Het Voka-kenniscentrum bestudeert de. Strategisch product omgeving. voor burgers en bedrijven. Dat levert langetermijninzichten

Voka-studie 04 juni 06

Elektriciteit nu en in de toekomst - Strategisch product voor burgers en bedrijven | Voka - studie 04

www.voka.be

Het Voka-kenniscentrum bestudeert de maatschappelijke evoluties Elektriciteit nu in de toekomst en en analyseert de sociaalStrategisch product voor economische omgeving. burgers en bedrijven Dat levert langetermijninzichten op die vandaag reeds relevant zijn: op de directietafel, maar ook voor politici en academici.

Deze Voka-studie werd gerealiseerd met de medewerking van

Inhoud

Woord vooraf

2

Deel 1. Elektriciteit voor bedrijven en burgers

4

1.1 Elektriciteit is van levensbelang Wat maakt elektriciteit anders? 1.2 Evoluties op de elektriciteitsmarkt 1.3 Conclusie: Wat bij ongewijzigd beleid?

5 8 21 30

Deel 2. Opties voor de toekomst

32

2.1 Optie 1: Importeren 2.2 Optie 2: Fossiele brandstoffen 2.3 Optie 3: Groene elektriciteit 2.4 Optie 4: Kernenergie 2.5 Conclusie: Energiemix

36 41 53 61 69

Deel 3. Beleidsvoorstellen

72

3.1 Een stabiel en rechtszeker investeringskader 3.2 Uitbouw en beheer van het elektriciteitsnet 3.3 Voorbereiding op een Europese elektriciteitsmarkt Het Fins model: een consortium

74 80 86 90

Deel 4. Bijlagen

96

4.1 Lijst van de stuurgroep rond elektriciteit 4.2 Lijst van de expertengroep rond elektriciteit 4.3 Bibliografie Colofon

97 98 99 104

Woord vooraf Deze Voka-studie behandelt een onderwerp dat op het eerste gezicht atypisch is voor een ondernemingsorganisatie. De meeste bedrijven - en zeker de meeste burgers - liggen immers niet wakker van elektriciteit. Die komt uit het stopcontact, en daar denken we meestal niet verder bij na. Pas als de elektriciteit uitvalt, de prijzen stijgen of de media berichten over de mogelijke gevolgen van fusies, beseffen we dat elektriciteit meer is dan een verzameling van stopcontacten. Nochtans is elektriciteit een zeer belangrijke grondstof voor onze bedrijven. Voor álle bedrijven, want wie heeft er geen licht of computer nodig? Maar bovenal voor de energie-intensieve bedrijven, die elektriciteit gebruiken om hun productieprocessen aan te drijven. We kunnen het belang van elektriciteit voor onze economie dan ook moeilijk overschatten. En dat geldt zeker voor Vlaanderen, dat relatief meer chemische en staalbedrijven huisvest dan andere regio’s. Maar onze elektriciteitsbevoorrading dreigt de komende jaren in het gedrang te komen. Onze huidige productiecapaciteit volstaat nu al niet meer, en de vraag naar elektriciteit blijft stijgen. Bovendien is het voor onze concurrentiekracht van het grootste belang dat wij voor onze elektriciteit niet meer betalen dan onze concurrenten in de buurlanden. Tegelijkertijd is het Europese elektriciteitslandschap zich volop aan het vormen. Vlaanderen heeft

heel wat troeven om een belangrijke rol te spelen in dat landschap, zoals onze geografische ligging in het hart van het Europese elektriciteitsnetwerk. Als we onze troeven volop willen uitspelen, moeten we nu in actie komen. We moeten nu onze bevoorrading verzekeren, én ons voorbereiden op een belangrijke rol in Europa. Daarom hebben we ons binnen Voka met experten van elektriciteitsproducenten, leveranciers, gebruikers en de academische wereld gebogen over hoe het toekomstig elektriciteitslandschap er in Vlaanderen moet uitzien. We zijn in consensus – en dat is zeker niet onbelangrijk - tot vier conclusies gekomen, die tegelijkertijd ambitieuze doelstellingen zijn. Een eerste doelstelling ligt voor de hand: de leveringszekerheid en de spanningskwaliteit van onze elektriciteit dienen gewaarborgd te blijven. Daarvoor moeten we niet alleen rekening houden met de stijgende vraag naar elektriciteit, maar ook met de Europese infrastructuur en de mogelijkheden en de beperkingen van de uitwisseling. We moeten binnen Europa dus een sterke positie innemen. Opnieuw streven naar een nettoexport van elektriciteit door ons land is daarbij in elk geval beter dan, zoals nu, elektriciteit importeren. Ook de tweede doelstelling is gericht op een sterke positie in de toekomst: we moeten ons blijvend verzekeren van een goede marktwerking. Netbeheerders en regulatoren moeten hun werking

daar op afstemmen. De overheid moet zorgen voor een degelijk flankerend beleid, dat steunt op rechtszekerheid en op een stabiele regelgeving. Zo zal de overheid de samenwerking in consortia en de participatie in productieeenheden faciliteren. Het samenspel van deze factoren zal borg staan voor onze competitiviteit. Daarbij aansluitend volgt de derde doelstelling: het overheidsbeslag op het product elektriciteit dient transparant te zijn. Bovendien mag het niet hoger liggen dan in de ons omliggende landen, waarmee we direct concurreren. Uit vergelijkende studies van de Vlaamse overheid blijkt dat vandaag vooral voor de energie-intensieve bedrijven het omgekeerde waar is: we zijn hierin dus niet competitief. De elektriciteitsfactuur in België en Vlaanderen wordt dan ook teveel gebruikt voor allerhande overheidsinkomsten.

De vierde – maar zeker niet minst belangrijke – doelstelling heeft een tweeledig facet. Enerzijds willen we het energie-efficiënt werken daadkrachtig stimuleren en blijven belonen. Anderzijds moeten we streven naar een mix van energiebronnen waarmee we elektriciteit produceren. Nieuwe technologieën verdienen daarin hun plaats, maar dan wel op een transparante en duurzame basis. In deze Voka-studie leest u hoe we deze vier doelstellingen in de praktijk kunnen waarmaken, in een snel evoluerende Europese markt. Als we hierin slagen, betekent dit niet alleen dat we ons voor de komende decennia verzekeren van duurzame elektriciteit aan de meest competitieve prijs. Het betekent ook dat we duurzame arbeidsplaatsen in Vlaanderen - die vandaag sterk afhankelijk zijn van de kostenfactor elektriciteit - kunnen blijven waarborgen.

Philippe Muyters

John Dejaeger

gedelegeerd bestuurder Voka, Vlaams netwerk van ondernemingen

gedelegeerd bestuurder BASF Antwerpen ondervoorzitter Voka, Vlaams netwerk van ondernemingen voorzitter van de Voka-stuurgroep rond elektriciteit

Burgers en bedrijven zijn in toenemende mate afhankelijk van elektriciteit. Zeker voor de energieintensieve bedrijven is elektriciteit een noodzakelijke grondstof om te kunnen produceren. En dus kunnen we er maar beter voor zorgen dat er twee dingen niet gebeuren: stroom die wegvalt en te dure elektriciteit. Een aantal evoluties op de elektriciteitsmarkt kan die afhankelijkheid - en daarmee de druk op de prijs en de leveringszekerheid - bovendien nog vergroten. Als we niet snel ingrijpen, zal elektriciteit een schaars, duur en instabiel product worden.

Deel 1. Elektriciteit voor bedrijven en burgers 1.1 Elektriciteit is van levensbelang Stroompannes Stijgende elektriciteitsprijzen

5 10 13

Wat maakt elektriciteit anders? 1.2 Evoluties op de elektriciteitsmarkt 1.2.1 Vraag en aanbod in België 1.2.2 Grondstoffen: geopolitieke instabiliteit 1.2.3 Naar een Europese elektriciteitsmarkt

21 21 27 28

30

1.3 Conclusie: Wat bij ongewijzigd beleid?

Deel 2. Opties voor de toekomst Deel 3. Beleidsvoorstellen Deel 4. Bijlagen

8

32 72 96

1.1 E lektriciteit is van levensbelang Lichten branden als je op de schakelaar duwt, een computer werkt als de stekker in het stopcontact zit, om naar de radio te luisteren moet je enkel op de on-knop van het toestel duwen, … Hoewel we er amper bij stilstaan, speelt elektriciteit een grote rol in ons leven. We rekenen er elke dag opnieuw op dat een hele reeks elektrische toestellen ons comfort zullen verhogen (verlichting, airconditioning, parlofoon, …), ons ontspanning zullen bezorgen (televisie, computer, hifi, …) of ons helpen bij het huishouden (stofzuiger, mixer, oven, …). Zowat alle Vlaamse huishoudens beschikken dan ook over een koelkast, een stofzuiger, een strijkijzer, een wasmachine en een televisie. Ook een microgolfoven (87%), een video (82%), een computer (72%) en een vaatwasmachine (52%) zijn behoorlijk populair. Al die toestellen gebruiken elektrische energie, en dus hoeft het niet te verwonderen dat het elektriciteitsgebruik van de huishoudens in Vlaanderen onafgebroken stijgt. Waar we in 1990 nog 9,34 TWh gebruikten, lag het huishoudelijk elektriciteitsgebruik in 2004 met 11,58 TWh bijna een kwart hoger. En terwijl elektriciteit in 1990 nog goed was voor 13,6% van het huishoudelijk energiegebruik, lag dat aandeel in 2004 al op 16,2%. We zijn zeer afhankelijk van elektrische toestellen en dus van elektriciteit, en die afhankelijkheid is de afgelopen jaren alleen maar toegenomen. Het hoeft weinig betoog dat ook bedrijven sterk afhankelijk zijn van elektriciteit. Een bankkantoor of een winkel kan onmogelijk klanten bedienen als er geen elektriciteit is, een schrijnwerkerij kan geen hout zagen (al was het maar omdat er dan geen licht is in de werkplaats), een transportbedrijf kan de ritten van zijn vrachtwagens nog maar moeilijk plannen, een boekhoudkantoor kan niet meer aan de boeken die op computer staan, een garagist zal wielbouten van wagens met de hand moeten losvijzen omdat hij geen perslucht meer heeft, heel wat metsers kunnen geen mortel meer draaien, … Zowat alle bedrijven uit de dienstensector (goed voor bijna 70% van ons bruto binnenlands product) gebruiken computers, en die hebben nu eenmaal elektriciteit nodig - net zoals faxen, telefooncentrales, liften, verlichting, en ga zo maar door. Onze industrie hangt zo mogelijk nog meer af van elektriciteit dan de dienstensector. In heel wat productieprocessen is energie immers een noodzakelijke grondstof. Net 1) VLAAMSE GEMEENSCHAP en SIGNIFICANT, Energiegebruik in huishoudens in Vlaanderen, Resultaten enquête 2005. 2) Ter vergelijking: 1 TWh is 1.000.000 MWh en 1.000.000.000 kWh. Een diepvrieskist van 450 liter gebruikt per jaar 250 tot 800 kWh, een koelkast van 170 liter met A-label gebruikt per jaar 110 tot 325 kWh. 3) Deze waarden komen overeen met 33,620 petajoule (PJ) en met 41,694 PJ. 4) DE GROOTE, W., PUTSEYS, L., STALPAERT, L. en VAN HECKE, E., Milieu- en Natuurrapport Vlaanderen, MIRA Achtergronddocument 2005, Huishoudens, Vlaamse Milieumaatschappij, oktober 2005.

zoals pakweg inkt om een boek te drukken, of water om frisdrank te produceren. Vooral de chemische sector, de metaalsector (inclusief staal), en de papier- en voedingssector zijn sterk afhankelijk van energie, en van elektriciteit in het bijzonder. Die vier sectoren staan immers samen in voor 61% van het energetisch energiegebruik van de industrie in Vlaanderen. Het aandeel van de chemie- en de metaalbedrijven ligt in onze economie overigens een pak hoger dan in de ons omringende landen. Zo herbergt de haven van Antwerpen met bedrijven zoals BASF, Bayer, Degussa, … de grootste chemische cluster in Europa en na Houston in Texas de tweede grootste chemische cluster wereldwijd. Als we de verkoop in de chemiesector uitdrukken als procent van het bruto binnenlands product, komen we voor België op 16,66%. Dat is aanzienlijk meer dan Nederland (7,49%), Duitsland (6,41%), Frankrijk (5,59%) en het Verenigd Koninkrijk (3,20%). Hetzelfde beeld gaat op voor de staalsector als we het aantal geproduceerde ton staal delen door het bruto binnenlands product (cijfers in miljoen euro): België (43,55), Duitsland (21,04), Nederland (14,48), Frankrijk (12,74), het Verenigd Koninkrijk (8,68). Figuur 1.1. Belang van staal en chemie voor België (cijfers van 2003) 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

43,55

16,66

21,04 14,48

12,74

7,49

B

NL

6,41 D

5,59

8,68

FR

staal (ton gedeeld door bbp)

chemie (verkoop als % van bbp)

staal (ton gedeeld door bbp)

chemie (verkoop als % van bbp)

3,2 VK

Bron: VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 5) MOONS, K., VAN GERVEN, T., VAN DER BRUGGEN, B. en VAN HOOSTE, H., MIRA (2005) Milieurapport Vlaanderen, Achtergronddocument 2005, Industrie, Vlaamse Milieumaatschappij, 2005. 6) Cijfers van 2003, uit VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 7) Cijfers van 2003, uit VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005.

We hebben dus meer energie-intensieve bedrijven, en daardoor is onze economie - en de jobs die ermee samengaan - meer afhankelijk van energie dan de economie in andere Europese landen. Dat blijkt ook uit het jaarverslag van de Nationale Bank: in 2000 lag het aandeel van de energie in de productiekosten van de Belgische industrie op 4,4%. Enkel in Nederland lag dat aandeel hoger (5,2%). In Finland (3,6%), Oostenrijk (3,2%), Duitsland (3%), Frankrijk (2,8%) en Denemarken (2,3%) lag het lager. Als we dan specifiek kijken naar het belang van elektriciteit voor onze industrie, blijkt dat nergens zo hoog als in België. Onze industrie had in 2003 per miljoen euro toegevoegde waarde die ze creëerde, immers 53 eenheden10 elektriciteit nodig. In Nederland lag dat op 40, in Frankrijk op 36, in Duitsland op 34 en in Denemarken op 25. Ook als we kijken naar het elektriciteitsverbruik ten opzichte van het bruto binnenlands product van Vlaanderen, blijkt dat elektriciteit als grondstof voor onze industrie veel belangrijker is dan voor de industrie in de ons omringende landen. Om een miljoen euro bbp te produceren is in Vlaanderen immers 343 MWh elektriciteit nodig, in Frankrijk 266 MWh, in het Verenigd Koninkrijk 262 MWh, in Nederland 241 MWh en in Duitsland 235 MWh.11 In Vlaanderen produceren we dus net die producten en diensten die veel elektriciteit vergen. Dat ligt niet aan een inefficiënt gebruik van de elektriciteit. Uit verslagen van de commissie benchmarking blijkt immers dat de Vlaamse industrie gemiddeld tot de wereldtop behoort qua energie-efficiëntie.12 De Vlaamse industrie legt de lat ook steeds hoger en blijft zoeken naar manieren om haar energie-efficiëntie te verbeteren. Figuur 1.2. Elektriciteitsgebruik ten opzichte van bbp (cijfers van 2003) 400 350

343

300 250

241

235

NL

D

266

262

FR

VK

MWh nodig voor 1 mio euro bbp MWh nodig voor 1 mio euro bbp

200 150 100 50 0

VL

Bron: VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 8) NATIONALE BANK VAN BELGIË, Jaarverslag, 2005. 9) Berekening op basis van cijfers van Eurostat. 10) De eenheden verwijzen hier naar TOE: ton olie equivalenten. 11) VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 12) COMMISSIE BENCHMARKING VLAANDEREN, Jaarverslag 2004 en Evaluatieverslag 2002-2004, 2004.

Wat maakt elektriciteit anders? Elektriciteit is geen product als een ander. Je kan in de winkel geen zakje elektriciteit kopen en het mee naar huis nemen. Een ander belangrijk verschil tussen een gewoon product en het product elektriciteit is dat je dit laatste niet kan opslaan. Een gewoon product kan je in de hoeveelheden die je wenst, aankopen en bewaren. Met elektriciteit kan dit niet. Je kan elektriciteit (elektrische energie) wel omzetten in andere vormen van energie. Als je elektriciteit omzet naar bijvoorbeeld chemische energie, kan je de elektriciteit opslaan in een batterij. Je hebt dan wel twee keer omzettingsverliezen: een keer als je de elektrische energie omzet naar chemische, en een keer als je het omgekeerde doet. Bovendien kan je ook elektriciteit verliezen bij de opslag zelf. Elektriciteit wordt opgewekt door elektronen die tegen elkaar duwen. Als je het licht aanknipt, maak je de weg vrij voor de elektronen en komen er miljoenen en miljoenen elektronen per seconde door de draad achter dat licht. Via kabels worden huizen en bedrijven voorzien van elektriciteit. Tussen dat begin- en eindpunt legt elektriciteit een lange weg af. De productie van elektriciteit gebeurt in elektriciteitscentrales door de omzetting van een primaire energiebron als aardgas, steenkool of uranium, of eerder decentraal zoals met warmtekrachtkoppeling (WKK), wind of zon. Het vermogen dat zo’n centrale heeft om elektriciteit op te wekken wordt uitgedrukt in megawatt (MW). Dat is de productiecapaciteit van een centrale. De elektrische energie die geproduceerd wordt, wordt uitgedrukt in megawatt uur (MWh) of terawatt uur (TWh of 1 miljoen MWh). Dit is de productie. 1 miljoen MWh komt ongeveer overeen met de elektriciteitsbehoefte van 300.000 gezinnen op jaarbasis. Als de elektriciteit is opgewekt, wordt de stroom getransporteerd over een hoogspanningsnet. Dat is de transmissie van elektriciteit. In België beheert Elia het hoogspanningsnet. Elia zorgt ervoor dat die energie van de producenten tot bij de distributienetbeheerders, de industriële grootverbruikers en de verkeersinfrastructuur geraakt. Elia beheert het transport voor het hoogspanningsnet boven 70 kV en staat daarnaast ook in voor de distributie van elektriciteit op spanningen tussen 26 en 70 kV. Bedrijven met een elektriciteitsverbruik van meer dan 41 GWh per jaar bijvoorbeeld uit de basischemie, de staalsector of de verwerkende nijverheid - maken gebruik van netten met een spanning van tussen 63 kV en 150 kV (respectievelijk 63.000 en 150.000 volt).

Er moet altijd een evenwicht zijn tussen wat aan elektriciteit geproduceerd wordt en wat er afgenomen wordt. Als er geen evenwicht is, kan de netspanning variëren, de frequentie veranderen en uiteindelijk zelfs de stroom uitvallen. Het vermogen bepaalt hoe krachtig de transport- en distributienetten moeten zijn. Als de afnemers een bepaald vermogen nodig hebben of de producenten een bepaald vermogen op het net moeten kunnen zetten, dan moeten de netten dat maximumvermogen kunnen transporteren. De tijd dat een bepaald vermogen door de netten gaat, geeft de hoeveelheid energie dat getransporteerd wordt. Vervolgens wordt de elektriciteit door de distributienetbeheerders regionaal of lokaal verdeeld over midden- of laagspanningslijnen. Middenspanningslijnen hebben een spanningsniveau tussen 400 V en 30 kV. Laagspanningslijnen hebben een spanningsniveau van 230 V of 400 V. Via de distributienetbeheerders krijgen gezinnen en bedrijven die geen grootverbruikers zijn, elektriciteit. Die wordt gekocht bij een leverancier. De distributie van elektriciteit naar gezinnen en bedrijven wordt in België verzorgd door intercommunales. Dat zijn samenwerkingsverbanden tussen verschillende gemeentes. Er zijn twee soorten intercommunales: zuivere en gemengde. Het kapitaal van gemengde intercommunales is in handen van gemeenten en een privé-bedrijf, terwijl de zuivere intercommunales alleen gemeenten hebben als aandeelhouder. Sinds de liberalisering van de elektriciteitsmarkt wordt de prijs in het algemeen vrij bepaald door het spel van vraag en aanbod. De prijs is sterk afhankelijk van de afnamekarakteristieken (dat zijn het volume, het spanningsniveau, het tijdstip van afname, …) en van de context op de markt (de verhouding tussen vraag en aanbod, het prijsniveau van de primaire energie, …). De prijs voor de levering aan eindafnemers omvat een vergoeding van de producent en leverancier, heffingen en kosten die door de overheid worden opgelegd en een netvergoeding. Het tarief dat Elia en de distributienetbeheerders aanrekenen voor het transport en de distributie van de elektrische stroom wordt vastgelegd door de CREG. Dat is de federale Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas. Op Vlaams niveau reguleert de VREG de elektriciteitsmarkt en de gasmarkt, maar niet de prijs. De VREG is de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteitsen de Gasmarkt.

