Fact check: de Belgische bevoorradingszekerheid van elektriciteit in de winter van 2018 – 2019 gewikt en gewogen

De onbeschikbaarheid van 6 van de 7 kerncentrales vormt een uitdaging voor de Belgische bevoorradingszekerheid van elektriciteit. Doel 1, 2 & 4 zijn al langer buiten dienst en recent werden vertragingen aangekondigd in het onderhoudsproces van Tihange 2 & 3. Voor Tihange 1 is onderhoud gepland tot midden november. Gecombineerd met de afname van de productiecapaciteit in het voorbije decennium en de onzekerheden in het systeem, kan deze situatie het evenwicht tussen vraag en aanbod aan elektriciteit in het gedrang brengen. Dit evenwicht is noodzakelijk om de globale, correcte werking van het elektriciteitssysteem te garanderen.

Stelselmatige afname van Belgische productiecapaciteit in voorbije decennium

Sinds 2011 vertoont de beschikbare productiecapaciteit van conventionele centrales (kerncentrales, fossiele brandstoffen, waterkracht en biomassa) een dalende trend, terwijl de piekvraag naar elektriciteit een stijging vertoont in dezelfde periode. Kolencentrales werden sinds 1998 stelselmatig gesloten om te voldoen aan de richtlijn van de Europese Unie om de uitstoot van grote verbrandingsinstallaties te controleren en te reduceren, de zogenaamde large combustion plants directive.[1] Sommige kolencentrales werden omgevormd tot biomassacentrales of vervangen door gascentrales, en sinds 2002 wordt de daling in productiecapaciteit deels opgevangen door de installatie van windgeneratoren en zonneparken. De effectieve elektriciteitsproductie uit wind en zon is echter weersafhankelijk en meer onzeker in vergelijking met conventionele centrales. De daling in effectief beschikbare capaciteit zet zich dus door.

Onbeschikbare centrales leiden tot onvoorziene toestand van elektriciteitssysteem

Door het onbeschikbaar zijn van vijf kerncentrales bevindt het systeem zich momenteel in een toestand die niet voorzien wordt in de netuitbating. De netwerkcode waaraan de transmissienetbeheerder moet voldoen, schrijft voor dat het systeem op elk moment moet kunnen weerstaan aan het uitvallen van één van zijn elementen zonder zijn werking in het gedrang te brengen, het zogenaamde N-1 criterium. Momenteel bevindt het systeem zich minstens in een zogenaamde N-5 toestand waarin vijf netelementen, vijf kerncentrales, buiten dienst zijn. Mogelijk zijn ook nog andere netelementen buiten dienst. Uitdagingen in deze toestand zijn geen verrassing, anders zou het systeem sterk overgedimensioneerd zijn, wat tot een te hoge maatschappelijke kost zou leiden.

Dit hoeft niet te betekenen dat effectief problemen zullen optreden. Voor komende winter hebben we zicht op volgende capaciteiten die kunnen ingezet worden om het verbruik te dekken:

• Kerncentrale Doel 3: 1006 MW
• Kerncentrale Tihange 1: 962 MW (behalve tussen 13 oktober en 17 november)
• Het beschikbare fossiele en biomassa park: 6637 MW aan centrales en warmtekrachtkoppeling
• De pomp- en riviercentrales: resp. 1164 MW gedurende 5 uur, 143 MW gedurende 5 uur en 96,1 MW
• 750 MW aan extra capaciteit die kan vrijgemaakt worden volgens de Federale minister van Energie
• 2807 MW maximale capaciteit van windgeneratoren (de effectieve productie is sterk weersafhankelijk)
• De importcapaciteit: 5500 MW

We laten zonne-energie buiten beschouwing gezien de periode van het jaar.

Dit komt neer op een totale beschikbare capaciteit van ongeveer 19 065 MW (18 103 MW van half oktober tot half november). De gemiddelde piekvraag in België bedraagt 13 565 MW, terwijl de piekvraag in een uitzonderlijk jaar (één jaar op de twintig) 14 164 MW bedraagt.[2] De opsomming hierboven gaat uit van optimale omstandigheden: de resterende productie is volledig beschikbaar, het netwerk in België is volledig intact en de volledige importcapaciteit kan benut worden. In deze optimale omstandigheden, waarbij alle nog beschikbare netelementen volledig operationeel zijn, hoeft er niet noodzakelijk een tekort te zijn aan productiecapaciteit (waarbij de import als productiecapaciteit gezien wordt). Onverwachte omstandigheden kunnen zich echter op elk moment voordoen.

