een aantal zaken. Er is meer intra-daymarkt (snelle prijscorrecties, nvdr) nodig, en meer flexibiliteit: snelle opslag en snelle mogelijkheden om installaties aan en af te schakelen. Dat betekent dat je flexibiliteit ook moet belonen, of producenten moet bestraffen die te weinig flexibel zijn. Het product van de energiemarkt zal niet zozeer een megawattuur (energie, nvdr) zijn, maar wel het evenwicht tussen vraag en aanbod.”

Om die flexibiliteit te verzekeren in een systeem met steeds meer hernieuwbare energie, wordt vooral gekeken naar gasgestookte elektriciteitscentrales. Als die later kunnen draaien op groen gas of waterstof, lijkt dat een valabele optie. Hoewel ze in België voor een verhoogde uitstoot zorgen tegenover de kerncentrales, duwen ze de meer vervuilende kolencentrales op de Europese elektriciteitsmarkt nog sneller naar de uitgang.

Hoe dan ook belooft de kernuitstap zwaar te worden. De hoogspanningsnetbeheerder Elia schatte midden vorig jaar dat er behoefte is aan 3900 megawatt nieuwe productiecapaciteit, grofweg evenveel als vier grote kerncentrales. Doordat ook in de buurlanden elektriciteitscentrales worden gesloten, ligt dat cijfer zelfs 200 megawatt hoger dan in eenzelfde Elia-studie uit 2016.

Het Federaal Parlement heeft daarom eind vorig jaar een ondersteuningsmechanisme aangenomen voor de bouw van nieuwe productiecapaciteit, het capacity remuneration mechanism (CRM). Dat hoeven geen gascentrales te zijn: ook vraagsturing, de opslag van energie en andere technologie komen in aanmerking.

De prijs van ondersteuning

Alleen wordt het steeds meer de vraag of het CRM-systeem wel op tijd klaar zal zijn. Er zijn nog veel knopen te ontwarren. Het dossier moet nog worden goedgekeurd door de Europese Commissie. Die overweegt een diepgaand onderzoek en wil duidelijkheid over de financiering. Federaal minister van Energie Marie-Christine Marghem (MR) is er echter nog niet in geslaagd daarover overeenstemming te vinden in het parlement.

“Nochtans moeten we snel een akkoord vinden, zowel om Europees vooruitgang te boeken als om de bevoorradingszekerheid in ons land tegen 2025 te waarborgen. Niet alleen de manier maar ook het bedrag en de verdeling worden discussiepunten: het is belangrijk voldoende draagvlak te hebben bij de burgers en de bedrijven”, zegt Marc Van den Bosch, de directeur van de federatie van Belgische elektriciteits- en gasbedrijven Febeg. Claeys suggereert de kosten door te rekenen op de gasfactuur, veeleer dan in de al hoge elektriciteitsfactuur.

Een studie van de consultant PwC berekende de kostprijs van het systeem op 351 miljoen euro per jaar, wat voor een gemiddeld gezin neerkomt op 15 euro extra per jaar. Dat is volgens de CREG een zware onderschatting: die gaat uit van 614 tot 940 miljoen euro. Dat kan de concurrentiekracht van de energie-intensieve bedrijven nog meer ondermijnen. In de recentste studie die de consultant Deloitte uitvoerde in opdracht van Febeliec, de federatie van industriële energieverbruikers, was die handicap weliswaar gedaald, maar bedroeg de kloof tegenover de buurlanden toch nog altijd 9 tot 28 procent. Als de industrie wordt gevrijwaard van de kosten van de CRM, kan de factuur voor de gezinnen verzwaren met 105 tot 160 euro per jaar.

Peter Claes, de algemeen directeur van Febeliec, is niet fundamenteel gekant tegen een CRM-systeem, omdat “de bevoorradingszekerheid primordiaal is. Er is maar één ding erger dan dure stroom, en dat is geen stroom. Maar het lijkt ons te gemakkelijk een nieuwe subsidiekraan open te zetten op kosten van de elektriciteitsverbruiker. Misschien moet iemand de energiebedrijven eens vragen hoe zij hun klanten gaan bevoorraden na 2025, wanneer de kerncentrales dicht zijn. Ze kunnen die moeilijk allemaal zonder stroom zetten, dus zullen ze wel moeten investeren. Nu wachten ze, omdat ze mogelijk nog extra ondersteuning krijgen. Alleen moet de overheid beslissen, want hoe langer ze wacht, hoe minder opties er overblijven.”

Ook de CREG is een koele minnaar van het CRM-systeem. De energiewaakhond vindt dat Elia de risico’s op stroomtekorten overschat, onder meer omdat de kans op strenge winters door de klimaatopwarming afneemt. Andreas Tirez, technisch directeur van de CREG, ziet meer in een systeem van scarcity pricing. Dan krijgen de stroomproducenten in tijden van dreigende tekorten extra geld. Dat zou moeten volstaan om investeerders over de streep te trekken. André Jurres, de CEO van Volt Energy, betwijfelt dat: “Noem mij één land waar dat systeem bestaat. Het is makkelijk te zeggen dat anderen moeten investeren, maar alleen al aan je vergunning ben je al snel een miljoen euro kwijt.”

Ook de federatie van Belgische elektriciteits- en gasbedrijven houdt vast aan ondersteuning. “Zelfs als er twee kerncentrales open blijven, is een CRM nodig om nieuwe investeringen mogelijk te maken”, zegt algemeen directeur Marc Van den Bosch. “We kennen ook de impact van de coronacrisis nog niet op de toekomstige vraag.”

Kernuitstap of niet

Peter Claes van Febeliec waarschuwt: “Als de CRM te laat komt en de kerncentrales niet langer mogen draaien, zal dat leiden tot hogere energieprijzen en mogelijke problemen met de bevoorradingszekerheid. Een energienorm, die de prijzen in ons land in lijn houdt met die van de buurlanden, blijft dus nodig.”

Bram Claeys van ODE ziet het anders. “Een van de grote argumenten voor het openhouden van twee kerncentrales is dat die de prijs drukken. Dat werkt echter in twee richtingen: zonder kerncentrales komen er hogere prijzen, en dat zal net investeringen stimuleren.”

Het resultaat van de aanhoudende onduidelijkheid is vooral dat er her en der al stemmen opgaan om de start van het CRM-systeem een jaar uit te stellen, naar 1 januari 2022. Met als nadeel dat investeerders dan een jaar minder hebben om het vergunningstraject en de bouwfase voor een nieuwe centrale te doorploegen. Op zijn beurt verhoogt dat de waarschijnlijkheid dat de levensduur van wellicht twee, mogelijk zelfs drie kerncentrales zal worden verlengd.

Een mogelijkheid om de kernuitstap te redden, is de gascentrales een garantie te geven op een aantal draai-uren. Zijn ze minder nodig, dan worden ze extra vergoed. “Of je geeft investeerders hun geld terug als de kernuitstap toch niet doorgaat”, oppert Jurres. “Wat de overheid vergeet, is dat niet kiezen ook kiezen is. Sinds 2003 is er geen dappere regering meer geweest. Met de Pax Electrica (een afspraak tussen de regering-Verhofstadt en Engie Electrabel, nvdr) werd afgesproken dat Engie de gascentrale in Vilvoorde moest verkopen, om zijn dominante marktpositie af te bouwen. Een paar maanden geleden heeft Engie die doodleuk teruggekocht. Ach, in België is er nooit veel beleid geweest. Het gevolg is dat je met oude kerncentrales blijft zitten. Negatieve marktprijzen zijn gewoon de kroniek van een aangekondigde dood.”