10

Onze bedrijven zijn dus, net zoals burgers, zeer sterk afhankelijk van elektriciteit. Dat geldt natuurlijk voor alle bedrijven in heel Europa, maar toch nog meer voor onze industrie. De concurrentiekracht van onze economie is dus voor een groot stuk afhankelijk van elektriciteit. En dus kunnen we er maar beter voor zorgen dat er twee dingen niet gebeuren: stroom die wegvalt en stroom die niet meer te betalen is. Stroompannes “Omdat de veiligheid van de renners niet meer gegarandeerd was, hebben we de koers afgelast.”13 Aan het woord is wedstrijddirecteur Patrick Sercu van de Zesdaagse van Gent. De wielerbaan werd eind november 2005 plots in het duister gehuld, nadat een stroompanne een deel van Gent trof. Die panne was een van de twaalf pannes die de Gentse regio eind vorig jaar te verwerken kreeg. Die zorgden voor heel wat onaangename gevolgen: verkeer dat chaotisch verliep omdat de verkeerslichten uitvielen, mensen die uit liften bevrijd moesten worden, … Of winkels die noodgedwongen de deuren moesten sluiten, zoals Joris Elegeert, eerste verkoper van een Gentse Colruyt, getuigt: “Plots werd het donker in onze winkel. Voor de veiligheid van onze klanten moesten we dus wel de deuren sluiten. Bovendien lag ook het hele informaticasysteem plat. Afrekenen was dus niet langer mogelijk. Wel lieten we de aanwezige klanten nog hun inkopen doen.” Elegeert voegt daaraan toe: “Een paar uur vroeger dicht betekent een paar uur minder inkomsten.”14 Een voorbeeld van wat een stroomuitval betekent voor een energie-intensief bedrijf is wat er op zondag 9 april 2006 gebeurde bij chemiereus BASF. Na een defect viel op de hele site in Antwerpen de stroom uit. Josse Abrahams van BASF: “Het incident veroorzaakte geen schade aan de installaties zelf, maar ze moeten eerst gecontroleerd worden voor ze weer kunnen worden opgestart. Van de 54 installaties op de site hangen er heel wat met elkaar samen, dus die controle kan een tijdje duren. Het heropstarten gebeurt ook niet zomaar met één druk op de knop, maar gebeurt geleidelijk aan.” Een gedeelte van de installaties lag uiteindelijk vier dagen stil, wat volgens Jan Van Doorslaer van BASF “een zaak van verschillende miljoenen euro” was.15 De stroom was nochtans maar even uitgevallen. Stroompannes moeten dus niet lang duren om grote economische schade te veroorzaken. Stroompannes bezorgen huishoudens veel overlast en voor de meeste bedrijven betekenen ze een aanzienlijke derving van inkomsten. Maar voor industriële bedrijven betekent een stroomuitval mogelijk een financiële ramp. Voor hen betekent het wegvallen van de stroom immers meer dan niet kunnen produceren tijdens de periode dat er geen stroom is. Machines die in volle productie plots zonder stroom vallen, kunnen meestal niet zomaar opnieuw opgestart worden. Ze moeten vaak eerst gereinigd worden (bijvoorbeeld omdat een smeltproces onderbroken is en het 13) Stroompanne legt ook Zesdaagse stil, De Standaard, 26 november 2005. 14) Honderden gezinnen zonder stroom na ontploffing, De Standaard, 25 oktober 2005. 15) Brand kost BASF miljoenen, De Standaard, 11 april 2006.

11

gestolde materiaal eerst verwijderd moet worden), de veiligheid moet gecontroleerd worden, … Bovendien kan het uitvallen van een deel van de productieketen voor aanzienlijke problemen zorgen in de rest van de keten. Als een toeleverancier bijvoorbeeld geen autosturen meer kan maken omdat de stroom weggevallen is, zullen er bij de autofabriek ook geen afgewerkte wagens meer van de band rollen. Een volledige stroomuitval van het hoogspanningsnet veroorzaakt enorm veel kosten. Die worden voor België berekend op maar liefst 50 tot 128 miljoen euro per uur zonder elektriciteit. Als er een dag geen stroom is, betekent dat dus een kost van 1,2 tot meer dan 3 miljard euro. Met andere woorden: één dag zonder stroom kost ons 0,4% tot meer dan 1% van ons bruto binnenlands product!16 Uit een studie van de VREG, de Vlaamse energieregulator, blijkt dat het in Vlaanderen goed meevalt met stroomonderbrekingen op het distributienet. Gemiddeld valt een Vlaamse stroomgebruiker één keer om de twee jaar zonder elektriciteit, en als de stroom uitvalt duurt dat gemiddeld 26 minuten.17 Onderbrekingen zijn vaak het gevolg van graafwerkzaamheden waarbij elektriciteitskabels geraakt worden. Ook het onderhoud van de netten en de investeringen in die netten hebben een invloed op de frequentie en de duurtijd van stroomonderbrekingen. Daarom is het belangrijk dat er voldoende geïnvesteerd wordt in de elektriciteitsnetten. Anders bestaat het risico dat stroompannes meer zullen voorkomen door een veroudering van die netten (kabels, transformatoren, elektronica, …) en door de toenemende belasting. Een andere oorzaak van stroomonderbrekingen ligt in het internationale netwerk waarvan ons hoogspanningsnet deel uitmaakt. De verschillende stromen op dat internationale net zijn moeilijk te plannen. Elektriciteit volgt nu eenmaal de weg van de minste weerstand, en die weg verschilt vaker wel dan niet van wat er op voorhand gepland wordt.18 Het gevolg daarvan is dat bepaalde hoogspanningslijnen op sommige momenten overbelast dreigen te worden, waardoor ze uitgeschakeld moeten worden of waardoor de stroom via andere lijnen gaat lopen. Die worden op hun beurt dan weer overbelast, zodat er een domino-effect dreigt. Zo’n domino-effect vond plaats op maandag 27 oktober 2003 tussen zes uur en acht uur ‘s avonds.19 De windcentrales in het noorden van Duitsland leverden toen onvoorzien een pak meer vermogen aan het Duitse net. Dat vermogen werd afgeleid naar Nederland, waardoor er maar liefst meer dan 2.000 MW vermogen meer dan gepland de grens DuitslandNederland overstak, en vervolgens de grenzen tussen Nederland en België, België en Frankrijk en Frankrijk en Duitsland (zie ook Figuur 1.3). 16) Bij optimistische schattingen van de kosten van black-outs wordt uitgegaan van de volgende formule: bbp/200 per dag. 17) SERTYN, P., Waarom het elektriciteitsnet niet met haken en ogen aaneenhangt, De Standaard, 25 februari 2005. 18) Dit zijn de loop flows: de verschillen tussen de geplande uitwisseling van elektriciteit tussen landen en de uiteindelijke werkelijke stromen. 19) BELMANS, R., Status praesens and future developments of the electricity market in Europe, presentatie bij Voka op 7 november 2005.

12

Figuur 1.3. Onvoorziene stromen door teveel wind in Duitsland B

South

NL TENNET

CENTREL

2384

F

RWE

4327

RTE

E

1492

CH

150

A APG

92

147 I

REN

PSE

ETRANS

REE

P

729

D

1307

North

2283

2320

Elia

437

ELES GRTN

Bron: BELMANS, R., Status praesens and future developments of the electricity market in Europe, presentatie bij Voka op 7 november 2005.

Deze onvoorziene stromen duwden het hoogspanningsnet in de Benelux tot tegen het randje van zijn kunnen, waardoor er op die maandagavond een groot risico op blackout bestond. Netten die overbelast worden, moeten immers uitgeschakeld worden om erger te voorkomen. Met andere woorden: zelfs een probleem in het noorden van Duitsland kan er op zeer korte tijd voor zorgen dat wij zonder elektriciteit vallen, met alle (financiële) gevolgen vandien. Naast stroomonderbrekingen speelt ook de kwaliteit van de stroom een belangrijke rol. Die kwaliteit heeft alles te maken met de spanning van de stroom op de transmissieen distributienetten. Die spanning moet zo constant mogelijk blijven. Heel wat apparatuur en machines20 zijn immers zo fijn afgesteld dat een spanningsdip in het beste geval hun werking in gevaar brengt, en in het slechtste geval schade aanricht. Als een elektronische sturing van een industrieel productieproces uitvalt door een plotse spanningsdip, valt ook het productieproces stil. Ook in dat geval moet dat hele proces opnieuw opgestart worden, met enorme kosten tot gevolg. Daarbij komt dat het netbeheer moeilijker werd omdat er meer internationaal transport van elektriciteit is. Tegelijkertijd zorgt de toenemende populariteit van bijvoorbeeld warmtekrachtkoppeling en windenergie ervoor dat elektriciteit meer decentraal 20) In DIDDEN, M., Techno-Economic Analysis of Methods to Reduce Damage Due to Voltage Dips, KU Leuven, 2003 wordt gesteld dat vooral toerentalgeregelde aandrijvingen en computers gevoelig zijn voor spanningsdips, net zoals thyristorgestuurde gelijkstroommotoren, netgekoppelde inductiemotoren en contactoren.

13

wordt geproduceerd. Ook dat maakt het technisch moeilijker om de spanning op een constant niveau te houden. Stijgende elektriciteitsprijzen Elektriciteit is als grondstof voor de ondernemingen in België enorm belangrijk. De prijs van die elektriciteit weegt in de concurrentiekracht van onze bedrijven meer door dan in de economie van de ons omringende landen. Voor onze bedrijven is het dus van het grootste belang dat zij hun elektriciteit kunnen inkopen aan competitieve prijzen. Als ze hun elektriciteit duurder moeten betalen dan hun concurrenten in de buurlanden is dat een belangrijk concurrentienadeel. België mag dan een kleine speler zijn op de Europese elektriciteitsmarkt, er is geen enkel ander land waar de prijzen van die markt zo’n grote invloed hebben op de economie. De prijs die de gebruikers (burgers én bedrijven) uiteindelijk betalen voor hun elektriciteit, is de optelsom van de basisprijs of commodity (de prijs voor de productie van elektriciteit), de prijzen voor transmissie en distributie, en daarbij nog eens de verschillende heffingen en kosten21 opgeteld. In tabel 1.4 vergelijken we de elektriciteitsprijs van de gebruikers22 in Vlaanderen met wat de gebruikers in enkele andere Europese landen betalen. In figuur 1.5 nemen we dezelfde cijfers op, maar dan grafisch voorgesteld. Tabel 1.4. Relatieve positie van de totale elektriciteitskost in Vlaanderen ten opzichte van Frankrijk, Duitsland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Vlaanderen=100. Cijfers van 2004, met Elia-heffing maar zonder CO2-kosten. GWh

VL

FR

D

NL

VK

0-1

100

86

106,1

100,5

91,2

1-16

100

77

99,8

89,9

96,5

16-41

100

76,7

104,2

93,5

105,8

>41 (63 - 70 kV)

100

85,4

100,7

107,8

129,8

>41 (150 kV)

100

76,9

88,9

114,3

132,5

Bron: VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 21) Federale heffingen: bijdragen voor CREG, OCMW, Kyoto-Fonds en nucleair passief, toeslag voor beschermde klanten. Regionale heffing: ‘gebruik openbaar domein’. Regionale openbare dienstverplichting: REG. Financiering van lokale overheden: Elia-heffing. 22) 0-1 GWh: huishoudens en kleine dienstenbedrijven, zoals bijvoorbeeld een kleine supermarkt. 1-16 GWh: kleine productiebedrijven en grote dienstenbedrijven, zoals bijvoorbeeld een hypermarkt. 16-41 GWh: grotere productiebedrijven. >41 GWh (63 - 70 kV): grote bedrijven, bijvoorbeeld uit de verwerkende nijverheid. >41 GWh (150 kV): energie-intensieve bedrijven, bijvoorbeeld uit de basischemie of de staalsector.

14

Uit deze vergelijking blijkt dat huishoudens en kleine dienstenbedrijven met een verbruik tot 1 GWh per jaar in Vlaanderen meer betalen dan in Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk, minder dan in Duitsland en ongeveer evenveel als in Nederland. Kleine productiebedrijven en grote dienstenbedrijven met een verbruik van 1 tot 16 GWh betalen in Vlaanderen meer dan in alle andere landen. Grotere productiebedrijven met een verbruik van 16 tot 41 GWh betalen bij ons dan weer meer dan in Frankrijk en Nederland, maar wel minder dan in Duitsland en het Verenigd Koninkrijk. Zeker belangrijk is dat grote gebruikers met een afname van meer dan 41 GWh in Vlaanderen aanzienlijk meer betalen dan in Frankrijk (63-70 en 150 kV) en Duitsland (150 kV), maar wel minder dan in Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Die grote gebruikers zijn de energie-intensieve bedrijven, die cruciaal zijn voor onze economie. Het feit dat zij meer moeten betalen voor elektriciteit dan hun rechtstreekse concurrenten in Frankrijk en Duitsland zet onze competitiviteit tegenover die landen onder druk. Figuur 1.5. Relatieve positie van de totale elektriciteitskost in Vlaanderen ten opzichte van Frankrijk, Duitsland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Vlaanderen=100. Cijfers van 2004, met Elia-heffing maar zonder CO2-kosten. 140 130 120

VL

110

FR D

100

NL

90

VK

80 70 60 0-1 GWh

1-16 GWh

16-41 GWh

>41 GWh (63-70 kV)

>41 GWh (150 kV)

Bron: VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005.

15

Vraag is natuurlijk wat deze verschillen veroorzaakt: de basisprijs, de distributie en transmissie, of de heffingen. In tabel 1.6 bekijken we eerst de basisprijs. Tabel 1.6. Relatieve positie van de basisprijs in Vlaanderen ten opzichte van Frankrijk, Duitsland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Vlaanderen=100. Cijfers van 2004. GWh

VL

FR

D

NL

VK

0-1

100

98

1-16

100

84,4

76

101,5

95,7

74,7

98,1

104,8

16-41

100

78

82,8

108,1

117

>41 (63 - 70 kV)

100

80

88,6

115,6

130,8

>41 (150 kV)

100

81,6

88,7

123,3

130,9


Wat onmiddellijk opvalt, is dat de basisprijzen in Nederland en het Verenigd Koninkrijk voor zowat alle gebruikers hoger liggen dan de prijzen in Vlaanderen. In Vlaanderen liggen de prijzen over de hele lijn hoger dan die in Duitsland en Frankrijk.23 Dat komt vooral omdat Nederland en het Verenigd Koninkrijk respectievelijk 95% en 74% van hun elektriciteit produceren met klassieke thermische centrales, vooral op gas.24 Die productiemethode is door de hoge gasprijzen duurder dan kernenergie, steenkoolcentrales en hydro-elektriciteit, die vooral in Frankrijk (80% kernenergie en 15% hydro) en in mindere mate ook in Duitsland (28% kernenergie, 30% steenkoolcentrales en 20% hydro) gebruikt worden om stroom te produceren. De Franse en Duitse markt zijn bovendien fysiek sterk met elkaar verbonden, en richten zich voor de bepaling van hun basisprijzen sterk op elkaar. Vlaanderen bevindt zich zowel qua basisprijzen als qua aandelen van kernenergie (56%) en klassieke thermische centrales (41%) in het midden. Als we kijken naar de prijszetting van de base load25 in 2004 voor levering in 2005, zien we overigens dezelfde relatieve volgorde tussen deze landen: Frankrijk (88,1), Duitsland (91,1), België (103,1), Nederland (107,2) en het Verenigd Koninkrijk (110,5).26 De cijfers uit deze vergelijkende studie 23) De prijzen zijn van de tweede helft van 2004. 24) VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 25) De base load is de minimum hoeveelheid beschikbare elektriciteit die geleverd wordt of nodig is gedurende een bepaalde periode. Het is dus de hoeveelheid elektriciteit die er 365 dagen per jaar minimaal nodig is of het vermogen dat minimaal vereist is. (Bron: http://www.platts.com/ Oil/Resources/Glossaries/) 26) Het gemiddelde is 100. Cijfers uit VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005.

16

zijn overigens van 2004. Sinds begin 2005 groeien de groothandelsprijzen van de baseload op de Belgische, Nederlandse, Franse en Duitse markt naar elkaar toe. Dat is een gevolg van de beginnende marktwerking, de hogere uitwisselingscapaciteit op de grens tussen België en Frankrijk en de dalende reservecapaciteit in Europa. De prijzen op de Europese elektriciteitsbeurzen zijn bovendien sterk gestegen sinds 2004. Dat is vooral het gevolg van de hogere olie- en de daaraan gekoppelde aardgasprijzen. Maar ook de geleidelijke vermindering van de beschikbare reservecapaciteit in de productie heeft hierop een stijgende invloed. Uit figuur 1.7 - met op de X-as een tijdslijn en op de Y-as de elektriciteitsprijzen per MWh - valt de invloed van de olie- en gasprijs op de elektriciteitsprijs alvast duidelijk af te lezen: vanaf januari 2005 zijn de elektriciteitsprijzen aanzienlijk beginnen stijgen. Figuur 1.7. Invloed van de olie- en gasprijs op de elektriciteitsprijs Prijs/ MWh 100 90 80 70

Gas 2S cEUR/therm Elektriciteitsprijs 2S EUR/MWh Olie 12M EUR/bbl

60 50 40 30 20 10 0 31 jan 03

31 jan 04

31 jan 05

31 jan 06

Bron: FORTIS, Fortis Carbon Banking, 2006.

Daarnaast hebben ook de verhandelbare CO2-emissierechten een invloed op de elektriciteitsprijzen. Europa heeft begin 2005 zo’n systeem van verhandelbare emissierechten ingevoerd. Bedrijven die (al dan niet verplicht) aan het systeem deelnemen krijgen een aantal emissierechten toegewezen. Elk jaar moeten ze naargelang hun CO2-uitstoot emissierechten inleveren. Wie rechten over heeft, kan die op de emissierechtenmarkt verkopen aan wie er te weinig heeft. Daardoor hebben de CO2-emissies een marktwaarde gekregen. Die (onvoorspelbare en sterk fluctuerende) marktwaarde heeft een invloed op de elektriciteitsprijzen, omdat

17

elektriciteitscentrales die werken op fossiele brandstoffen (zoals steenkool en gas) CO2 uitstoten. De gelijklopende evolutie van de groothandelsprijs voor elektriciteit en de CO2-marktprijs is duidelijk te zien op figuur 1.8. Figuur 1.8. Evolutie van de elektriciteitsen CO2-prijs (in euro/MWh) 80 70

D B NL FR CO2

60 50 40 30 20 10 0 18 apr 06

23 apr 06

28 apr 06

03 mei 06

Bron: FORTIS, Fortis Carbon Banking, 2006.