Naast de onzekerheden in de elektriciteitsproductie van weersafhankelijke windgeneratoren en zonneparken, kunnen netelementen falen of onverwachte omstandigheden optreden. Die falingen of onverwachte omstandigheden kunnen ertoe leiden dat de maximale productiecapaciteit niet beschikbaar is. Generatoren kunnen buiten dienst zijn, zoals recent is gebleken door een onverwachte verlenging van de onderhoudsperiode van Tihange 2 & 3. Transmissielijnen of andere netelementen kunnen falen of onverwacht buiten dienst zijn. Vooral de verbindingen met het buitenland zijn hier belangrijk, aangezien ze rechtstreeks bepalen hoeveel elektriciteit kan ingevoerd worden.

Naast falingen bepaalt de toestand van het elektriciteitssysteem in de buurlanden of de maximale importcapaciteit kan benut worden. De import wordt beperkt door beschikbare elektriciteitsreserves in de buurlanden en de piekvraag in de buurlanden treedt vaak op hetzelfde moment op als in België. Nederland heeft normaal gezien een groot capaciteitsoverschot tijdens de winter, terwijl de elektriciteitsvraag in Frankrijk dan weer zeer gevoelig is aan temperatuurschommelingen door het intensief gebruik van elektrische verwarming. Een graad temperatuurdaling kan daar een bijkomende vermogenvraag van 2300 MW teweegbrengen.  Doordat het Belgische elektriciteitsnet deel uitmaakt van het Europese net bepalen internationale stromen van elektriciteit mee of het volledige vermogen van de verbindingen met de buurlanden kan worden gebruikt voor import.

Deze onzekerheden zorgen ervoor dat het onmogelijk is om te zeggen wat exact gaat gebeuren, enkel wat de kans is dat iets kan gebeuren. De hoeveelheid capaciteit die nodig is om in de vraag naar elektriciteit te voorzien is sterk afhankelijk van de gestelde eisen: moet de bevoorradingszekerheid gegarandeerd zijn in alle mogelijke omstandigheden, in de meest waarschijnlijke omstandigheden of in de ideale omstandigheden waarbij de beschikbare netelementen werken zoals voorzien? Dat is dan ook de reden dat verschillende onderstellingen tot andere capaciteitsnoden leiden. Wettelijk is vastgelegd dat het aantal uren waarin de verwachte vraag de productiecapaciteit overschrijdt niet groter mag zijn dan drie uur voor een gemiddeld jaar en 20 uur voor een uitzonderlijk jaar. De overheid en transmissienetbeheerder zoeken naar bijkomende oplossingen met een minimale impact op de eindverbruiker om aan deze criteria te voldoen.

Beperkte beschikbaarheid van bijkomende capaciteit op korte termijn

Het heropstarten van stilliggende productie-eenheden of installeren van noodgeneratoren kan de beschikbare capaciteit verhogen. De federale minister van Energie stelt voor om 750 MW bijkomende capaciteit te halen uit het heropstarten van de gascentrale in Vilvoorde, productiviteitsverbeteringen van gascentrales van Engie, het inzetten van dieselgeneratoren door Engie en andere bijkomende oplossingen zoals het bijkomend contracteren van afschakelbaar vermogen.

Het installeren van bijkomende productie-eenheden op korte termijn is niet haalbaar door de lange termijnen voor het afleveren van de nodige vergunningen en de bouwtijd. Bijkomende noodgeneratoren op basis van fossiele brandstoffen kunnen op korte termijn geïnstalleerd worden. Dat vereist echter een overeenkomst met de relevante netbeheerder en een gedegen technische installatie om veiligheidsrisico’s uit te sluiten. Hun eenheidsvermogen is beperkt en hun lokale impact door uitstoot en geluid is groot.

Rolling blackouts als laatste redmiddel

Rolling blackouts zijn gerichte afschakelingen van bepaalde delen van de elektriciteitslast. Ze worden gezien als laatste middel om het evenwicht tussen vraag en aanbod naar elektriciteit te garanderen en de globale werking van het elektriciteitssysteem te vrijwaren. Ze hebben in België de naam “afschakelplan” gekregen. Rolling blackouts hebben een vooropgestelde duur en zij worden aangekondigd op voorhand, in tegenstelling tot een blackout die onverwacht optreedt voor onbepaalde duur. Daardoor is de sociale kost van rolling blackouts lager dan van een blackout waarbij eenzelfde vermogen zou afgeschakeld worden. De zones die worden afgeschakeld en de procedure van afschakeling zijn vastgelegd in het zogenaamde afschakelplan. Het afschakelplan verdeelt België in 8 zones die afwisselend worden afgeschakeld wanneer het evenwicht tussen vraag en aanbod aan elektriciteit niet kan worden gegarandeerd. Dat kan mogelijk gebeuren op het moment dat de vraag naar elektriciteit piekt, typisch tussen 17u en 20u.