De daling van de prijzen van de emissierechten in april en mei 2006 had een duidelijk neerwaarts effect op de groothandelsprijzen voor elektriciteit. De markt reageert op een economisch correcte wijze. De daling van de marktprijs van CO2 met 16,5 €/ton heeft een theoretische impact op de elektriciteitsprijs van ongeveer 6 tot 10 €/MWh. Voor Nederland en België stellen we een daling met ongeveer 8 €/MWh vast, wat perfect binnen de verwachtingen ligt. Voor Duitsland - dat voornamelijk kolengestookte centrales heeft - verwachten we een effect van ongeveer 13 €/MWh. Ook dat valt opnieuw vrij goed samen met de waarneming (12 €/MWh). Door de koppeling tussen Duitsland en Frankrijk volgt de Franse markt dezelfde beweging. Dit ondanks het feit dat elektriciteit er voor het overgrote deel met nucleaire centrales wordt geproduceerd. Wat de elektriciteitssector betreft, werden er onvoldoende emissierechten toegekend om de emissies te dekken. De overgang van een gereguleerde elektriciteitsmarkt naar een vrije markt verloopt bovendien minder vlot dan gedacht (zie ook onder 1.2.3 Naar een Europese elektriciteitsmarkt). Bovendien werkt de markt van CO2emissierechten nog onvoldoende. Ondanks het feit dat de aan de elektriciteitssector toegewezen emissierechten gratis werden toegekend, houden de elektriciteitsprijzen toch rekening met de marktprijs van de emissierechten. Deze zogenaamde windfall profits worden ook door de Europese Commissie erkend. De mogelijke oplossingen vragen echter een aanpassing van de (moeizaam tot stand gekomen) richtlijn rond

18

emissiehandel, het uitsluiten van de elektriciteitssector uit het toepassingsgebied van die richtlijn of fiscale correctiemaatregelen. De prijzen van transmissie en distributie geven een ander beeld (zie tabel 1.9): Frankrijk blijft goedkoper dan Vlaanderen, behalve voor de afnemers van meer dan 41 GWh op een spanning van 63-70 kV. Duitsland is over de hele lijn duurder. Nederland en het Verenigd Koninkrijk zijn goedkoper voor de kleinverbruikers, maar duurder voor de grootverbruikers. Tabel 1.9. Relatieve positie van de kost van transmissie en distributie in Vlaanderen ten opzichte van Frankrijk, Duitsland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Vlaanderen=100. Cijfers van 2004. GWh

VL

FR

D

NL

VK

0-1

100

73

121,3

99,4

92,1

1-16

100

73,1

115,4

81,0

98,6

16-41

100

84

119,5

89,3

104,8

>41 (63- 70 kV)

100

117

158

135

170,8

>41 (150 kV)

100

79

104,8

124,8

167


Omdat er een steeds grotere fysische koppeling is tussen de markten, groeien de elektriciteitsprijzen op de verschillende beurzen naar elkaar toe. Hierdoor zit er op de basisprijzen minder verschil dan vroeger. Het prijsverschil in de totaalprijs van elektriciteit in de verschillende landen wordt dus meer en meer bepaald door bijvoorbeeld de heffingen van de overheid (zie tabel 1.10). Bij die heffingen en kosten valt het zeer sterk op dat alle landen voor de kleinverbruikers duurder zijn dan Vlaanderen. Nederland en het Verenigd Koninkrijk rekenen wel aanzienlijk minder heffingen en kosten aan voor de grote afnemers. Voor de zeer grote afnemers (de energie-intensieve bedrijven) zijn de verschillen tussen Vlaanderen en alle andere landen groot en rekent Vlaanderen de meeste heffingen en kosten aan. Dat komt omdat de heffingen in alle andere landen degressief zijn. In Frankrijk en Nederland worden de heffingen voor de grootste gebruikers zelfs geplafonneerd. In Vlaanderen gebeurt dit onvoldoende. Dit heeft een belangrijke impact op de competitiviteit van onze bedrijven, en zeker op die van onze energie-intensieve industrie.

19

Tabel 1.10. Relatieve positie van heffingen en kosten in Vlaanderen ten opzichte van Frankrijk, Duitsland, Nederland en het Verenigd Koninkrijk. Vlaanderen=100 (cijfers van 2004) GWh

VL

FR

D

NL

VK

0-1

100

123,9

480,5

211

137,4

1-16

100

106

406

150,1

109,3

16-41

100

109,8

353

68,8

113,7

>41 (63 - 70 kV)

100

102,8

137

16,5

82,6

>41 (150 kV)

100

25,6

63,3

2,9

67,3


20

foto: Photonews

21

1.2 Evoluties op de elektriciteitsmarkt Burgers en bedrijven zijn in toenemende mate afhankelijk van elektriciteit. Zeker voor de energie-intensieve bedrijven is elektriciteit een noodzakelijke grondstof om te kunnen produceren. Een aantal evoluties op de elektriciteitsmarkt kan die afhankelijkheid - en daarmee de druk op de elektriciteitsprijs en leveringszekerheid - vergroten. 1.2.1 Vraag en aanbod in België Wie elektriciteit nodig heeft, steekt de stekker in het stopcontact en betaalt nadien zijn factuur. In die zin lijkt elektriciteit op lucht: als je die nodig hebt, adem je hem onbewust in. Pas op het moment dat er geen lucht meer is, merk je dat je niet zonder kan. We gaan er nogal gemakkelijk van uit dat er altijd wel voldoende elektriciteit uit het stopcontact komt. Toch is dat niet zo. Uit cijfers van de Unie voor de Coördinatie en Transmissie van Elektriciteit (UCTE) blijkt immers dat er in België op dit moment al structureel te weinig capaciteit is om voldoende elektriciteit te produceren. Bij een normale uitbating van het net - zonder onderhoud en storingen - is er in België weliswaar een reservecapaciteit van 13%. Die reservecapaciteit wordt echter volledig opgebruikt wanneer centrales stilliggen voor onderhoud en bij piekmomenten in het elektriciteitsverbruik. Gebeurt er op zo’n momenten iets onvoorzien - zoals een kleine panne - dan moet er gezocht worden naar een noodoplossing. Elektriciteit importeren uit bijvoorbeeld Frankrijk kan ons op die momenten uit de nood helpen. Maar de hoogspanningslijnen die ons elektriciteitsnet verbinden met andere landen hebben een beperkte capaciteit.27 Bovendien zijn de netbeheerders in al onze buurlanden (net zoals onze netbeheerder) wettelijk verplicht om in geval van grote problemen de grenzen te sluiten. Dan is er geen verkeer meer mogelijk, en moet elk land instaan voor zijn eigen elektriciteitsproductie. Voor België betekent dit dat het risico op stroompannes op die momenten bijzonder groot is. België is overigens het enige West-Europese land dat bij piekmomenten met zekerheid geen reservevermogen meer heeft. Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk hebben ongeveer 5% reserve bij piekmomenten. Die landen hebben in principe dus voldoende productiecapaciteit om zelfs op piekmomenten zelfbedruipend te zijn. Belangrijke kanttekening hierbij is wel dat die reservecapaciteiten theoretisch zijn. Oostenrijk heeft bijvoorbeeld een aanzienlijke reserve aan vermogen, maar dat vermogen hangt bijna volledig af van waterkrachtcentrales. In droge zomers 27) De importcapaciteit van het Belgische net lag in 2004 op 2.200 MW. Volgens Elia zal er eind dit jaar een capaciteit van 3.700 MW beschikbaar zijn voor import en export. In 2009 moet die op 4.700 MW liggen. Een belangrijk deel van deze capaciteit is nodig voor de transit van elektriciteit door België, bijvoorbeeld van Frankrijk naar Nederland.

22

vervalt dat vermogen dan ook zo goed als volledig. Ook Nederland kampt met een gelijkaardig fenomeen: daar is het reservevermogen sterk gekoppeld met WKKcentrales, die niet altijd inzetbaar zijn. Feit blijft dat België sowieso zo goed als geen reservevermogen heeft. Figuur 1.11. Reservevermogen bij piekmomenten versus de theoretische marge

Remaining capacity at peak load in %

30% A

25%

Overcapacity

CH

20% Technically impossible

SLO

15%

NL

10%

PL

CZ

P D

5% H

California syndrome: lack of capacity

-5%

-10% 0%

10%

E

SK

I

GR B

0%

Secure areas

F

Fragile areas: Theoretical overcapacity but lack of production capability at peak times 20%

30% 40% Theoretical margin in %

50%

60%

Bron: Cijfers van UCTE, overgenomen uit een presentatie van Electrabel bij Fedichem, januari 2006. Cijfers van 2004.

We lopen vandaag dus al het risico dat we op piekmomenten te weinig vermogen hebben. De vraag naar elektriciteit zal in de toekomst echter nog toenemen. Dat blijkt onder meer uit een rapport van het Federaal Planbureau. Het bureau rekende voor dat er tussen 2000 en 2030 een jaarlijkse stijging van de vraag naar elektriciteit zal zijn van gemiddeld 1,2%.28 In 2000 lag de vraag naar elektriciteit in België op 77,5 TWh, in 2010 zou die op bijna 90 TWh liggen, in 2020 op 102,4 TWh en in 2030 op 111,2 TWh (zie tabel 1.12). Dat betekent dat er 12,5 TWh meer elektriciteit geproduceerd zal moeten worden om in de behoeften te kunnen voorzien. Tegen 2020 wordt dat 24,9 TWh, en tegen 2030 maar liefst 33,7 TWh. Dat kan met de huidige productiecapaciteit niet opgewekt worden.

28) GUSBIN, D. en HOORNAERT, B., Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, januari 2004. De stijgingen die verwacht worden: tussen 2000 en 2010: 1,5%, tussen 2010 en 2020: 1,3%, tussen 2020 en 2030: 0,8%.

23

Tabel 1.12. Vraag naar elektriciteit 2000-2030, scenario 1 Vraag naar elektriciteit (TWh)

Verschil tov 2000 (TWh)

2000

77,5

--------

2010

90

+12,5

2020

102,4

+ 24,9

2030

111,2

+ 33,7

Bron: GUSBIN D. en HOORNAERT, B., Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, januari 2004.

Het Federaal Planbureau deed de rekening nog eens over, maar dan uitgaande van een (zeer) zuinig energiegebruik.29 Maar ook in dat scenario is er behoorlijk wat bijkomende productiecapaciteit nodig. Tegen 2010 zullen we 10 TWh meer nodig hebben om aan de groeiende vraag naar elektriciteit te voorzien, tegen 2020 16,2 TWh. Een groeiende vraag naar elektriciteit hangt immers ook samen met de groei van de economie. Naarmate een economie groeit, is er ook meer elektriciteit nodig. Het gevolg is dat zelfs als elke burger en elk bedrijf zijn uiterste best doet om zijn elektriciteitsverbruik in te perken, de totale vraag naar elektriciteit dan nog zal stijgen. Tabel 1.13. Vraag naar elektriciteit 2000-2020, scenario 2 Vraag naar elektriciteit (TWh)

Verschil tov 2000 (TWh)

2000

77,5

--------

2010

87,5

+10

2020

93,7

+16,2

Bron: GUSBIN, D., Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Federaal Planbureau, oktober 2004.

De productiecapaciteit voor elektriciteit die vandaag in België aanwezig is (15,7 GW), biedt ons nu al geen reservecapaciteit. Ze volstaat (in beide scenario’s) dus sowieso niet om de stijgende vraag aan te kunnen. Bovendien besliste de federale overheid in 2002 om uit kernenergie te stappen. Doel 1 en 2 en Tihange 1 zullen moeten gesloten worden in 2015, Doel 3 in 2022, Tihange 2 in 2023, Doel 4 en Tihange 3 in 2025. De uitstap uit kernenergie neemt een hele grote hap uit de bestaande productiecapaciteit. Als de eerste kerncentrales sluiten in 2015, zullen we - naast de extra productiecapaciteit om de toegenomen vraag op te vangen - bijkomend 15,8 TWh moeten kunnen produceren. Tegen 2023 zullen we 29) GUSBIN, D., Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Federaal Planbureau, oktober 2004.

24

extra productiecapaciteit moeten voorzien om naast de bijkomende vraag de 45,3 TWh stroom te kunnen produceren die nu door alle nucleaire centrales samen wordt geproduceerd. Investeringen in nieuwe productiecapaciteit zijn dus broodnodig, zeker gezien de ouderdom van een aantal centrales die nu op het net aangesloten zijn. Elektriciteitscentrales moeten immers regelmatig vernieuwd of vervangen worden. De kost hiervan wordt vaak onderschat. In de EU-15 zal er naar schatting tegen 2030 voorzien moeten worden in een nieuwe productiecapaciteit met een vermogen van 290 GW ten opzichte van 584 GW geïnstalleerd vermogen in 2000, enkel en alleen om oude centrales te vervangen.30 Dat komt overeen met een vervangingspercentage van 49,7%. België had in 2000 een geïnstalleerd vermogen van 15,7 GW. Als we het gemiddelde Europese vervangingspercentage van 49,7% hierop toepassen, betekent dit dat we tegen 2030 7,8 GW productiecapaciteit zullen moeten vervangen. Als we het Europees gemiddelde toepassen op het productiepark dat overblijft na de uitstap uit kernenergie komen we op een te vervangen vermogen van 5 GW (15,7 GW totaal min 5,7 GW nucleair maal 49,7%). Dat komt overeen met 32% van ons huidig totaal vermogen. In totaal zal België tegen 2030 dus 10,7 GW of 68% van de bestaande 15,7 GW aan vermogen moeten vervangen. Dit cijfer moet uiteraard wel zeer omzichtig behandeld worden. De ouderdom en samenstelling van het productiepark verschillen immers sterk in de verschillende landen van de EU, en die twee factoren spelen een grote rol in de vervangingsratio van het productiepark. Bovendien bepalen ook de prijzen van de primaire energie (zoals kolen of aardgas) of een productiepark al dan niet langer opengehouden wordt: een kolencentrale zal bijvoorbeeld langer operationeel gehouden worden als de kolenprijs laag is. Toch geeft dit cijfer een indicatie van de bijkomende productiecapaciteit die hiervoor voorzien zal moeten worden. De conclusie is eenvoudig. Zelfs in het optimistische scenario 2 - als we rekening houden met een zuinig elektriciteitsgebruik en dus een matig stijgende vraag naar elektriciteit - moeten we aanzienlijk investeren in bijkomende productiecapaciteit. In tabel 1.14 leest u een gedetailleerd overzicht van de verschillende scenario’s - eentje op basis van het huidige verbruik en eentje op basis van een (zeer) zuinig verbruik. Voor elk van de scenario’s wordt de nodige extra productie in TWh opgelijst.

30) De geschatte kostprijs hiervan ligt op 413 miljard euro. BELMANS, R., Status praesens and future developments of the electricity market in Europe, presentatie bij Voka op 7 november 2005.

25

Tabel 1.14. Overzicht van scenario’s 2000-2030

2000

Scenario 1 (TWh)

Scenario 2 (TWh)

levering

77,5

77,5

bijkomende vraag

+12,5

+10

totaal nieuwe vraag

12,5 (+16,1%)

10 (+12,9%)

bijkomende vraag opvangen sluiting kerncentrales totaal nieuwe vraag totaal nieuwe vraag + vervangen kern

+24,9

+16,2

+15,8

+15,8

24,9 (+32,1%)

16,2 (+20,9%)

40,7 (+52,5%)

32 (+41,3%)

bijkomende vraag opvangen sluiting kerncentrales totaal nieuwe vraag totaal nieuwe vraag + vervangen kern

+33,7

niet beschikbaar

+45,3

niet beschikbaar

33,7 (+43,5%)

niet beschikbaar

79 (+101,9%)

niet beschikbaar

2010

2020

2030

Bron: Federaal Planbureau, eigen berekeningen

Uit tabel 1.14 blijkt dat we tegen 2010 minimum 10 TWh bijkomende productie nodig hebben. Dat is bijna 13% extra ten opzichte van het elektriciteitsverbruik in 2000. Tegen 2020 hebben we minimum 32 TWh bijkomende productie nodig. Dat is meer dan 41% extra ten opzichte van het elektriciteitsverbruik in 2000. Tegen 2030 hebben we 79 TWh bijkomende productie nodig in scenario 1. Dat betekent dat we tegen 2030 maar liefst evenveel nieuwe productie moeten voorzien dan er in 2000 geleverd werd (102%). In deze berekening houden we dan nog geen rekening met de huidige centrales die tegen 2030 vervangen zullen moeten worden omdat ze te oud zijn. Bovenop de 79 TWh bijkomende productie die er tegen 2030 nodig is, zal immers de helft van de bestaande niet-nucleaire centrales vervangen moeten worden. We kunnen deze cijfers ook bekijken volgens het vermogen van het productiepark (in MW), en niet naar de elektriciteit die geleverd werd (in TWh). In 2000 had het productiepark een vermogen van 15,7 GW. In 2010 zal er 2 GW bijkomende productie

26

(of importcapaciteit) nodig zijn om aan de stijgende vraag te voldoen. In 2020 zal er 3,3 GW meer nodig zijn om aan de stijgende vraag te voldoen, maar ook nog eens 1,8 GW om de sluiting van de eerste kerncentrales op te vangen (samen dus 5,1 GW). Als we daar ook nog eens 2,5 GW bijtellen aan huidig vermogen dat wegens ouderdom vervangen moet worden, betekent dat we tegen 2020 7,6 GW bijkomend vermogen moeten voorzien. Tegen 2030 hebben we gemiddeld 6,8 GW nodig om aan de stijgende vraag te beantwoorden en moeten we 5,7 GW opvangen van de gesloten kerncentrales. Dat maakt in totaal 12,5 GW of 17,5 GW met de vervanging van de oude centrales. Figuur 1.15. Vermogen in België, 2000-2030 30 25 20 15

nieuw te produceren capaciteit

10 5

beschikbare productie

0 2000

2010 huidige productie

oude vervangen

2020 kern vervangen

2030 nieuwe vraag

Bron: Voka

Zelfs in 2010 - dus nauwelijks vier jaar van vandaag - hebben we ten opzichte van 2000 al minimum 13% extra productiecapaciteit nodig. Zelfs met die extra productiecapaciteit zitten we nog niet in het optimale scenario dat we ook bij piekmomenten reservecapaciteit overhouden. Nochtans zou ook die extra capaciteit voorzien moeten worden, gezien de zeer hoge kosten die stroompannes met zich meebrengen en onze meer dan gemiddeld energie-intensieve industrie. Uit 1.1 bleek al dat die kosten tussen 1,2 en meer dan 3 miljard euro per dag bedragen. Eigenlijk kan ons land het zich daardoor niet permitteren om af te hangen van andere landen bij piekverbruik. Als we dan de totale bouwtijd van nieuwe centrales mee in rekening brengen, ziet de situatie er al voor 2010 niet zo rooskleurig uit.

27

1.2.2 Grondstoffen: geopolitieke instabiliteit Voor de productie van onze elektriciteit hebben we in Vlaanderen en België zo goed als geen grondstoffen in huis. Amper 1,35% van de elektriciteit die we produceren, komt voort uit primaire energiebronnen die we niet moeten invoeren. Dit in tegenstelling tot bijvoorbeeld Nederland, dat voor meer dan 46% van zijn energieproductie kan rekenen op aardgas van eigen bodem. Ook Duitsland heeft met steenkool en bruinkool eigen primaire energiebronnen in huis. De situatie in Frankrijk is dan weer vergelijkbaar met die bij ons, hoewel de Fransen toch nog 13% van hun elektriciteit halen uit waterkracht.31 We zijn voor onze elektriciteitsproductie dus sterk afhankelijk van buitenlandse leveranciers van uranium (voor kernenergie) en van aardgas en steenkool (voor fossiel gestookte centrales). Van uranium bevinden de grootste voorraden zich in Australië (700.000 ton), Kazachstan (bijna 400.000 ton), Canada (350.000 ton) en Zuid-Afrika (250.000 ton). De uraniumvoorraden zijn goed verspreid over de hele wereld, en er zijn dan ook weinig moeilijkheden te verwachten met de aanvoer ervan. Bovendien is uranium als grondstof gemakkelijk te stockeren. Een kerncentrale kan zonder probleem een brandstofvoorraad voor vijf jaar inslaan. Dat is dan weer onmogelijk bij aardgas. 61% van het gas dat in de EU gebruikt wordt, komt uit de EU zelf en uit Noorwegen.32 De rest wordt uit niet-EU landen geïmporteerd. Daarvan kwam in 2005 25% uit Rusland, en 14% uit Noord-Afrika, Nigerië en het Midden-Oosten.33 Heel wat aardgas komt dus uit politiek minder stabiele landen, wat een belangrijke invloed kan hebben op de aanvoer. Dat bleek begin januari 2006 nog eens. Toen draaide de Russische gasreus Gazprom de gaskraan naar Oekraïne dicht omdat er een geschil was over de prijs van het gas. Het dichtdraaien van de gaskraan leidde echter meteen tot een daling van de gastoevoer in een aantal Europese landen. En midden april 2006 dreigde Gazprom ermee om zich meer op Azië en Noord-Amerika te gaan concentreren en minder op Europa. Die dreiging volgde op het bericht dat de Britse regering de wet zou aanpassen opdat Gazprom het Britse energiebedrijf Centrica niet zou kunnen overnemen. De Europese Commissie reageerde daar onrustig op, en drong er bij Gazprom op aan dat het zijn commerciële verplichtingen toch zou blijven respecteren.34 Bovendien ziet het ernaar uit dat door de beperkte Europese gasreserves de EU-productie binnen twintig jaar gehalveerd zal zijn.35 31) VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. 32) EUROPESE COMMISSIE, Commission staff working document, annex to the green paper, a European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, What is at stake Background document, 2006. 33) EUROPESE COMMISSIE, Commission staff working document, annex to the green paper, a European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, What is at stake Background document, 2006. 34) Gazprom waarschuwt EU voor dwarsbomen expansieplannen, De Tijd, 21 april 2006. 35) EUROPESE COMMISSIE, Commission staff working document, annex to the green paper, a European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, What is at stake Background document, 2006.

28

De toenemende economische groei van India en China zorgt daarenboven voor een bijkomende vraag en daardoor indirect ook een bijkomende instabiliteit op de internationale energiemarkten. Zo stijgt niet alleen het olie-, gas- en steenkoolverbruik van die landen zienderogen, maar neemt ook hun nood aan elektriciteit toe. Vandaag leeft immers nog 44% van de gezinnen in India zonder stroom, en verbruiken India en China in vergelijking met Japan nog tien keer minder stroom. Die stroom komt in China voor tweederde en in India voor de helft voort uit steenkool, maar de twee landen plannen tegen 2020 elk de bouw van dertig nieuwe kerncentrales. Die centrales zullen instaan voor 5% van hun energievoorziening. Er is dus een grote kans dat de vraag naar aardgas vanuit de Aziatische landen de komende jaren nog drastisch zal toenemen. En dat zal gevolgen hebben voor de leveringszekerheid van aardgas naar Europa, en wellicht ook voor de prijs van dat aardgas. 1.2.3 Naar een Europese elektriciteitsmarkt De elektriciteitsmarkt is een typische netwerkindustrie, net zoals telecom en transport. In die sectoren is er een infrastructuur nodig om diensten aan te kunnen bieden. Zo rijden de vrachtwagens die eigendom zijn van transportfirma’s over wegen die eigendom zijn van de overheid of van andere firma’s (bijvoorbeeld de Autoroute du Soleil in Frankrijk). Telecombedrijven maken gebruik van kabels om signalen te versturen en zo televisie, telefoon en internet tot bij hun klanten te krijgen. Op de elektriciteitsmarkt gebeurt net hetzelfde: de producenten maken gebruik van netwerken van een andere eigenaar om de huizen en de bedrijven van elektriciteit te voorzien. Nu werd elektriciteit tot voor kort verhandeld in een gereguleerde markt. In België werd de productie en de transmissie van de elektriciteit geregeld door het CPTE. Dat stond in voor de Coördinatie van de Productie en de Transmissie van Elektrische Energie. De aandeelhouders waren Electrabel (91,5%) en SPE (8,5%). De elektriciteit werd verkocht aan burgers en bedrijven op basis van een vaste prijs die het Controlecomité bepaalde. De prijs bleef toen min of meer stabiel omdat die gebaseerd werd op een energiemix en een langetermijnperspectief. Vraag en aanbod hadden daarom minder invloed op de prijs. In het Controlecomité zetelden vertegenwoordigers van de overheid, werkgevers- en werknemersorganisaties en van de productie-, transmissie-, en distributiesector voor elektriciteit en gas. De distributienetten waren het monopolie van de gemeenten, die via zuivere (enkel de gemeenten) en gemengde intercommunales (de gemeenten en Electrabel) zorgden voor de distributie van de elektriciteit. De Europese Unie besliste met de Elektriciteitsrichtlijnen van 1996 en 2003 de elektriciteitsmarkt geleidelijk te liberaliseren. De gereguleerde elektriciteitsmarkt moest een vrije markt worden. Dat betekent in eerste instantie dat de consumenten vrij moeten kunnen kiezen bij welke leverancier ze hun stroom kopen. Ten tweede moeten er voldoende concurrerende bedrijven zijn die elektriciteit produceren en leveren. En

29

ten derde moeten alle concurrenten een gelijke toegang krijgen tot de infrastructuur. Voor de elektriciteitsmarkt zijn dat de transmissieen distributienetten. Waar de overgang van een gereguleerde markt naar een vrije markt op het gebied van telecom relatief vlot ging, verloopt de vrijmaking van de elektriciteitsmarkt moeizamer, ook omwille van de institutionele en technische complexiteit. Het is geen eenvoudige klus: in de meeste lidstaten was het monopolie jarenlang de heersende marktvorm. Bovendien had elke lidstaat een andere manier om de elektriciteitsmarkt te organiseren. Wat de vrije keuze van de consumenten betreft, hebben al onze buurlanden hun elektriciteitsmarkt stelselmatig vrijgemaakt of zijn hiermee nog bezig: Nederland van 1998 tot 2004, Frankrijk van 1999 tot 2007, Duitsland in 1998 en het Verenigd Koninkrijk van 1991 tot 1999. Vlaanderen begon met de liberalisering in 2001, om midden 2003 te eindigen met een volledig vrijgemaakte markt. Op het vlak van de concurrentie tussen producenten en leveranciers en de gelijke toegang tot de infrastructuur is er in Europa echter nog heel wat werk aan de winkel. Zo stelt de fusiegolf die Europa in de eerste helft van 2006 overspoelde, de Europese Commissie voor heel wat vragen in verband met mogelijke dominante posities op nationaal vlak. Belangrijker is waarschijnlijk dat er nog onvoldoende marktwerking is op de Europese elektriciteitsmarkt. Er zijn bijvoorbeeld wel elektriciteitsbeurzen, maar de capaciteit om elektriciteit van het ene land naar het andere te transporteren volstaat niet om die beurzen werkelijk op een Europees niveau te doen werken. Bovendien staan heel wat nationale wetgeving en reglementering een eengemaakte Europese elektriciteitsmarkt in de weg. Nochtans is zo’n eengemaakte markt op lange termijn de beste garantie om leveringszekerheid, competitieve prijzen en milieuvriendelijke productie van elektriciteit te waarborgen. Producenten kunnen dan immers produceren in de lidstaten met het beste omgevingskader voor een bepaalde productiemethode en de burgers en bedrijven kunnen hun elektriciteit inkopen bij de leverancier die voor hen de beste voorwaarden aanbiedt.

30

1.3 Conclusie: Wat bij ongewijzigd beleid? Burgers en bedrijven zijn enorm afhankelijk van energie, en in het bijzonder van elektriciteit. Door haar energie-intensieve karakter heeft onze industrie in Vlaanderen relatief veel meer elektriciteit nodig dan onze buurlanden. Dat maakt van de elektriciteitsvoorziening een kritische factor voor onze economie. We hebben er dan ook alle belang bij dat de prijs die we voor onze elektriciteit moeten betalen competitief is ten opzichte van de prijzen die onze concurrenten in onze buurlanden moeten betalen. De vele taksen en heffingen van de federale en Vlaamse overheid zetten die competitieve prijzen voor de grote afnemers onder druk. Bovendien dreigt het gebrek aan marktwerking in Europa te leiden tot quasimonopolies. De basisprijs van elektriciteit zou dan bepaald worden door enkele bedrijven, en niet door de markt. Bovendien komt die prijs ook nog eens onder druk te staan door de geopolitieke situatie. De prijs van een primaire energiebron zoals aardgas gaat immers samen met de olieprijs de hoogte in. De geopolitieke situatie heeft echter nog een ander gevolg: ze brengt de leveringszekerheid van elektriciteit in het gedrang. Voor de aanvoer van aardgas zullen we immers sterk afhankelijk worden van Rusland en van een aantal politiek instabiele landen. Recente dreigementen van de Russische gasreus Gazprom om minder gas aan Europa te leveren, zijn dan ook geen goed nieuws voor de vele aardgasgestookte elektriciteitscentrales die Europa rijk is. Voor België is dat op dit moment misschien minder een probleem, omdat onze elektriciteit voornamelijk voortkomt uit kerncentrales. Die moeten bij een uitstap uit kernenergie echter vervangen worden door andere centrales, die grotendeels op gas zullen draaien. Bovendien zal de vraag naar elektriciteit de komende decennia verder toenemen. Zelfs als we zo zuinig mogelijk omgaan met onze elektriciteit. Die stijgende vraag naar elektriciteit zet de leveringszekerheid bijkomend onder druk, en niet alleen vanwege onze afhankelijkheid voor gas van instabiele regio’s. Vandaag heeft het productiepark in België immers al geen reservecapaciteit meer. En daarbij komt dat de overheid plant om de kerncentrales te sluiten, andere bestaande centrales verouderen en nieuwe investeringen amper of zelfs helemaal niet gepland zijn. We zullen dus al heel snel niet meer voor onze eigen elektriciteitsproductie kunnen instaan. De stroompannes die daarvan een gevolg kunnen zijn, zullen ons handen vol geld kosten en onze economie verzwakken. Als er niet snel wordt ingegrepen, ziet het er niet goed uit voor de economie in België en Vlaanderen. Een van de kritische grondstoffen - elektriciteit - zal immers een schaars, duur en instabiel product worden. In het volgende deel bekijken we de verschillende opties die er zijn om dit noodscenario alsnog te voorkomen.

31

32

De vraag naar elektriciteit stijgt en het aanbod wordt schaarser. Er moet dus sowieso meer elektriciteit geproduceerd worden. Dat kan op verschillende manieren. Welke optie er ook gekozen wordt, belangrijk is dat die optie goed scoort op drie punten: leveringszekerheid, prijs en de impact op het milieu. Van die drie punten hangt immers de competitiviteit van onze regio af.

Deel 1. Elektriciteit voor bedrijven en burgers.

4

Deel 2. Opties voor de toekomst 2.1 Optie 1: Importeren Productiecapaciteit Weging volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Importeren: conclusie

36 36 37 39

2.2 Optie 2: Fossiele brandstoffen Productiecapaciteit Weging van gas volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Weging van steenkool volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Fossiele brandstoffen: conclusie

41 41 45 47 50

2.3 Optie 3: Groene elektriciteit Productiecapaciteit Weging volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Groene elektriciteit: conclusie

53 53 57 59

2.4 Optie 4: Kernenergie Productiecapaciteit Weging volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Kernenergie: conclusie

61 61 64 68

69

2.5 Conclusie: Energiemix

Deel 3. Beleidsvoorstellen Deel 4. Bijlagen

72 96

33

We hebben bijkomende productiecapaciteit nodig om aan de stijgende vraag naar elektriciteit te voldoen, zo bleek uit het eerste deel van deze Voka-studie. Uiteraard moeten we zuinig omgaan met energie. De goedkoopste kWh blijft immers nog altijd degene die niet geproduceerd moet worden. Energie-efficiëntie is echter niet voldoende om in de elektriciteitsbehoeften te voorzien. We hebben dus sowieso extra capaciteit nodig. Die kunnen we op verschillende manieren invullen. We kunnen de ontbrekende elektriciteit importeren uit het buitenland, we kunnen investeren in binnenlandse productie of beide combineren. Als we kiezen voor investeringen in eigen land, moeten er echter belangrijke keuzes gemaakt worden: investeren we meer in fossiele brandstoffen? In hernieuwbare energiebronnen? In kernenergie? Welke optie er ook gekozen wordt, belangrijk is dat die optie goed scoort op drie punten: leveringszekerheid, prijs en milieu-impact. Van die drie punten hangt immers de competitiviteit van onze regio af. Een eerste belangrijke voorwaarde is dat er voldoende elektriciteit is om op elk moment aan de vraag van gezinnen en bedrijven te voldoen. Leveringszekerheid is daarom een eerste doorslaggevend criterium in het afwegen van de verschillende opties om het elektriciteitsvraagstuk aan te pakken. Dat betekent dat we - voor de primaire bronnen waarmee we elektriciteit opwekken - niet te veel mogen afhangen van minder stabiele landen, schaarse grondstoffen of technologieën die nog niet op punt staan. Maar niet alleen op het vlak van de productie van elektriciteit is leveringszekerheid belangrijk. Zo mogelijk nog belangrijker voor gezinnen en bedrijven is dat het transmissieen distributienet goed uitgerust zijn. Zonder een goed transport- en distributienet geraakt de elektriciteit immers niet tot bij de klant. Een tweede belangrijke voorwaarde is dat de elektriciteitsprijs competitief moet zijn. Vragen om de goedkoopste elektriciteitsprijs is populair, maar niet realistisch. Die prijs wordt immers bepaald door de productiekost, de netkosten en de wetten van vraag en aanbod. En niet al die factoren kan je beïnvloeden. Zo hangt de productiekost van elektriciteit af van de technologie die je kiest om elektriciteit op te wekken. Op dit ogenblik zijn het de gasgestookte centrales die de consumentenprijs van elektriciteit in sterke mate bepalen. Hoe duurder de gasprijs, hoe duurder ook de productieprijs voor elektriciteit die opgewekt wordt in gasgestookte centrales. De gasprijs is dan weer gekoppeld aan de olieprijs. Vragen om goedkopere elektriciteit zou dan ook hetzelfde zijn als vragen om goedkopere olie. Die olieprijs hebben we echter zelf niet in handen, en dat vragen we dus ook niet. Wel vragen we elektriciteit aan een competitieve marktprijs. Een te hoge prijs zou immers nadelig zijn voor het concurrentievermogen van onze bedrijven. Gezien het feit dat onze bedrijven gemiddeld meer afhankelijk zijn van elektriciteit dan de bedrijven in onze buurlanden, is een competitieve marktprijs dan ook een belangrijk criterium als er knopen voor de toekomst doorgehakt moeten worden.

34

Een laatste belangrijke voorwaarde, en zeker niet de minste, is de impact die het opwekken van elektriciteit heeft op het milieu. Als vervuiling geen rol zou spelen, is het immers niet moeilijk om voldoende elektriciteit aan een lage prijs te produceren. Kolencentrales zouden in dat geval een aantrekkelijke optie zijn, maar die stoten echter relatief meer CO2, stof en verzurende emissies uit. En we kunnen de ambitieuze doelstellingen die er zijn voor de vermindering van broeikasgassen en verzurende stoffen niet naast ons neerleggen. Zo moet België zijn CO2-emissies tussen 2008 en 2012 met 7,5% verminderen ten opzichte van 1990. Voor Vlaanderen betekent dat een reductie met 5,2% ten opzichte van 1990. De doelstellingen voor het leefmilieu zullen in de toekomst overigens nog veel ambitieuzer worden. Intussen zijn immers de onderhandelingen gestart over de CO2-doelstellingen die na 2012 gehaald zullen moeten worden. Zo stelt een resolutie van het Europese parlement dat de CO2emissies tegen 2050 met 60% tot 80% gereduceerd zouden moeten worden. De Raad van regeringsleiders besloot in maart 2005 om een reductiestreefcijfer van 15 à 30% in overweging te nemen. En niet alleen op het vlak van CO2-emissies worden de doelstellingen scherper gesteld. Daarnaast worden er momenteel ook nieuwe emissieplafonds voor verzurende emissies en fijn stof voorbereid tegen 2020. Verzurende emissies zijn in dit kader stikstofoxides en zwaveldioxide. Enkel deze laatste doelstelling zou aan België bijkomend 260 miljoen euro per jaar kosten. En als de overheid kiest om verder te investeren in nucleaire energie, dan moet er een beslissing genomen worden voor de definitieve berging van het radioactief afval. De milieu-impact is dus een belangrijk criterium als we zoeken naar de juiste optie voor de toekomst. In dit deel komen de verschillende opties voor extra productiecapaciteit aan bod. We bespreken achtereenvolgens de opties importeren, fossiele brandstoffen, groene elektriciteit en kernenergie. We bekijken de mogelijkheden van die opties - vandaag en morgen - en overlopen telkens de voor- en nadelen volgens de criteria van leveringszekerheid, prijs en milieu-impact. Tot slot verbinden we hier conclusies aan en doen we een voorstel voor de optimale mix die goed scoort op alle criteria. In deel 3 van deze Voka-studie koppelen we daar dan beleidsaanbevelingen aan.

35

foto: Elia

36

2.1 Optie 1: Importeren De eerste optie is niet zelf voorzien in bijkomende capaciteit, maar elektriciteit aankopen in het buitenland. We bekijken eerst hoeveel elektriciteit we nu al importeren en wegen de optie importeren vervolgens aan de hand van de criteria leveringszekerheid, prijs en milieu-impact. Productiecapaciteit Tot in de jaren negentig exporteerde België elektriciteit. Een van onze klanten was Frankrijk. Sinds de jaren negentig importeert België stroom uit Frankrijk. Tot 2004 exporteerden we nog elektriciteit naar Nederland, maar ook die balans is in 2004 omgeslagen. Nu importeren we elektriciteit uit Nederland. Al sinds jaren is ons land dus netto-importeur van elektriciteit geworden. We importeren tussen de 6 en 9,1 TWh per jaar. De elektriciteit die we vanuit Frankrijk importeren is nucleaire energie. We importeren ongeveer de productie van 1 kernreactor uit Frankrijk (1.000 MW aan 8.000 draaiuren of 8 TWh). Die import komt vooral naar Vlaanderen. Wallonië produceerde in 2003 31,8 TWh en verbruikte 23,7 TWh. Vlaanderen produceerde 48,7 TWh en verbruikte 52,8 TWh. Binnen België is vooral Vlaanderen dus een nettoimporteur. Figuur 2.1. Evolutie van de import en export van elektriciteit in België (in GWh) 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 -2.000 -4.000 -6.000 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 NL

LUX

FR

0

01 02 03 04

Importsaldo / België

Bron: VOKA, op basis van cijfers van BFE en UCTE.

Het hoogspanningsnet tussen België en Frankrijk had in 2004 een capaciteit van 2.200 MW. Als die capaciteit 100% van de tijd benut zou worden, zou dat genoeg zijn om iets meer dan 19 TWh te importeren uit Frankrijk. Dat is echter een theoretisch

37

scenario. De hoeveelheid stroom die geïmporteerd wordt, varieërt immers van uur tot uur. Dat komt omdat de stroombehoefte ’s nachts bijvoorbeeld een pak lager ligt dan op piekmomenten overdag. De capaciteit van de hoogspanningsnetten moet dus groot genoeg zijn om de piekmomenten aan te kunnen. Elia voorziet tegen het einde van 2006 een stijging van de capaciteit van de netten tussen België en Frankrijk tot 3.700 MW.36 De investeringen die hiervoor nodig waren, zijn intussen gedeeltelijk gerealiseerd: er werd een bijkomend draadstel aangelegd tussen het West-Vlaamse Avelgem en het Franse Avelin. Om een capaciteit van 3.700 MW te halen, moet wel nog geïnvesteerd worden in een lijn tussen Chooz en Monceau. In 2009 moet de importcapaciteit op 4.700 MW liggen. Een belangrijk deel van deze capaciteit blijft echter nodig voor de transit van elektriciteit door België, bijvoorbeeld van Frankrijk naar Nederland. Figuur 2.2. Gemiddelde capaciteit voor invoer uit Frankrijk MW

3 500

Sterke stijging capaciteit dankzij indienstneming lijn Avelgem - Mastaing

3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500

2004

Dec.

Nov.

Okt.

Sept.

Aug.

Juli

Juni

Mei

April

Maart

Feb.

Jan.

0

2005

Bron: ELIA, Jaarverslag, 2005.

Weging van importeren volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Leveringszekerheid - op het vlak van productie, transmissie en distributie van elektriciteit - is een eerste belangrijk criterium in het afwegen van de verschillende opties om het elektriciteitsvraagstuk aan te pakken.

36) ELIA, Ontwikkelingsplan 2005-2012, 17 september 2005.

38

Om de leveringszekerheid in transmissie en distributie te evalueren, moeten we kijken naar de capaciteit en de specifieke eigenschappen van het transmissieen distributienet dat België gebruikt om elektriciteit te importeren. Om te kunnen importeren en exporteren is het noodzakelijk dat het Belgische elektrisch systeem verbonden is met systemen van anderen landen. België heeft zijn systeem ingeschakeld in een Europees net. Dat net strekt zich uit van Portugal tot Polen. De capaciteit die aan de grenzen beschikbaar is wordt bepaald door de manier waarop de verschillende elementen in dat Europese net aan elkaar verbonden zijn en de regels die gelden bij de uitwisseling van elektriciteit. Ons land ligt tussen landen die veel elektrische stroom in- of uitvoeren (Nederland, Duitsland en Frankrijk). Dat blijkt duidelijk uit figuur 2.3. Figuur 2.3. Fysische uitwisseling van elektriciteit in Europa (in GWh, 2004) N

1482

DKW*

1349

3780 637 DK 4042 East

S 1270

213

* Associate member

1294

NL

812

10324

4053 4633 B2382 7597 1572 1179

F 6034 760

E

1000 1125 1446 2375 450 BY PL 3158 919 17357 9154 2099 D 751 2624 853 13116CZ 801499 4928 144 396 64 UA-W 6248 6045 463 8 1575 11830 8546 282 15482 4573 9 L 8922 4465 478 SK 26 9820 234 31 194 1 740 H 394 2786 4419 1621 A 2002 5130 2304 CH 309 6180 54 2014 3 178 37 19915 1040 RO 5 2099 22 14 17125 544 732 SLO 919 1499 SCG 731 2001 I 322 8 989 HR 1907 BG 3633 151 FYROM AL 833 102 516 205 GR 191 1424 558

GB

2213

424

MD TR

Bron: UCTE, UCTE Exchanges 1975 - 2004, 2005.