Bewuster en zuiniger omgaan met elektriciteit kan rolling blackouts voorkomen

In veel ontwikkelingslanden zijn rolling blackouts dagelijkse kost vanwege structurele tekorten in generatiecapaciteit. België is niet het eerste ontwikkelde land dat bedreigd wordt door rolling blackouts. Japan moest na de kernramp in Fukushima omgaan met de onverwachte uitval van een aanzienlijk deel van de productiecapaciteit. Elektriciteitsverbruikers in California werden reeds rond de eeuwwisseling geconfronteerd met rolling blackouts ten gevolge van een mislukte markthervorming.

Uit deze ervaringen leren we dat ook kleine verbruikers een belangrijke impact kunnen hebben op het voorkomen van rolling blackouts door hun verbruik te reduceren tijdens de piekmomenten. In California bleek de communicatie in de media over de elektriciteitscrisis zeer effectief om eindverbruikers ertoe aan te zetten bewuster en zuiniger om te gaan met elektriciteit. Vooral airconditioning bleek een belangrijke factor, wat ook het geval was in Japan. Anderzijds werden de verbruikers aangezet om hun verbruik te reduceren door een stijging van de elektriciteitsfactuur.

Belgische kleinverbruikers van elektriciteit worden op korte termijn afgeschermd van prijsschommelingen door hun termijncontracten. Een mediacampagne kan eindverbruikers ertoe aanzetten om vrijwillig hun elektriciteitsvraag te reduceren.

Langetermijn oplossingen vereisen eenduidige en systematische energievisie

Door het toenemende gebruik van elektriciteit voor transport en verwarming valt een daling van de vraag naar elektriciteit de volgende jaren niet te verwachten. Daarom is het belangrijk om een eenduidige visie voor het toekomstig energiesysteem vast te leggen die toelaat om problemen met de bevoorradingszekerheid in de toekomst te voorkomen.

Een eenduidige visie kan leiden tot consequente investeringsbeslissingen in nieuwe productiecapaciteit. De studie ‘Energy Transition in Belgium: Choices and Costs’, gepubliceerd door EnergyVille en Febeliec in 2017, heeft aangetoond dat zowel investeringen in hernieuwbare energie als in biogas, power-to-gas, nieuwe gascentrales en warmtekrachtkoppelingen nodig zijn.[3] Studies door Elia en het planbureau komen tot dezelfde conclusies. Deze investeringen kunnen bijvoorbeeld aangemoedigd worden doordat de overheid concessies met vergunningen voor nieuwe gascentrales uitwerkt. Zonder deze gecoördineerde, doorgedreven en snelle aanpak, zullen de noodzakelijke investeringen niet gebeuren en dreigen de huidige noodmaatregelen een continu karakter te krijgen.

Slimme energiemeters in combinatie met alternatieve tariefmethodes kunnen worden ingezet om de flexibiliteit bij kleine verbruikers te benutten. Vele toepassingen hebben een flexibele vraag naar elektriciteit (al dan niet gratis), waardoor zij op een gepast moment kunnen geactiveerd worden. Wasmachines of droogkasten kunnen bijvoorbeeld buiten de piekmomenten aangezet worden of elektrische verwarming of het opladen van elektrische wagens kan intelligent gestuurd worden. Het Linear project becijferde voor Vlaanderen dat we potentieel 267.9 MW  aan capaciteit kunnen winnen door het later activeren van lasten van residentiële toepassingen.[4] Aggregatoren kunnen flexibele vraag bij eindverbruikers verzamelen, als samengestelde capaciteit aanbieden aan de netbeheerder en flexibele capaciteit bij de eindverbruiker aansturen.

Indien de vereiste om quasi zelfvoorzienend te zijn in onze energiebevoorrading gerelaxeerd wordt, kan men kiezen om (nog) meer te vertrouwen op de buurlanden en te investeren in meer interconnectiecapaciteit. Ook hiervoor is een krachtdadig beleid nodig waarbij een internationaal perspectief onontbeerlijk is. In een Europees energiesysteem waarin hernieuwbare energiebronnen een substantieel onderdeel vormen van de elektriciteitsopwekking is een nationale kijk op bevoorradingszekerheid steeds minder realistisch.

Conclusies

• Productiecapaciteit van controleerbare centrales op fossiele brandstoffen voorbije decennia onvoldoende vervangen door nieuwe productie-eenheden
• Onbeschikbaarheid van vijf kerncentrales leidt tot onvoorziene toestand in netuitbating waarvan gevolgen onvoorspelbaar zijn
• Goed geïnformeerde verbruikers spelen cruciale rol in voorkomen van activatie afschakelplan
• Eenduidige en systematische energievisie nodig voor uitbouw van kosteneffectief elektriciteitssysteem op lange termijn

[1] Directive 88/609/EEC (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:31988L0609), Directive 94/66/EC (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:31994L0066) , Directive 2001/80/EC (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32001L0080)

[2] http://www.elia.be/~/media/files/Elia/publications-2/studies/160422_ELI…

[3] http://www.febeliec.be/data/1493718768EnergyVille%20Study%20final_20170…

[4] Linear project, www.linear-smartgrid.be/