Het gevolg hiervan is dat onze importcapaciteit afhangt van wat er op de grenzen tussen Nederland, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Groot-Brittannië gebeurt. Als er zich bijvoorbeeld problemen voordoen aan een van die grenzen, worden de reddingscodes van de netbeheerders geactiveerd. In dat geval kan er geen elektriciteit meer vloeien over de grenzen. En de netto-importeurs zijn hiervan het eerste slachtoffer. Als vraag en aanbod niet in evenwicht zijn, krijg je een storing - en mogelijk een stroompanne. Meer import kan dus de kans op stroompannes verhogen. Een voorbeeld van een mogelijk gevolg is de black-out die Italië had in 2003.37 Het land is een zeer grote importeur van elektriciteit (zie ook figuur 2.3). Met zijn invoer van 44,3 TWh importeert Italië bijna evenveel als het ganse Vlaamse elektriciteitsverbruik van 48 TWh.38 In 2003 viel op een zaterdagnacht in heel het 37) Rijtje stroompannes Europa groeit, De Standaard, 29 september 2003. 38) Cijfers van UCTE, 2004.

39

land plots de elektriciteit uit. Pas in de loop van de volgende dag werd het probleem hersteld. De twee grootste stroomleveranciers (Frankrijk en Zwitserland) wezen elkaar met de vinger. Uiteindelijk was een tak de aanleiding van de black-out.39 De oorzaak was een fout beheer van het net. De gevolgen waren niet te overzien: 30.000 treinpassagiers strandden, vluchten liepen vertraging op of werden afgelast, ziekenhuizen moesten een noodvoorziening inschakelen, operaties konden niet meer worden voortgezet, … Bovendien worden de exportlanden zelf ook geconfronteerd met een nood aan bijkomende productiecapaciteit. De Fransen verwachten bijvoorbeeld binnen drie à vier jaar al niet meer te kunnen exporteren. Dan zullen ze alle productiecapaciteit die ze nu op overschot hebben, zelf nodig hebben voor de eigen, binnenlandse vraag naar elektriciteit. De leveringszekerheid van de elektriciteit die wij importeren uit Frankrijk, komt op dat moment in het gedrang. Naast leveringszekerheid is ook een competitieve prijs een belangrijke voorwaarde. Het is niet toevallig dat de elektriciteitsprijzen het hoogst zijn in die landen die een grotere netto-importeur zijn. Nederland, het Verenigd Koninkrijk, en dan vooral Italië (de grootste importeur) hebben systematisch hogere elektriciteitsprijzen dan Frankrijk. Importeren betekent in essentie leven op de golven van de elektriciteitsprijzen. Bovendien zijn er ook macro-economische gevolgen verbonden aan het importeren van elektriciteit. Als we voor elektriciteit afhankelijk worden van andere landen, geven we netto geld aan het buitenland. Dat heeft negatieve gevolgen voor de handelsbalans. Hoe groter onze afhankelijkheid van het buitenland, hoe sterker de handelsbalans achteruitgaat. Kunnen we die achteruitgang niet compenseren met extra inkomsten, dan worden we als regio armer. Dit indirecte effect van import mag zeker niet onderschat worden. Duidelijk is in elk geval dat het qua competitieve prijs niet verstandig zou zijn om alles in te zetten op het importeren van elektriciteit. Tot slot is ook de milieu-impact een belangrijk criterium als we zoeken naar de juiste optie voor de toekomst. Importeren kan daarin zowel positief als negatief werken. Positief zou zijn als we enkel propere elektriciteit zouden importeren uit het buitenland. Zo halen wij onze CO2-doelstellingen. Maar kiezen we ervoor om elektriciteit uit Duitsland in te voeren, dan zou die vooral afkomstig zijn van bruinkoolcentrales. In dat geval kan de globale CO2-uitstoot zelfs stijgen. Importeren: conclusie We kunnen alle bijkomende productiecapaciteit die we nodig hebben, importeren. Maar die optie scoort slecht op de drie uitgangspunten: de leveringszekerheid is niet gewaarborgd, de prijs hebben we niet onder controle en deze optie biedt geen garantie voor het milieu. Deze optie kunnen we dus best vermijden. 39) Italianen hebben weer stroom, De Standaard, 29 september 2003.

40

foto: Alain Pierot

41

2.2 Optie 2: Fossiele brandstoffen De tweede optie is voorzien in bijkomende capaciteit door te investeren in fossiele brandstoffen. Fossiele brandstoffen zijn gasvormige brandstoffen (aardgas, maar ook hoogovengas), vloeibare brandstoffen (fuel) en vaste brandstoffen (steenkool, biomassa). Ook voor de fossiele brandstoffen bekijken we eerst hoeveel elektriciteit er nu mee opgewekt wordt, om daarna deze optie te wegen volgens de criteria leveringszekerheid, prijs en de impact op het milieu. Productiecapaciteit In 2004 bedroeg het aandeel van de fossiele brandstoffen in de Belgische elektriciteitsproductie 38,2% of 31,16 TWh elektriciteit.

Figuur 2.4. Netto-geproduceerde energie per energiebron (2004) 2,00%

Kernsplijtstof

2,10%

Gasvormige brandstoffen Vaste brandstoffen Andere

27,90%

Vloeibare brandstoffen Hydraulische energie 55,40%

1,90% 10,70%

Bron: VOKA, op basis van cijfers van BFE.

42

Het geïnstalleerde vermogen aan klassieke thermische centrales die werken op gas, steenkool of olie bedroeg 6.800 MW in 2004. Daarnaast was er nog een geïnstalleerd vermogen van 1.340 MW aan WKK-installaties.40 Sinds de jaren zestig is de mate waarin we fossiele brandstoffen gebruiken in grote mate geëvolueerd (zie ook figuur 2.5). Zo zijn we eind jaren zestig overgeschakeld van kolen (in de grafiek onder de vaste brandstoffen) op vloeibare brandstoffen. In de jaren zeventig en tachtig leerden de petroleumcrisissen ons een belangrijke les: de volledige afhankelijkheid van één primaire bron moet te allen prijze vermeden worden. Het gevolg was dat we vanaf het einde van de jaren tachtig opnieuw meer steenkool zijn gaan gebruiken om elektriciteit op te wekken. Ook de gasvormige brandstoffen werden meer ingezet. De bedoeling hiervan was te komen tot een evenwichtige energiemix. Dat moest een herhaling van de crisissen in de jaren zeventig en tachtig voorkomen. De grafiek geeft ook het aandeel aan kernsplijtstoffen weer in deze periode. Hier komen we op terug in Optie 4: Kernenergie. Figuur 2.5. Evolutie van de primaire brandstoffen die gebruikt worden voor de opwekking van elektriciteit GWh 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0

63

73 Windkracht Waterkracht

83

Gasvormige brandstoffen Vloeibare brandstoffen

93

03

Vaste brandstoffen en andere Kernsplijtstof

Bron: BFE, Statistisch Jaarboek, 2003.

40) WKK of warmtekrachtkoppeling is een technologie waarbij warmte en elektriciteit gelijktijdig in één installatie opgewekt worden. Door deze gezamenlijke opwekking halen deze installaties een hoger totaal rendement dan wanneer warmte of elektriciteit afzonderlijk opgewekt worden. De meeste WKK-installaties worden met gas gestookt. Hierbij moeten we opmerken dat er ook biomassagestookte WKK-installaties bestaan.

43

De meeste recente gascentrales zijn STEG-centrales. Zij zijn relatief goedkoop om te bouwen en te onderhouden. Bovendien bieden zij een hoog omzettingsrendement. Van alle centrales op basis van fossiele brandstoffen stoten STEG-centrales het minst CO2 en verzurende emissies uit per geproduceerde elektriciteit. Het nadeel is wel dat de variabele kosten van een STEG-centrale in verhouding met de centrales op andere primaire energiebronnen de laatste jaren relatief hoog zijn. Daar is maar één reden voor: de hoge gasprijzen. De rendabiliteit van deze centrales is dan ook zeer sterk gebonden aan de gasprijs en dus de olieprijs op de internationale markten. Uit figuur 2.6 blijkt hoe gevoelig die productiekosten zijn voor de prijs van het aardgas. Als de gasprijs met meer dan de helft stijgt, dan stijgen de productiekosten met meer dan 35%. Figuur 2.6. De impact van brandstofkosten op de productiekosten (Finland, begin 2000)

Generation cost, �/MWh

40 Gas

35 30

Coal

25

Nuclear

20 15 -25%

Base Case

+25%

+50%

Percentage change in fuel cost Bron: WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, The Economics of Nuclear Power, april 2006.

WKK-centrales zijn een goede technologie op het vlak van het leefmilieu en laten toe om te besparen op primaire brandstof. Toch is WKK op dit ogenblik niet altijd rendabel. Daarom ondersteunt de Vlaamse overheid dat soort centrales door middel van WKK-certificaten. Het potentieel voor WKK in Vlaanderen werd door Vito geraamd op ongeveer 20 TWh tegen 2020. Volgens de CREG is het totale Belgische potentieel ongeveer 17,6 TWh waarvan 14 TWh in Vlaanderen. Voor 2006 wordt verwacht dat er ongeveer 9,7 TWh elektriciteit door middel van WKK zal opgewekt worden in Vlaanderen. Een belangrijke bemerking hierbij is dat de vraag naar WKK warmtegedreven is. Dat betekent dat deze capaciteit slechts optimaal kan gebruikt

44

worden als er ook voldoende behoefte is aan warmte. Indien die behoefte er niet is, dan is het rendement lager en vervalt het voordeel van de koppeling van warmte en elektriciteitsproductie. De meeste WKK-installaties worden gestookt met aardgas. Zij doen dus de vraag naar aardgas stijgen. Steenkoolcentrales hebben in het algemeen een lagere variabele kost en kunnen rekenen op een verzekerde aanvoer van brandstof tegen relatief voordelige en minder volatiele prijzen. De invloed van de brandstofprijs op de kostprijs van de geproduceerde elektriciteit ligt bij steenkoolcentrales dan ook lager dan bij gascentrales. Het nadeel van steenkoolcentrales is dan weer dat ze duur zijn om te plaatsen en dat het lang duurt om ze te bouwen. De tijdspanne tussen het concept en oplevering is veel langer dan bij gasgestookte centrales per geproduceerde eenheid elektriciteit. Bovendien stoten ze veel CO2 uit: de CO2-uitstoot van een steenkoolcentrale ligt dubbel zo hoog dan bij een aardgasgestookte centrale. Die CO2-impact kan enigszins verbeterd worden door samen met de steenkool ook biomassa te verbranden. Op die manier vormen zij een brug tussen klassieke fossiele brandstoffen en hernieuwbare energie. Naast de CO2-uitstoot is ook de productie van verzurende emissies hoger bij steenkoolcentrales, maar die kan beperkt worden door de toevoeging van een installatie voor de zuivering van rookgassen. Zo kunnen de centrales voldoen aan de beperkingen op het vlak van de uitstoot van SOx en NOx. Eventueel kunnen ook laagzwavelige vloeibare brandstoffen ingezet worden. Deze worden in België momenteel weinig gebruikt als grondstof voor de productie van elektriciteit, en dat blijft waarschijnlijk ook zo. Als we in de toekomst een keuze maken voor fossiele brandstoffen, dan komen maar twee van de drie soorten fossiele brandstoffen in aanmerking. Voor het gebruik van vloeibare brandstoffen voor elektriciteitsopwekking lijkt immers maar weinig toekomst weggelegd. Dat betekent dat er maar twee opties overblijven: aardgas en/of steenkool (steenkool gecombineerd met biomassa). Voor beide types fossiele brandstoffen evolueert de technologie. Zo worden voor 2015 steenkoolcentrales vooropgesteld met rendementen tot 50%. Die rendementen zijn vergelijkbaar met de rendementen van de huidige gasgestookte centrales. Deze hogere rendementen hebben een positieve impact op de CO2-uitstoot. Daarnaast kan een betere CO2-afvang en opslag de milieu-impact van steenkoolcentrales verder verbeteren. Indien een dergelijke centrale ook biomassa gebruikt, vermindert de CO2-uitstoot verder. Zowel in Nederland als in Duitsland bestaan momenteel plannen voor de bouw van nieuwe kolencentrales. Een belangrijke kanttekening hierbij is echter dat er momenteel heel wat discussie bestaat over het netto-effect op het milieu van steenkool in combinatie met biomassa. De nieuwe ontwikkelingen zijn er, de techniciteit moet echter nog grondig worden onderzocht.

45

Ook gasgestookte centrales blijven evolueren. De huidige STEG-centrales die nominale rendementen halen tot 56%, zijn vandaag de state-of-the-art centrales. Op dit moment worden zelfs STEG-centrales geïntroduceerd met een rendement van 60%. Die rendementen zouden op lange termijn verder stijgen tot 65% (2025). Het zijn deze twee opties - gas en steenkool - die hierna gewogen worden op de drie criteria leveringszekerheid, prijs en impact op het milieu. Weging van gas volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Ons land is voor de elektriciteitsproductie op basis van gas volledig afhankelijk van buitenlandse leveranciers. België wordt bevoorraad door Nederland (39,9%), Noorwegen (39,9%) en Algerije (16%). Via Duitsland worden we daarnaast voor 2,2% bevoorraad door Rusland.41 Dat heeft een belangrijke impact op de leveringszekerheid - het eerste criterium om de optie fossiele brandstoffen te wegen. Dat bleek eens te meer toen Gazprom de gaskraan naar Oekraïne dichtdraaide. Bovendien is het essentieel om dat gas ergens te kunnen opslaan. In Vlaanderen kunnen we enkel gas opslaan in één opslagplaats in Loenhout. Daar is slechts plaats voor 3% van het Belgisch jaarverbruik aan aardgas.42 Die opslag is op dit moment al nodig voor het opvangen van de verwarmingspiek in de winter. De opslagcapaciteit is dus te weinig om een beroep op te doen in geval van nood. De energie-afhankelijkheid van de Europese Unie zal de komende jaren voor alle fossiele brandstoffen nog verder toenemen. Voor België bijvoorbeeld steeg de invoer van aardgas met 2,4% in 2004.43 En het ziet ernaar uit dat de Europese reserves uitgeput geraken en de eigen EU-productie binnen twintig jaar gehalveerd zal zijn.44 Een typisch voorbeeld is het Verenigd Koninkrijk dat op vijf jaar tijd van netto-exporteur naar netto-importeur van aardgas is geëvolueerd. Als de huidige trend zich doorzet, zouden we tot 80% van het gas dat we nodig hebben in Europa, moeten importeren.45 De belangrijkste reserves bevinden zich echter net in geopolitiek minder stabiele landen: namelijk het Midden-Oosten en de landen van de voormalige Sovjetunie (zie ook figuur 2.7). Dat heeft natuurlijk belangrijke gevolgen voor de leveringszekerheid.

41) FOD economie, KMO, middenstand en energie, De energiemarkt in 2004. 42) Bron: Vito. 43) FOD economie, KMO, middenstand en energie, De energiemarkt in 2004. 44) EUROPESE COMMISSIE, Commission staff working document, annex to the green paper, a European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, What is at stake Background document, 2006. 45) EUROPESE COMMISSIE, A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy - Green Paper, 8 maart 2006.

46

Figuur 2.7. Verdeling van de wereldwijde aardgasreserves op het einde van 2005 (in triljoen kubieke meter) Middle East 72.83 Europe &Eurasia 64.02

S. & Cent. America 7.10

North America 7.32

Africa 14.06

Asia Pasific 14.21

Bron: BP, Statistical Review of World Energy, juni 2005.

Hoe meer we investeren in centrales die op gas werken, hoe groter onze afhankelijkheid van aardgas. En dat is gezien de onzekere politieke situatie in heel wat aardgasproducerende landen geen positieve factor. Alle gasgestookte centrales (zowel STEG-centrales als WKK’s) scoren dus niet goed op het criterium leveringszekerheid. Zeker niet omdat een competitieve prijs voor elektriciteit noodzakelijk is. In het begin van de jaren 2000 was de gasprijs laag. Gas was op dat moment dan ook de uitverkoren bron om elektriciteit op te wekken. Sinds eind 2003 zijn de prijzen voor aardgas sterk gestegen. Omdat de hoge gasprijzen de variabele kosten van STEG-centrales de hoogte in stuwen, is de elektriciteit die door STEG-centrales gemaakt wordt relatief duur. Door de hoge volatiliteit van de aardgas- en olieprijzen zijn de variabele kosten van gascentrales bovendien moeilijk in te schatten op lange termijn en dat brengt een ernstig investeringsrisico met zich mee. Als het aandeel van de STEG-centrales in het Belgisch productiepark verder stijgt, evolueert de productiekost van onze elektriciteit dus samen met de prijs van het aardgas, en dus olie. In de prijsweging van gas moet echter ook de investeringskost meegerekend worden. In een recente studie van OESO46 (Organisatie voor Economische Samenwerking en 46) OESO, Projected costs of generating electricity, 2005 update.

47

Ontwikkeling) worden de investeringskosten in gasgestookte centrales geraamd op 400 à 800 $/kWe (kilowatt elektrisch vermogen). Twee nieuwe installaties die recent in Nederland en België werden gebouwd, kostten echter elk ongeveer 1.000 $/kWe. Gascentrales kunnen relatief snel worden gebouwd: er is een doorlooptijd van tussen de twee en drie jaar. De totale opwekkingskosten voor elektriciteit op basis van gas variëren volgens dezelfde studie tussen 43 en 63 $/MWh. Dit maakt gasgestookte centrales op dit moment duurder dan centrales die werken op steenkool of nucleaire centrales. Noch op het criterium leveringszekerheid, noch op het criterium prijs scoort aardgas dus goed. Op milieu-impact scoren gasgestookte centrales beter. Van alle fossiele brandstoffen is aardgas immers de brandstof met de minste CO2-uitstoot. Maar dan nog. Als we de volledige nucleaire productie (wat afgerond neerkomt op 45 TWh) zouden vervangen door gasgestookte centrales, dan zouden de emissies in België stijgen met 18 Mton.47 Dat is een stijging van meer dan 10%. Weging van steenkool volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Ook voor de elektriciteitsproductie op basis van steenkool is ons land volledig afhankelijk van buitenlandse leveranciers. Onze steenkool komt voornamelijk uit ZuidAfrika (29,9%), Australië (25,4%) en de Verenigde Staten (16,5%). In tegenstelling tot gas, is steenkool eenvoudig te stockeren. Bovendien zijn de voorraden beter verspreid over de hele wereld en gelegen in politiek minder risicovolle regio’s (zie ook figuur 2.8).

47) Electrabel, eigen berekeningen.

48

Figuur 2.8. Verdeling van de wereldwijde steenkoolreserves op het einde van 2004 (in duizend miljoen ton) Europe &Eurasia 287.1 (112.3)

Asia Pasific 269.9 (192.6)

North America 254.4 (115.7)

Middle East 0.4 (0.4)

S. & Cent. America 19.9 (7.7)

Africa 14.06


Steenkool zal ook op lange termijn beschikbaar blijven. Dat blijkt uit de verhouding tussen de steenkoolvoorraden en de jaarlijkse productie. Op basis van die verhouding kan berekend worden hoe lang de huidige gekende reserves volstaan om het huidige jaarverbruik op te vangen. Uit figuur 2.9 kan afgeleid worden dat de verhouding tussen de voorraad en het verbruik wereldwijd vijf keer hoger ligt voor kolen (180 jaar) dan voor aardolie (45 jaar) en drie keer hoger ligt voor kolen dan voor aardgas (60 jaar). Als we de situatie voor ons land bekijken, als OESO-land, dan zien we dat die verhoudingen nog beter dan het wereldwijde gemiddelde scoren.

49

Figuur 2.9. Verhouding steenkoolreserves/jaarproductie op het einde van 2004 (in jaren) 600 Oil Natural gas Coal

500 400 300 200 100

0

OECD

Former Soviet Union

EMEs excl. Former Soviet Union

World


Steenkool komt uit stabielere landen, is voldoende in voorraad en kan goed gestockeerd worden. Op het criterium leveringszekerheid scoort steenkool dus uitstekend. Ook op het criterium prijs komt steenkool relatief goed uit de weging. De prijzen voor steenkool zijn sinds het einde van 2003 gedaald. Dit ondanks de sterk gestegen vraag naar steenkool uit China. In de meeste Europese landen bedraagt de prijs van de kolen iets meer dan 2 $/GJ (Gigajoule). De prijzen zullen volgens de OESOvoorspellingen tussen 2010 en 2050 echter met de helft stijgen.48 Maar zelfs met deze stijging blijft steenkool per eenheid energie nog merkelijk goedkoper dan gas of olie. In de prijsweging van steenkool moet echter ook de investeringskost in een kolencentrale meegenomen worden. Volgens dezelfde OESO-voorspellingen zou die investering tussen de 1.000 en 1.500 $/kWe bedragen. De investeringskost van nieuwgebouwde centrales - bijvoorbeeld een poederkoolcentrale in Japan - bedroeg echter meer dan 2.000 $/kWe. De meeste centrales kunnen in een periode van vier jaar gebouwd worden. Steenkoolcentrales zijn door hun grootte en de relatief hoge investeringskosten kapitaalintensief. In vergelijking met gascentrales zijn de afschrijvings- en de kapitaalkosten dus hoog, maar de brandstofkosten laag. De totale opwekkingskosten voor elektriciteit op basis van steenkool zijn net daarom 48) OESO, Projected costs of generating electricity, 2005 update.

50

relatief laag. Die bedragen volgens de OESO tussen 41,1 en 59,1 $/MWh. Dat is minder dan de totale opwekkingskosten voor elektriciteit op basis van gas. Er zijn dan ook meerdere plannen om nieuwe kolencentrales te bouwen. Steenkool scoort dus goed op leveringszekerheid en op prijs. Minder goed vergaat het steenkool echter als we kijken naar de milieu-impact. Sowieso stoten alle centrales die op basis van fossiele brandstoffen elektriciteit opwekken, CO2 uit. Steenkool doet dat echter het meest per geproduceerde hoeveelheid elektriciteit. Als we voornamelijk zouden kiezen voor steenkool, dan zouden de globale emissies zelfs relatief sterk stijgen. Als de volledige nucleaire productie vervangen zou worden door kolengestookte centrales, dan zouden die emissies tot 44 Mton hoger liggen dan vandaag. Dat zou niet verenigbaar zijn met de toekomstige emissieplafonds voor België en Vlaanderen. Fossiele brandstoffen: conclusie We kunnen bijkomende productiecapaciteit creëren door te investeren in fossiele brandstoffen. De toenemende afhankelijkheid van de EU en ook van België van primaire grondstoffen houdt echter risico’s in op het vlak van leveringszekerheid. Dit is zeker het geval voor aardgas. De prijzen voor olie en gas op de wereldmarkt zijn bovendien zeer volatiel. Ook de prijzen voor elektriciteit kunnen dus sterk fluctueren als we vooral gas- of oliegestookte centrales zouden gebruiken. Daarnaast zal een grootschalige overschakeling naar fossiele brandstoffen de huidige en toekomstige klimaatdoelstellingen bemoeilijken zoniet onmogelijk maken. Zelfs als we kiezen voor aardgas - de fossiele brandstof die het minst CO2-uitstoot - dan nog zullen de CO2-emissies stijgen. En dat is niet verenigbaar met de milieudoelstellingen van ons land.

51

52

foto: Photonews

53

2.3 Optie 3: Groene elektriciteit De ideale wereld produceert elektriciteit die helemaal proper is. Niets zo mooi als duurzame, hernieuwbare energie. Geen vervuiling van de lucht, de bodem of het water. Daar is iedereen het wel over eens. Hoe minder vervuiling, hoe langer de aarde meegaat. Groene elektriciteit is in theorie dus een aantrekkelijke optie. De vraag is echter wat er kan in de praktijk en wat er in de toekomst zal kunnen. Groene elektriciteit kan opgewekt worden met waterkracht, windenergie, zonne-energie, de getijden en golfslag. In ons land is Vlaanderen bevoegd voor de ondersteuning van hernieuwbare energie. Daarom gaan we hierna zoveel mogelijk uit van de Vlaamse situatie. Productiecapaciteit In Vlaanderen was in 2004 1% van de geleverde elektriciteit afkomstig van hernieuwbare energiebronnen. Dat leiden we af uit het aantal groenestroomcertificaten dat in dat jaar werd uitgereikt. In 2004 waren er dat in totaal 543.891. Eén certificaat staat gelijk aan de productie van 1MWh groene stroom. In 2005 werden 965.716 groenestroomcertificaten (voorlopig cijfer) uitgereikt. Dat betekent dat in 2005 ongeveer 1,98% van de in Vlaanderen geleverde elektriciteit afkomstig zal zijn van hernieuwbare energiebronnen. Er zijn in Vlaanderen verschillende productietechnologieën die bijdragen aan die 1,98% (zie figuur 2.10). Figuur 2.10. Verdeling van de Vlaamse groenestroomcertificaten over de verschillende productietechnologieën in 2005 Zonne-energie; 0,07%

Windenergie; 15,98% Waterkracht; 0,24% Rioolwaterzuiveringsslibgas; 0,27%

Overige biomassa; 42,77%

Stortgas; 8,00% GFT-gas; 1,36% Overig biogas; 14,79% Biomassa restafval; 16,51%

Bron: VREG, Rapport met betrekking tot het systeem van de groenestroomcertificaten voor de leveringen in het kalenderjaar 2005, 16 mei 2006.

54

Om groene stroom op te wekken, worden verschillende types installaties ingezet. Uit onderstaande tabel blijkt dat er in 2005 807 installaties erkend werden als hernieuwbare energiebron. Dat zijn er 292 meer dan het jaar daarvoor. Zij kwamen in aanmerking voor Vlaamse groenestroomcertificaten. De cijfers tussen haakjes duiden op de toename ten opzichte van 2004. Samen waren die installaties goed voor een geïnstalleerd vermogen van 462 MW (+262 MW in 2005). Dat komt overeen met 5,23% van het totale geïnstalleerde vermogen in Vlaanderen (cijfers van 2004). Het zijn in vele gevallen dus kleinschalige installaties. Het vermogen van een dergelijke installatie dient echter voorzichtig geïnterpreteerd te worden: de meeste hernieuwbare energiesystemen hebben een beperkte gebruiksduur en leveren dus op jaarbasis veel minder energie dan een klassieke installatie van een vergelijkbaar vermogen. Tabel 2.11. Overzicht van het aantal erkende groenestroominstallaties en geïnstalleerd vermogen dat in 2005 in aanmerking kwam voor Vlaamse groenestroomcertificaten Aantal installaties die in aanmerking komen voor Vlaamse GSC PV-installaties

Geïnstalleerd vermogen in Vlaanderen dat in aanmerking komt voor GSC [kWe]

712 (+274)

1.655 (+830)

Windparken

31 (+5)

118.342 (+45.600)

Watermolens

7 (+0)

643 (+0)

Slibgasinstallaties

9 (+1)

2.389 (+314)

Stortgasinstallaties

13 (+0)

17.522 (+295)

GFT-gasinstallaties

3 (+0)

3.430 (+0)

Overige biogasinstallaties Restafval-installaties Overige biomassa-installaties Totaal

15 (+4)

25.261 (+3.971)

8 (+3)

32.740 (+11.040)

9 (+5)

260.655 (+200.255)

807 (+292)

462.637 (+262.305)

Bron: VREG, Rapport met betrekking tot het systeem van de groenestroomcertificaten voor de leveringen in het kalenderjaar 2005, 16 mei 2006.

Het aandeel aan groene stroom in de totale elektriciteitsbevoorrading van Vlaanderen is momenteel dus nog erg beperkt. Bovendien zijn er zeer veel installaties nodig om uiteindelijk een kleine bijdrage op te leveren. De vraag is echter wat er in de toekomst meer zal kunnen met groene stroom.

55

Het is in ieder geval duidelijk dat niet voor alle hernieuwbare energiebronnen een grote toekomst weggelegd is binnen Vlaanderen. Zo gebruiken waterkrachtcentrales stromend of neerstortend water om elektriciteit op te wekken. Je hebt dus een waterval of snelstromend water nodig om er een te kunnen bouwen. In de landen die waterkrachtcentrales kunnen zetten, is het een competitieve technologie die grote hoeveelheden groene stroom kan leveren aan een aantrekkelijke prijs. Maar dat is niet in alle landen een optie. In Vlaanderen zijn die mogelijkheden beperkt en is de hoeveelheid elektriciteit die opgewekt kan worden door waterkracht verwaarloosbaar. Uit een studie van de KU Leuven blijkt dat 8 MW het technisch maximum is.49 Bij golfslagenergie worden de hoogteverschillen die op zee veroorzaakt worden door golven gebruikt om elektriciteit mee op te wekken. Momenteel zit golfslagenergie echter nog in een experimentele fase. Het wordt nog niet zo veel gebruikt, omdat de kosten de baten nog niet overstijgen. In Schotland is er een kleine centrale (75kW) die werkt met golfslag. Denemarken test momenteel de bruikbaarheid van golfslagenergie. Ook dit is dus een optie die we in Vlaanderen voorlopig niet kunnen meenemen. Dit geldt overigens ook voor getijdenenergie, een techniek waarvan de mogelijkheden momenteel ook nog onderzocht worden. Ook de capaciteit van geothermische energie is beperkt. Die technologie gebruikt het temperatuurverschil tussen de aarde en waterreservoirs die diep in de aarde liggen om elektriciteit op te wekken. In Toscane bijvoorbeeld biedt geothermische energie een rendabel alternatief om elektriciteit mee op te wekken. Onder Toscane botsen de Euraziatische plaat en de Afrikaanse plaat. Het gevolg hiervan is dat er zich heel wat magma tegen de aardoppervlakte bevindt. Maar Vlaanderen beschikt niet over die hoge temperaturen in het aardoppervlak. Welke technologieën hebben in Vlaanderen dan wel voldoende potentieel? Vito formuleerde in een studie in 200550 een aantal prognoses voor het potentieel aan hernieuwbare energie en WKK tegen 2020 in Vlaanderen. Vito ging in de studie uit van twee scenario’s. Eén met een hoge groei (veel bijkomende vraag naar elektriciteit) en één met een lage groei (weinig bijkomende vraag naar elektriciteit). In het scenario met lage groei stijgt de vraag met 0,5% per jaar tot 2010, daarna stijgt de vraag verder met 0,4% per jaar tot 2020. In totaal stijgt de Vlaamse vraag dan met ongeveer 7% of 3,6 TWh tegen 2020. In het scenario met hoge groei zijn de percentages respectievelijk 1,7% tot 2010 en 1,3% tussen 2010 en 2020. In dit tweede scenario stijgt de Vlaamse vraag dan met ongeveer 26% of 12,8 TWh tegen 2020. Vervolgens plakt Vito hier verschillende beleidsopties op. De eerste optie gaat ervan uit dat het huidige beleid verder gezet wordt (Business As Usual). De tweede optie voorziet bijkomende maatregelen om hernieuwbare energie te ondersteunen (Proactief). 49) KU Leuven, Esat. 50) DEVRIENDT, N., DOOMS, G., LIEKENS, J., NIJS, W. en PELKMANS, L., Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020. Eindrapport, Oktober 2005.

56

Vito concludeert dat we in 2020 - weliswaar met overheidsmaatregelen - 9 à 15% van de elektriciteitsvraag kunnen opvangen met hernieuwbare energie. Hierbij werd ervan uitgegaan dat de vraag naar elektriciteit tussen 2004 en 2020 met maximum 25% zou stijgen. De haalbare groenestroomproductie in Vlaanderen zou dan tussen de 5,75 TWh (Business As Usual) en 9,85 TWh (Proactief) liggen. Tussen 2004 en 2020 zal de vraag echter groeien met minimaal 4,1 TWh en maximaal 14,8 TWh. In een scenario met een middelhoge tot hoge stijgende vraag naar elektriciteit is groene energie dus niet voldoende om zelfs maar de bijkomende vraag op te vangen. Laat staan dat groene energie in staat zou zijn om de sluiting van klassieke thermische of nucleaire centrales op te vangen. Jan Kretzschmar, onderzoeksdirecteur Vito: “Volgens mijn analyses zal, mits een proactief beleid, 15% van de elektriciteitsvoorziening in 2020 uit hernieuwbare bronnen komen en 25% uit WKK. Dat is te weinig om het verlies te compenseren.”51 Er is bovendien veel discussie of dit potentieel, zoals Vito het heeft berekend, wel volledig realiseerbaar zal zijn. Zo schat de CREG het totale Belgische potentieel aan hernieuwbare energie voor elektriciteitsproductie in op ongeveer 8,2 TWh. Vito kwam voor Vlaanderen op een maximum potentieel van 9,6 TWh. Dat potentieel ligt dus merkelijk hoger dan het potentieel dat de CREG berekende voor België. Opvallend is ook dat nergens in de Vito-studie het kostenplaatje wordt berekend. De capaciteitsfactor van hernieuwbare energiebronnen is overigens een ander kritisch aspect. Die ligt in het algemeen laag bij hernieuwbare energiebronnen. De capaciteitsfactor bepaalt hoeveel elektriciteit opgewekt kan worden met een bepaald geïnstalleerd vermogen over een bepaalde periode in de tijd. Er kan veel minder elektriciteit gemaakt worden bij een lage capaciteitsfactor, en veel meer met een hoge capaciteitsfactor. Zo zal een installatie van 1 MW met een capaciteitsfactor van 90% bijna 8 GWh per jaar produceren. Bij een capaciteitsfactor van 20% is dat slechts 1,6 GWh. Als een installatie met een capaciteitsfactor van 20% ook 8 GWh per jaar wil produceren, dan moet die installatie een geïnstalleerd vermogen hebben van 4,5 MW in plaats van 1 MW. De meeste hernieuwbare energiebronnen hebben echter een lage energiedichtheid en ook een lage capaciteitsfactor. Zo varieert de capaciteitsfactor voor windenergie op het land volgens de OESO tussen 17 en 38%. Als windenergie bijvoorbeeld 20% van de tijd ingezet kan worden, moet je door die lage capaciteitsfactor dus niet alleen meer windmolens installeren om dezelfde hoeveelheid elektriciteit op te kunnen wekken, maar moet je daarnaast dus ook extra reservecapaciteit voorzien om de windluwe periodes op te vangen. Voor windmolens op zee is dit tussen 40 en 45%. Voor zonne-energie variëren de capaciteitsfactoren tussen 8% (Tsjechië) en 24% (USA). Het gevolg is dat er - om groene stroom op te wekken - veel meer geïnvesteerd moet worden in capaciteit om eenzelfde hoeveelheid stroom aan te kunnen maken. 51) DRAULANS, D., Energie als wapen, Knack, 11 januari 2006.

57

En dus heeft Vlaanderen een bijkomend probleem wat betreft groene elektriciteit: plaatsgebrek. Jan Kretzschmar van Vito: “Alles wat op het vlak van de productie van energie hernieuwbaar is, zoals biomassa, zon en wind, is gebonden aan oppervlakte. Oppervlakte voor windmolens, zonnepanelen en koolzaadplantages bijvoorbeeld. En Vlaanderen is heel klein én dichtbevolkt.”52 Vlaanderen heeft ook niet het ideale klimaat om massaal te investeren in bijvoorbeeld zonne-energie. We hebben nu eenmaal niet zoveel zon als in de Sahara. Weging van groene elektriciteit volgens leveringszekerheid, prijs en milieuimpact Op lange termijn heeft groene elektriciteit een aantal voordelen voor de leveringszekerheid. De meeste hernieuwbare energiebronnen maken ons immers minder afhankelijk van de invoer van primaire energiedragers. Een van de uitzonderingen is biomassa. Op korte termijn ziet het plaatje er echter anders uit. Onze infrastructuur is er immers op gebouwd om elektriciteit te transporteren die wordt opgewekt in grote gecentraliseerde productie-eenheden. De aansluiting van meerdere gedecentraliseerde productie-eenheden vormt dan ook een extra uitdaging voor de netbeheerders. Een ander nadeel van groene elektriciteit op het vlak van leveringszekerheid kwam ook al aan bod in deel 1 (1.1 Elektriciteit is van levensbelang - Stroompannes). Stroompannes kunnen optreden als er grote hoeveelheden onaangekondigde stroom uit bijvoorbeeld windmolenparken door het net vloeien. Ook de capaciteitsfactor van hernieuwbare energiebronnen is een nadeel. Die factoren maken dat de leveringszekerheid in het gedrang komt. Bovendien is elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare bronnen niet rendabel. Zeker niet als je de kostprijs van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen vergelijkt met die van grootschalige thermische eenheden op fossiele brandstoffen of uranium. De prijzen voor windenergie op het land lopen volgens een OESO-rapport53 sterk uit elkaar. De capaciteitsfactor speelt daar vermoedelijk een grote rol in. De productiekosten variëren volgens het rapport tussen 50 $/MWh (Griekenland) en 144 $/MWh (Tsjechië). Het gemiddelde bedraagt 84 $/MWh. De kostprijs van elektriciteit uit een “klassieke” centrale ligt dus een stuk lager (zie ook 2.2 Optie 2: Fossiele brandstoffen). Zowat elk Europees land heeft dan ook een ondersteuningsmechanisme voor hernieuwbare energie. Zo heeft Vlaanderen gekozen voor een systeem van groenestroomcertificaten. Per MWh groene stroom krijgt de leverancier één certificaat. Voldoet de leverancier niet aan de verplichtingen, dan moet hij per ontbrekend certificaat een boete betalen van 125 €. De certificaten worden verhandeld aan ongeveer 106 €/certificaat. De extra prijs wordt door de leveranciers geheel of gedeeltelijk doorgerekend aan de klant. Sommige spelers bijvoorbeeld rekenen de meerkost door voor 75%. Als we dit percentage als uitgangspunt zouden nemen 52) DRAULANS, D., Energie als wapen, Knack, 11 januari 2006. 53) OESO, Projected costs of generating electricity, 2005 update.

58

- wat een conservatieve inschatting is - dan zal de totale kost van het systeem in Vlaanderen voor 2006 op 107 miljoen euro liggen. Minister van milieu Kris Peeters heeft de doelstelling voor groenestroomverplichtingen voor 2010 op 6% gelegd. In 2005 moest een doelstelling gehaald worden van 2,5%. In 2006 ligt de kostprijs per Vlaming per jaar op 18 euro, in 2010 zou dat oplopen tot 50 euro per Vlaming per jaar. In 2010 lopen de totale kosten daarmee op tot circa 300 miljoen euro. Op het vlak van leveringszekerheid, en zeker op het vlak van prijs, scoort groene elektriciteit dus niet goed. Qua milieu-impact is er minder discussie. Hernieuwbare energiebronnen stoten doorgaans geen CO2 uit. Zij kunnen dus een bijdrage leveren tot het halen van de Kyoto-doelstellingen. Spijtig genoeg moet ook wat dit betreft een belangrijke kanttekening gemaakt worden. Wegens de lage beschikbaarheid van sommige hernieuwbare energiebronnen moet er toch voorzien worden in voldoende extra capaciteit die snel opgestart kan worden. Het gevolg hiervan is dat het rendement van dat “reservevermogen” lager zal liggen, omdat ze in stand-bymodus gebruikt zal worden. Bij kleine hoeveelheden windenergie speelt dit geen grote rol, maar bij grotere hoeveelheden is deze invloed niet verwaarloosbaar. Hernieuwbare bronnen vervangen doorgaans bovendien de gasgestookte centrales - door de hoge gasprijzen - en niet de steenkoolcentrales. En het zijn net de steenkoolcentrales die de meeste CO2 uitstoten. Op dit moment dragen hernieuwbare energiebronnen wel degelijk bij aan het realiseren van de Kyoto-doelstellingen. Hun bijdrage is echter niet zo groot. Dat blijkt ook uit figuur 2.14. Figuur 2.14. Potentieel vermeden CO2 -emissies door hernieuwbare energie in Vlaanderen Jaar

Productie TWh

Vermeden CO2 Mton aan 400 kg CO2 /MWh

Vermeden CO2 Mton aan 600kg CO2 /MWh

2004

0.55

0,22

0,33

2005

0.97

0,39

0,58

2020 BAU

5,75

2,3

3,45

2020 PRO

9,85

3,94

5,91

Bron: Voka-berekeningen op basis van Vito-cijfers.

59

Hernieuwbare energiebronnen kunnen pas substantieel bijdragen aan het halen van de Kyoto-doelstellingen als er hoge percentages hernieuwbare energie gerealiseerd worden. Maar de prijs die we betalen voor de vermeden CO2 ligt hoog. Als we rekenen aan een kost van 94 €/MWh groene stroom kost het in 2004 tussen 137 euro (voor 600 kg CO2/MWh) en 235 euro (voor 400 kg CO2/MWh) per ton vermeden CO2. Dat is een veelvoud van de huidige marktprijzen voor CO2 op de internationale markt. Ook verbranding van biomassa heeft een niet geheel zuiver milieuvriendelijk effect. Op zich is de verbranding van biomassa CO2-neutraal. Maar het materiaal dat we nodig hebben voor de verbranding van biomassa, wordt wel getransporteerd. Die transportmiddelen verbruiken ook energie. Bovendien komen er bij de verbranding van biomassa ook andere polluenten vrij (zoals verzurende emissies, stof, …). Die polluenten moeten dan weer opgevangen worden met andere zuiveringstechnieken. Een volledige analyse van de CO2-keten bij biomassaproductie is nog een element van wetenschappelijk onderzoek. Het is niet zonder meer evident dat biomassa CO2-neutraal is. Groene elektriciteit: conclusie We kunnen bijkomende productiecapaciteit creëren door te investeren in groene elektriciteit. Aan het criterium voor leveringszekerheid beantwoordt groene elektriciteit niet volledig. De capaciteit van hernieuwbare bronnen is immers zeer beperkt, vooral omdat Vlaanderen klein, vlak en dicht bebouwd is. Hernieuwbare energiebronnen worden pas een echt waardevol alternatief als ze een hoge leveringszekerheid kunnen garanderen en tegen een redelijke prijs verkrijgbaar zijn. En net op die punten knelt de schoen. Het is niet realistisch om ervan uit te gaan dat groene energie de stijgende vraag naar elektriciteit zal kunnen opvangen. Er dan ook nog de oude centrales mee vervangen én de sluiting van de kerncentrales mee opvangen, kan niet. Gezien het belang van betaalbare en leveringszekere elektriciteit voor gezinnen en bedrijven – die bij uitbreiding het concurrentievermogen van onze bedrijven beïnvloedt – kan deze optie hoogstens een beperkte bijdrage leveren in de globale energievoorziening.

60

foto: Daniel Philippe (Airprint)

61

2.4 Optie 4: Kernenergie Er gaan steeds meer stemmen op om goed na te denken over de geplande uitstap uit kernenergie. De federale regering besliste in 2002 dat de Belgische kerncentrales na veertig jaar dienst dicht moeten. Doel 1 en 2 en Tihange 1 zullen moeten sluiten in 2015, Doel 3 in 2022, Tihange 2 in 2023, Doel 4 en Tihange 3 in 2025. De overheid besliste ook dat er geen nieuwe kerncentrales bijgebouwd mogen worden. De sluiting van de eerste centrales in 2015 komt behoorlijk dichtbij, zeker als je er rekening mee houdt dat de planning, vergunning en bouw van een nieuwe centrale (bijvoorbeeld op gas, maar zeker ook op steenkool) al snel vijf jaar (of meer, in het geval van steenkool) vergt. Er is vandaag bovendien nog geen beslissing genomen om zo’n nieuwe centrale te bouwen. De federale minister van Milieu wil tijdens deze legislatuur de beslissing rond de uitstap uit kernenergie evenwel in geen geval terugdraaien. De federale minister van Energie bestelde dan weer een studie over hoe we er tegen 2030 voorstaan op het vlak van energie. Hij wil daarin ook laten onderzoeken of de kernuitstap al dan niet haalbaar en wenselijk is. Productiecapaciteit Kernenergie is in de wereld het kleine broertje van kolen en gas. 39% van de elektrische energie wordt opgewekt via kolen, 19% via gas, 17% via kernenergie, 16% via hydro-energie, 8% via olie en 1% van de energie komt van alternatieve bronnen.54 In Europa werd in 2004 31% van de elektriciteit opgewekt door kernenergie. De spreiding onder de lidstaten is zeer verschillend: dat gaat van 80% elektriciteit uit kernenergie in Litouwen en Frankrijk tot 24% in Groot-Brittannië.55 In 11 van de 25 EU-landen zijn er helemaal geen kerncentrales: Cyprus, Denemarken, Estland, Griekenland, Ierland, Letland, Luxemburg, Malta, Polen, Portugal en Oostenrijk.56 Wereldwijd wordt er volop geïnvesteerd in nieuwe kerncentrales. Vandaag zijn er 441 kernreactoren actief, worden er 27 nieuwe kernreactoren gebouwd en worden er nog 38 reactoren gepland of besteld.57 De Verenigde Staten willen tegen eind 2010 nieuwe kerncentrales bouwen om minder afhankelijk te zijn van import uit het buitenland.58 Momenteel leveren honderd kerncentrales er ongeveer 20% van de elektriciteit. China, dat nu 74% van zijn elektriciteit opwekt met kolen en 1,6% uit kernenergie, wil tegen 2020 4% van zijn elektriciteit uit kernenergie halen.59 Ook in de rest van Azië en in Canada zijn er plannen voor nieuwe kerncentrales.

54) VRANKEN, F., Uranium, het radioactieve goud, De Tijd, 9 januari 2006. 55) FROGATT, A. en SCHNEIDER, M., The World Nuclear Industry, Status Report 2004, December 2004. 56) Wereld telt 450 kernreactoren, De Standaard, 12 januari 2006. 57) WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, www.world-nuclear.org, cijfers van maart 2006. 58) Bush bepleit bouw nieuwe kerncentrales, De Tijd, 22 februari 2006. 59) VRANKEN, F., Uranium, het radioactieve goud, De Tijd, 9 januari 2006.

62

Europa is het enige continent dat nagenoeg geen plannen heeft om nieuwe kerncentrales bij te bouwen en blijft daarmee achter op de rest van de wereld. De uitzonderingen op de regel zijn de Fransen en de Finnen. Finland bouwt momenteel een nieuwe kerncentrale. Frankrijk is altijd al fervent voorstander geweest van kernenergie. Nu al produceren 58 kerncentrales 78% van de elektriciteit in Frankrijk. Begin 2006 kondigde de Franse president Jacques Chirac bovendien aan dat hij de opdracht had gegeven aan de Franse atoomenergiecommissie om te onderzoeken of Frankrijk een kerncentrale van de vierde generatie nodig heeft.60 Na een publiek debat werd in april een rapport gepubliceerd. Op basis van dat rapport werd er beslist om met het bouwproject voor de reactor in Flamanville61 door te gaan. De centrale is gepland tegen 2012 en zal ongeveer 3,3 miljard euro kosten (prijzen 2005). Verwacht wordt dat de elektriciteit gemaakt zal kunnen worden aan een productiekost van 46 €/MWh. Langzaam maar zeker kentert de tegenkanting tegen kernenergie over heel Europa. Zwitserland besliste onlangs om niet te stoppen met kernenergie. Ook in Nederland werd de beslissing teruggedraaid om uit kernenergie te stappen. Eén kerncentrale levert er momenteel 5% van de elektriciteit.62 De regering besliste om de kerncentrale in het Zeeuwse Borssele open te houden tot in 2033. Bovendien wordt er in het Noord-Hollandse Petten een nieuwe kernreactor gebouwd voor onderzoek. Ook de Britse premier is er voorstander van om kerncentrales van de nieuwe generatie te bouwen die de oude kunnen vervangen.63 In Duitsland heerst er grote twijfel over het kernenergiedebat. Momenteel wordt 28% van de elektriciteit in Duitsland opgewekt met kernenergie. De regering besliste er om tegen 2020 de laatste kerncentrale te sluiten, maar er klinken steeds meer stemmen om die beslissing terug te draaien.64 Een kentermoment was een alarmerend rapport dat verscheen in november 2005. Uit het rapport bleek dat als kernenergie vervangen zou moeten worden door andere, conventionele krachtbronnen, dat er dan een jaarlijkse stijging zou zijn van de CO2-uitstoot van tussen de 100 en 120 miljoen ton. Alternatieve energiebronnen zouden die hogere CO2-uitstoot niet kunnen compenseren, zo concludeerde het rapport.65 Zonder kernenergie, redeneren de Duitsers, halen we de Kyoto-doelstellingen niet. Voor ons land heeft de uitstap uit kernenergie sowieso gevolgen voor de productiecapaciteit. Die neemt dan immers af met de helft, terwijl we zoveel meer productiecapaciteit nodig hebben om aan de stijgende vraag naar elektriciteit te kunnen voldoen. Uit een studie van Electrabel blijkt daarnaast ook dat een 60) Euratom herboren, Financieel Dagblad, 12 januari 2006. 61) 1.600 MW EPR European Pressurized Water Reactor. 62) FROGATT, A. en SCHNEIDER, M., The World Nuclear Industry, Status Report 2004, December 2004. 63) Blair voorstander van bouw nieuwe centrales, De Standaard, 18 mei 2006. 64) Kernenergie splijtzwam op Duitse energietop, Financieel Dagblad, 4 april 2006. 65) MUNCHAU, W., EU kan niet zonder kernenergie, NRC Handelsblad, 9 januari 2006.

63

uitstap ervoor zal zorgen dat de emissies van CO2 afkomstig uit de productie van elektriciteit minstens zullen verdubbelen in ons land. In een optimistisch scenario nemen ze jaarlijks toe van 18,9 miljoen ton tot 36,8 miljoen ton. In een realistisch scenario nemen ze maar liefst toe tot 55,7 miljoen ton. De totale CO2-emissies van België zullen dus toenemen met 12% in een optimistisch scenario en tot 25% in een realistisch scenario.66 Meer dan de helft (63%) van de elektriciteitscentrales zou moeten draaien op gas bij een uitstap uit kernenergie.67 Dat heeft dan weer gevolgen voor de leveringszekerheid van elektriciteit (zie ook 2.2 Optie 2. Fossiele brandstoffen). Ook de basisprijs van elektriciteit kan daardoor stijgen: de productie in gasgestookte centrales is immers duurder dan die in kerncentrales. Uit een studie van McKinsey68 blijkt dan ook dat de elektriciteitsprijzen voor burgers en bedrijven bij een uitstap uit kernenergie tegen 2010 met 15% zouden toenemen, en tegen 2015 met 60%. Proost en Van Regemorter69 onderzochten hoe België het beste zijn Kyoto-doelstellingen kan halen. In hun scenario hielden ze rekening met de emissiereductie van 7,5% tegen 2010 en 15% tegen 2030. Tot 2010 zijn de kosten beperkt, maar na 2010 nemen ze scherp toe. Als we een CO2-emissiereductie willen halen van 15%, dan bedraagt de economische kost 3,4% als de nucleaire optie niet toegelaten is. Als de nucleaire optie wel toegelaten is, dan bedraagt de economische kost slechts 1,1%. Tussen de twee opties is er dus een verschil van 2,3% van het bbp of anderhalve keer de gemiddelde groei van het bbp van de laatste jaren. Intussen staat de technologie niet stil en wordt het ontwerp van nucleaire reactoren steeds verder verbeterd. Voorbeelden van de nieuwste types kerncentrales zijn de kerncentrales van de derde en vierde generatie en de Hoge Temperatuur Reactor. De kerncentrale van de derde generatie is een verdere evolutie van de drukwaterreactor (PWR), het reactortype dat nu al in Europa gebruikt wordt. De reactor wordt ook wel European Pressurized-Water Reactor of EPR genoemd. De Finnen en Fransen bouwen zo’n type kerncentrale. Dit type reactor is veiliger, verbruikt minder splijtstof, produceert minder afval, draait langer zonder onderhoud en heeft een levensduur van zestig jaar. De kerncentrale van de vierde generatie produceert nog minder afval en recycleert het uranium en afvalcomponenten als plutonium waardoor het afval minder lang opgeslagen moet worden. Nog een ander nieuwe type kerncentrale is de Hoge Temperatuur Reactor (HTR). In deze reactor kan het splijtstof niet smelten en heeft het dus geen noodkoeling nodig. Dat maakt dat de HTR inherent veilig is. Zuid-Afrika heeft een prototype van deze reactor besteld.

66) Cijfers overgenomen uit een presentatie van Electrabel bij Fedichem, januari 2006. 67) Cijfers overgenomen uit een presentatie van Electrabel bij Fedichem, januari 2006. 68) McKINSEY, Energievoorziening in Vlaanderen, Voorstelling voor de Commissie voor Openbare werken, Mobiliteit en Energie in het Vlaams parlement, 26 april 2005. 69) PROOST, S. en VAN REGEMORTER, D., KU Leuven, Working paper n° 9, How to achieve the Kyoto target in Belgium, 2000.

64

Weging van kernenergie volgens leveringszekerheid, prijs en milieu-impact Uranium is de grondstof die aan de basis ligt van kernenergie. Uraniumkernen die worden bestraald met neutronen, geven hitte af. De hitte die vrijkomt, wordt gebruikt om een stoom- of gasturbine te laten draaien. Die turbine laat op zijn beurt een generator draaien. Zonder de grondstof uranium is het onmogelijk om kernenergie op te wekken. Vraag is dus of en waar er voldoende uranium aanwezig is om de stijgende energiebehoeften te dekken. Specialisten beweren dat er voldoende uranium voorhanden is om te voorzien in de energiebehoeften op lange termijn. Dit in tegenstelling tot de argumenten van tegenstanders van kernenergie, die beweren dat we nog maar 25 jaar verder kunnen met uranium en kernenergie dus sowieso een eindig verhaal is. Dat getal slaat echter op de hoeveelheid uranium uit bewezen, bemonsterde voorraden dat goedkoop te winnen is voor minder dan 40 dollar per kilo.70 Ook de voorraad uranium tot 80 dollar per kilo is niet oneindig. Maar uranium van meer dan 80 dollar per kilo is er voldoende. Tim van der Hagen, hoogleraar bij de sectie reactorfysica van de universiteit in het Nederlandse Delft: “Als je bereid bent het dubbele te betalen, dan is er al tien keer meer uranium beschikbaar, bij huidig gebruik voor 500 jaar.”71 En die termijn kan nog verder uitgerekt worden, als uranium efficiënter gebruikt wordt. In de nieuwe generaties kerncentrales kan er tot zestig maal meer energie uit uranium worden gehaald dan via de conventionele centrales. Van der Hagen voorspelt dat daarmee de behoefte aan uranium voor de komende 50.000 jaar gedekt zou zijn. Bovendien hebben de Japanners intussen ontdekt dat je ook uranium kan halen uit zeewater. Van der Hagen: “De kosten bedragen dan weliswaar 450 dollar per kilogram, maar gekoppeld aan de energie die het oplevert, is dat nog altijd stukken goedkoper dan windenergie.” De grondstof zelf is echter nauwelijks te vinden in Europa. Dat betekent dat we ook voor kernenergie afhankelijk zijn van andere landen. Het grote voordeel is wel dat uranium geïmporteerd kan worden uit geopolitiek stabiele regio’s (zie Figuur 2.15).

70) KNIP, K., En weer wordt het niks, NRC Handelsblad, 11 en 12 maart 2006. 71) DAGGERS, J., Kernenergie: de emotie voorbij, Forum, 9 maart 2006.

65

Figuur 2.15. Uranium-bronnen in 2005 800 RAR recoverable in range US $40 - $80 / kg U

700

RAR recoverable at < US $40 / kg U

Thousand tonnes U

600 500 400 300 200

Uzbekistan

Brazil

United States

Niger

Russian Fed.

Namibia

South Afrika

Canada

Kazakhstan

0

Australia

100

Bron: WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, Supply of Uranium. September 2005.

Uit figuur 2.15 blijkt dat Australië en Canada de grootste leveranciers zijn van uranium tot 40 dollar per kilo. Uranium tussen 40 en 80 dollar per kilo komt voornamelijk uit Kazakhstan, Zuid-Afrika, Namibië en de Verenigde Staten. Gevolg is dat we voor de import van uranium uit veel meer leveranciers kunnen kiezen dan bij de import van olie of gas. De leveringszekerheid van uranium als grondstof is dus relatief groter. Uranium is als grondstof op zeer lange termijn nog voldoende in voorraad en het kan geïmporteerd worden uit geopolitiek stabiele regio’s. Ook op het vlak van kortermijnleveringszekerheid biedt kernenergie duidelijke voordelen. De energiedichtheid is immers zeer groot. Zo levert 1 kg reactor fuel UO2 maar liefst 3.400 GJ thermische energie of 325 MWh elektriciteit. Door deze hoge energiedichtheid kan de brandstof gemakkelijk voor meerdere jaren opgeslagen worden, zelfs binnen de bestaande nucleaire centrales. Kernenergie heeft van alle energiebronnen wel de hoogste investeringskost. Deze investeringskost ligt tussen de 1.500 en 2.000 $/kWe. Toch wijzen studies uit dat die hoge investeringskost verantwoord is, zolang de olieprijs per vat boven de 28 dollar

66

blijft.72 Aangezien analisten de prijs per vat niet zien dalen beneden de 45 dollar, blijft kernenergie een concurrentiële manier om elektriciteit op te wekken. Kerncentrales hebben immers een lange levensduur en de laagste productiekosten per eenheid elektriciteit. Dat laatste blijkt uit cijfers van Resource Data International.73 In 2002 was de productieprijs voor kernenergie per kWh 1,71 dollarcent. Voor kolen lag die prijs op 1,85 dollarcent, voor gas op 4,06 en voor olie op 4,41 dollarcent. In 2002 lagen de prijzen van gas en olie bovendien nog op een zeer laag niveau. Een belangrijk aspect voor de kostprijs van kernenergie is de lage gevoeligheid voor een stijging van de brandstofprijzen. Uit figuur 2.16 blijkt dat als de brandstofkosten voor een nucleaire centrale - voor een nucleaire centrale is uranium de brandstof - met 50% stijgen, de productiekost slechts met 25% stijgt. Ter vergelijking: voor kolen is dit meer dan 30% en voor gas meer dan 35%. Dat betekent dat de investeerder met een relatief grote waarschijnlijkheid de productiekosten voor de ganse levensduur van de installatie kan inschatten. Dat is veel moeilijker om te doen met fossiele brandstoffen. Figuur 2.16. De impact van brandstofkosten op de productiekosten (Finland, begin 2000) 40 Gas

35 30

Coal

25

Nuclear

20 15 -25%

Base Case

+25%

+50%

Percentage change in fuel cost Bron: WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, The Economics of Nuclear Power, april 2006.

72) VRANKEN, F., Uranium, het radioactieve goud, De Tijd, 9 januari 2006. 73) VRANKEN, F., Uranium, het radioactieve goud, De Tijd, 9 januari 2006.

67

Nucleaire ongevallen zijn het belangrijkste risico dat we lopen met kerncentrales. De veiligheid van de centrales moet dan ook absoluut gewaarborgd worden. De nieuwste types kerncentrales zijn nog veiliger dan de centrales van de voorgaande generaties. Ze zijn beveiligd tegen alles wat er mogelijk kan misgaan met kernenergie. Ongevallen als in Tsjernobyl zijn uitgesloten in de types centrales die in Europa worden gebruikt. Maar de veiligheid van een kerncentrale gaat verder dan het voorkomen van een menselijke fout of een fout in de constructie. Kerncentrales zijn immers mogelijke doelwitten voor aanslagen en het nucleair materiaal zou gebruikt kunnen worden voor minder nobele doeleinden. Daarom zijn kerncentrales ook beveiligd tegen een terroristische aanslag. Ze kunnen niet alleen aardbevingen en overstromingen doorstaan, maar ook neerstortende vliegtuigen. Kerncentrales kunnen bovendien een positieve bijdrage leveren aan het milieu. Kernenergie heeft vrijwel geen CO2-uitstoot. Berekeningen in Zweden, Finland en Japan geven emissies tussen de 6 en 22 kg CO2/MWh. Deze emissies worden veroorzaakt door de winning, het transport en de aanmaak van de reactorbrandstoffen. Het is hoe dan ook veruit de goedkoopste manier om de broeikasgasemissies te reduceren. Er is immers geen meerkost ten opzichte van de andere productietechnologieën voor elektriciteit. Indien bijvoorbeeld kernenergie met een factor 10 zou uitbreiden, dan kan 20% van de cumulatieve CO2-emissies van de periode 2000-2075 vermeden worden. De jaarlijkse emissies in 2075 zouden dan 30% lager liggen.74 Daarvoor is wel een combinatie nodig van koolstofverwijdering uit fossiele brandstoffen, de massale ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen en maatregelen op het vlak van energie-efficiëntie. 75 Kernenergie produceert kernafval. Dat afval moet uiteraard met de nodige omzichtigheid worden behandeld. Het moet veilig en verantwoord opgeslagen worden. De technische oplossingen hiervoor zijn voorhanden. Het afval kan tienduizenden jaren lang onder de grond worden bewaard, in zoutlagen of in diepe kleilagen. Van der Hagen: “Daarmee is het volledig en voorgoed afgesloten van de samenleving, zonder dat de komende generaties zich daar nog zorgen over moeten maken.”76 Over echt grote hopen kernafval gaat het in ieder geval niet. Wetenschappers schatten de hoeveelheid langdurig radioactief afval in op een dobbelsteen per persoon per jaar. En in dat geval gaat men uit van de hypothese dat alle elektriciteit uit kernenergie komt. Van der Hagen: “Zelfs in dat onvoorstelbare geval zou iedereen aan het einde van zijn leven niet meer dan een tennisballetje afval meenemen in zijn graf.”77 De hoeveelheid hoog radioactief afval kan geschat worden op jaarlijks 25 tot 30 ton/1.000 MW geïnstalleerd vermogen. In België is er ongeveer 5.700 MW geïnstalleerd nucleair vermogen. Dat komt neer op ongeveer 15 gram 74) ENERGY ONDERZOEKSCENTRUM NEDERLAND, ECN, The Contribution of Nuclear Energy to a Sustainable Energy System, maart 2006. 75) ENERGY ONDERZOEKSCENTRUM NEDERLAND, ECN, The Contribution of Nuclear Energy to a Sustainable Energy System, maart 2006. 76) DAGGERS, J., Kernenergie: de emotie voorbij, Forum, 9 maart 2006. 77) DAGGERS, J., Kernenergie: de emotie voorbij, Forum, 9 maart 2006.

68

per inwoner per jaar.78 Het al dan niet stoppen met kernenergie heeft uiteraard een impact op de hoeveelheid nucleair afval. Maar ook als we uit kernenergie stappen, moet sowieso een beslissing genomen worden voor de definitieve berging van het radioactief afval. Dat afval wordt niet enkel geproduceerd door kerncentrales, maar ook door talrijke andere toepassingen. Ook de medische wereld en de industrie genereren radioactief afval. De uitstoot van radioactieve straling is overigens heel miniem. De commissieAmpère berekende dat er nagenoeg geen impact is op de volksgezondheid. Met een jaarlijkse gemiddelde dosis van 3 mSv (mili sieverts), waarvan 80% toe te schrijven is aan de natuurlijke straling, bedraagt de jaarlijkse radioactieve straling waar de Belgische bevolking aan blootgesteld wordt, minder dan 1%. Kernenergie: conclusie Tim van der Hagen: “We staan voor de keuze tussen een energietekort, een klimaatverandering, of radioactief afval.”79 Het is best mogelijk dat we ons binnen vijftig jaar niet meer moeten buigen over het al dan niet openhouden van kerncentrales. Tegen dan hebben we wellicht nieuwe technologieën ontwikkeld die kerncentrales overbodig maken. Op dit moment hebben we echter een overbrugging nodig, in afwachting van de nieuwe technologische ontwikkelingen. Anders kan er geen leveringszekerheid geboden worden. Kernenergie is dus niet het antwoord op al onze energieproblemen, maar wel een deel van de oplossing. Dat geldt zeker op korte termijn. Kernenergie heeft lagere productiekosten per kilowattuur, en kan er mee voor zorgen dat we de Kyotodoelstellingen halen. Een kernuitstap zou ervoor zorgen dat we in 2019 een stijging van 28% hebben van onze CO2-emissies. Met kernenergie zouden we tijd kunnen winnen om duurzame energiebronnen echt van de grond te krijgen. De grondstof die nodig is om kernenergie op te wekken kan bovendien geïmporteerd worden uit geopolitiek meer stabiele regio’s. Kernafval is evenwel geen probleem waar licht over gegaan mag worden, er moet verder gewerkt worden aan een goede beslissing voor de berging van het nucleaire afval.

78) Voka-berekeningen op basis van cijfers van World nuclear organisation. 79) DAGGERS, J., Kernenergie: de emotie voorbij, Forum, 9 maart 2006.

69

2.5 Conclusie: Energiemix Elektriciteit is een mooi product. Dit land beschikt over de juiste kennis en kunde over elektriciteit, we hebben de nodige expertise. En het is - gezien de stijgende vraag naar elektriciteit wereldwijd - ook een interessant product. Het probleem nu is dat we - enkel en alleen om te voldoen aan de toenemende vraag 33,7 TWh extra elektriciteit nodig hebben tegen 2030. Als ook de kerncentrales zoals gepland worden gesloten, dan wordt dat 79 TWh. Bovendien zorgen de geopolitieke schommelingen ervoor dat de leveringszekerheid - en daarmee een competitieve marktprijs - in het gedrang komt. De enige echte optie die we hebben is daarom dat we moeten investeren in alle energiebronnen, van welk type dan ook. Enkel als we een portfolio hebben van voldoende gediversifieerde dragers, zijn we er zeker van dat onze gezinnen en bedrijven ook in de toekomst continu elektriciteit zullen hebben. De enige juiste conclusie die we uit deel 1 en deel 2 kunnen trekken is dan ook dat we moeten inzetten op een goede energiemix. Dat betekent dat we niet mogen inzetten op één technologie, we mogen geen enkele technologie uitsluiten, maar we moeten de sterke punten van alle technologieën gebruiken om zo een optimale energiemix te verkrijgen die hoog scoort op de punten leveringszekerheid, prijs en milieu-impact. Hernieuwbare energie kunnen we inzetten voor een beter effect op het milieu, maar hernieuwbare energiebronnen zijn momenteel nog steeds duurder dan fossiele brandstoffen. Kernenergie kan een positieve bijdrage leveren aan het halen van de Kyoto-doelstellingen. Kernenergie en steenkool kunnen we inzetten voor leveringszekerheid en voor de prijs. Andere fossiele brandstoffen - met name aardgas - maken de mix compleet. Kolen en gas hebben elk hun specifieke eigenschappen. Met gasgestookte centrales kunnen we bijvoorbeeld snel inspelen op een wisselende vraag. Aardgas is daarnaast ook belangrijk voor WKK-installaties bij bedrijven en in de dienstensector. Met de huidige wetgeving kunnen we echter op middellange termijn niet meer rekenen op kernenergie, en dat is een probleem. Vandaag staan de kerncentrales in voor maar liefst 57,6% van de elektriciteitsproductie in België. Bij een sluiting van die centrales zal dus meer dan de helft van het huidige productiepark vervangen moeten worden door andere centrales. Doel 1 en 2 en Tihange 1 leveren vandaag samen 15,8 TWh. Bij een sluiting van die centrales in 2015 zal die capaciteit tegen dan dus door andere, nieuwe centrales geleverd moeten worden. Doel 3 en 4 en Tihange 2 en 3 zijn samen goed voor 29,5 TWh. We zouden de nodige elektriciteit kunnen invoeren uit het buitenland. De elektriciteit die we dan zouden invoeren, zou grotendeels opgewekt worden met kernenergie. Dat is dus de kop in het zand steken: zelf geen nucleaire centrales willen, maar

70

wel elektriciteit van kerncentrales uit Frankrijk invoeren. Bovendien tonen de voorbeelden aan dat landen die sterk afhankelijk zijn van de import van elektriciteit vaak de hoogste prijzen hebben en gevoeliger zijn voor stroompannes. Zowel op het vlak van leveringszekerheid, competitieve prijzen als op het vlak van milieu-impact is een grote importafhankelijkheid geen goede optie. Als de overheid nu kiest voor de juiste weg, wordt ons land al op zijn minst zelfbedruipend in zijn elektriciteitsproductie. Op termijn zou een mogelijk effect zelfs kunnen we zijn dat we terug in staat zijn om elektriciteit te exporteren. Dat houdt in dat kernenergie zeker in die energiemix van de toekomst moet zitten. Als we bovendien de toekomstige klimaatdoelstellingen op een kostenefficiënte manier willen realiseren, dan zullen we gelijktijdig moeten inzetten op kernenergie, hernieuwbare energiebronnen en het verhogen van de energie-efficiëntie. In het volgende deel overlopen we de overheidsmaatregelen die nodig zijn om die energiemix te realiseren. De energiemix wordt daarnaast in een breder kader geplaatst. We moeten er immers niet alleen voor zorgen dat we voldoende productiecapaciteit hebben in België, maar we moeten die capaciteit tevens benutten om het hart te worden van een transeuropees elektriciteitsnetwerk. Dat levert competitieve prijzen op én jobs en kan op termijn een nieuwe groeipool voor Vlaanderen worden.

71

72

We moeten zorgen dat er voldoende elektriciteit is in België en tegelijkertijd de ambitie hebben om het hart te worden van een transeuropees elektriciteitsnetwerk. Dat zorgt voor leveringszekerheid, een competitieve prijs en levert bovendien jobs op. We hebben al heel wat troeven in handen om deze dubbele doelstelling waar te maken, maar we missen er nog een aantal belangrijke: een stabiel en rechtszeker investeringskader, een degelijk beleid voor de uitbouw en het beheer van ons elektriciteitsnet en een goed werkende Europese elektriciteitsmarkt.

Deel 1. Elektriciteit voor bedrijven en burgers Deel 2. Opties voor de toekomst

4 32

Deel 3. Beleidsvoorstellen

3.1 Een stabiel en rechtszeker investeringskader

74

3.2 Uitbouw en beheer van het elektriciteitsnet Goede en coherente regelgeving en beheer Investeren in de netten

80 80 83

3.3 Voorbereiding op een Europese elektriciteitsmarkt Transeuropees netwerk Sterke Europese regulator Europese marktwerking Heffingen mogen geen nadeel zijn Het Fins model: een consortium

86 86 87 88 93

Deel 4. Bijlagen

96

90

73

Onze burgers en bedrijven zijn sterk afhankelijk van elektriciteit. We moeten er alles aan doen om de leveringszekerheid ervan te garanderen. Dat kan in de eerste plaats door te zorgen voor voldoende productiecapaciteit in België. Maar tegelijkertijd moeten we de ambitie hebben om het hart te worden van een transeuropees elektriciteitsnetwerk. Dat is immers de beste garantie dat de Europese markt volop kan spelen in Vlaanderen en België, wat ons dan weer verzekert van competitieve prijzen. Nieuwe elektriciteitscentrales en een centrale plaats in het Europees hoogspanningsnet zorgen bovendien voor een bijkomend belangrijk voordeel: ze leveren jobs op en creëren welvaart. Centrales moeten immers gebouwd en bemand worden, net zoals hoogspanningskabels getrokken, onderhouden en beheerd moeten worden. Vandaag hebben we al heel wat troeven in handen om deze dubbele doelstelling waar te maken. Zo beschikken we met de terminal in Zeebrugge over een Europese gashub en kunnen we kolen en biomassa via onze zeehavens snel tot bij centrales in het binnenland aanvoeren. Ook de combinatie van onze nucleaire expertise en de aanwezigheid van voldoende koelwater voor kerncentrales betekent een enorme troef. Bovendien beschikken we over een degelijk hoogspanningsnet, dat ons in Europa nu al op de derde plaats qua interconnectiviteit met andere landen zet. Toch missen we nog een aantal belangrijke troeven, zoals een stabiel en rechtszeker investeringskader - voor energie in het algemeen en elektriciteit in het bijzonder - en een degelijk beleid voor de uitbouw en het beheer van ons elektriciteitsnet. Bovendien zijn er nog heel wat andere maatregelen nodig die onze elektriciteitsmarkt klaarmaken voor een Europese markt.

74

3.1 Een stabiel en rechtszeker investeringskader Om tegemoet te komen aan de stijgende vraag naar elektriciteit, zal er meer elektriciteit geproduceerd moeten worden. Dat is nodig, ook als we erg zuinig omspringen met elektriciteit. Dat betekent dat we meer moeten investeren in de bestaande elektriciteitscentrales om de efficiëntie ervan verder te verhogen en ze aan te passen aan de nieuwe milieunormen. Doen we dat niet, dan kunnen we zelfs het huidige brutoverbruik van 89 TWh80 niet meer aan. De bestaande centrales moeten immers voortdurend onderhouden of gemoderniseerd worden. Dat vraag echter financiële inspanningen. Naast investeren in de bestaande elektriciteitscentrales, moeten we echter ook nieuwe centrales bijbouwen. Ook die zijn nodig om de stijgende vraag naar elektriciteit op te vangen. Zo moeten we tegen 2010 minimum 10 TWh meer elektriciteit produceren dan in 2000. Bovendien moeten we tegelijkertijd de stroomproductie die we verliezen wanneer een ‘oude’ centrale sluit, meteen weer opvangen met stroomproductie in nieuwe centrales. Enkel met de combinatie van investeren in bestaande en nieuwe productie-eenheden kan de kortetermijnleveringszekerheid gewaarborgd blijven (geen black-outs). Op langere termijn kunnen deze nieuwe investeringen ervoor zorgen dat België terug evolueert van een netto-importeur van elektriciteit naar een netto-exporteur. Investeerders zijn hiertoe echter enkel bereid als de randvoorwaarden om te investeren goed zijn. Heel wat van die voorwaarden lopen gelijk met de voorwaarden die ook bij andere investeringen belangrijk zijn: administratieve eenvoud, korte doorlooptijden voor vergunningen, een aantrekkelijk fiscaal beleid, … Maar er zijn ook een aantal belangrijke voorwaarden die specifiek voor de elektriciteitssector gelden. Zo moet de overheid duidelijke keuzes maken in hoe ze investeerders ertoe aanzet om te investeren in elektriciteitsproductie met een brede mix aan primaire energiebronnen. Dat is immers de beste waarborg om de leveringszekerheid, een competitieve prijs en de milieuvoorwaarden te realiseren. Een stabiel en rechtszeker investeringskader op lange termijn is daarnaast vooral belangrijk omdat het lang duurt vooraleer een investering in een elektriciteitscentrale wordt terugverdiend. Enkel met stabiele en rechtszekere garanties op lange termijn is de investeerder er immers zeker van dat hij zijn investering ook zal kunnen terugverdienen, en voldoende winst zal kunnen maken voor zijn aandeelhouders en nieuwe projecten. De allocatie van emissierechten aan nieuwe investeringen is hier een voorbeeld van.

80) De leveringen van de elektriciteitsproducenten in 2000 bedroegen ongeveer 77,5 TWh. Hierop werden de modelberekeningen gebaseerd. Het huidige brutoverbruik ligt al rond 88 TWh. Dit zijn de leveringen vermeerderd met de netverliezen en de productie van zelfproducenten.

75

Nu maakt de overheid geen duidelijke keuzes. Zo zet ze bijvoorbeeld doelstellingen op het vlak van windenergie, maar ze remt investeringen af. Zo werd in 2005 maar liefst 80% van de vergunningen voor windmolens in Oost-Vlaanderen geweigerd door de gemeenten.81 SPE zegt daarover: “Momenteel is het wetgevende kader niet stabiel genoeg voor een aantrekkelijk investeringsklimaat. We krijgen bij wijze van spreken dagelijks te maken met gewijzigde regels en dat creëert een grote rechtsonzekerheid. Een voorbeeld: de Vlaamse overheid doet openbare aanbestedingen voor de bouw van waterkrachtcentrales op de Schelde of windmolens op de parkings langs de Vlaamse autostrades en in de haven van Zeebrugge. Daarbij ontbreekt echter een goede afstemming met de instanties die de vergunningen moeten uitreiken. Het kan dus gebeuren dat je de concessie voor een windmolen toegekend krijgt door de Vlaamse overheid, maar geen vergunning krijgt voor de bouw. Grote Europese spelers worden in België, uiteindelijk toch maar een kleine markt, geconfronteerd met vier verschillende regelgevingen: Vlaams, Waals, Brussels en federaal. Niet moeilijk dat zij afgeschrikt worden.”82 Een ander voorbeeld van een instabiel investeringskader is de beslissing om uit kernenergie te stappen. Bij de oorspronkelijke beslissing in 2003 werd vooral rekening gehouden met bepaalde milieuargumenten (zoals het radioactief afval). Maar met andere milieuaspecten werd dan weer geen rekening gehouden. Zo stoten kerncentrales, in tegenstelling tot bijvoorbeeld gascentrales, vrijwel geen CO2 uit. Ze kunnen dus een belangrijke rol spelen in het halen van de Kyoto-doelstellingen. Bij de beslissing tot uitstap werd ook geen rekening gehouden met de leveringszekerheid van elektriciteit, ondanks onze grote economische afhankelijkheid van elektriciteit en de uitzonderlijk hoge globale energieafhankelijkheid van ons land. Daarom staat de beslissing tot uitstap nu opnieuw ter discussie. Nu worden argumenten zoals de leveringszekerheid en de CO2-uitstoot wel meegenomen, en dat is zonder meer positief. Niettemin is er nu heel wat (ook wettelijke) onzekerheid gecreëerd, die perfect vermeden had kunnen worden. De overheid moet er in haar beleid dan ook duidelijk voor kiezen om een productiepark mogelijk te maken dat draait op een brede mix aan primaire energiebronnen. Die brede mix - zonder uitsluiting van om het even welke productiemethode - is nodig tot er alternatieven zijn waarvan vaststaat dat ze de huidige en toekomstige vraag naar elektriciteit volledig kunnen dekken tegen een aantrekkelijke prijs. Belangrijk daarbij is dat er voldoende aandacht gaat naar investeringen in elektriciteitscentrales die niet zo afhankelijk zijn van steeds duurder wordende grondstoffen uit instabiele landen. Het gaat concreet over nucleaire centrales, steenkoolcentrales en centrales die werken op hernieuwbare energie (zoals wind, biomassa, …).

81) VAN HOLEN, G., Vlaanderen vergunt weinig windturbines, De Morgen, 24 april 2006. 82) GRIETEN, E., Vrijheid, blijheid?, snelbericht, 18 april 2005.

76

Een ander belangrijk aspect dat meespeelt bij het aanmoedigen van investeringen in nieuwe centrales zijn de Kyoto-doelstellingen (en de te verwachten nog strengere post-Kyoto-doelstellingen) die Vlaanderen en België moeten halen op het vlak van CO2-reductie. In dit geval zijn centrales met een lage CO2-uitstoot dan ook aangewezen: nucleaire centrales (vrijwel geen CO2-uitstoot), centrales die werken op hernieuwbare energie (geen CO2-uitstoot), en in mindere mate ook warmtekrachtkoppeling en STEG-centrales (400g CO2-uitstoot per kWh). De overheid moet een stabiel en rechtszeker investeringskader verankeren in haar wetgeving. Geen enkele investeerder zal immers projecten financieren als het risico bestaat dat het wetgevend kader geregeld verandert. Veranderende wetgeving zorgt immers voor andere voorwaarden, en heeft dus een rechtstreekse invloed op de rendabiliteit van investeringsprojecten. Wat moet er gebeuren? Investeringen in bestaande en nieuwe productiecapaciteit zijn nodig om de stijgende vraag naar elektriciteit aan te kunnen. Dat vergt de ontwikkeling van een langetermijnvisie op elektriciteit. De juiste energiemix binnen een stabiel en rechtszeker investeringskader zijn hiervoor de noodzakelijke randvoorwaarden. Hierdoor kan België op termijn terug uitgroeien tot een exportland van elektriciteit. ‡ De overheid werkt samen met alle betrokken actoren een langetermijnvisie uit voor een energiemix. Belangrijke factoren voor die langetermijnvisie zijn de evolutie van de prijzen van de primaire energiedragers op de wereldmarkt, de ondersteuning van hernieuwbare energiebronnen, het Europese emissiehandelssysteem, de concurrentiekracht van de bedrijven en de noden van de burgers. ‡ Deze visie wordt wetenschappelijk onderbouwd, en heeft als doelstelling de marktwerking over de gehele keten van productie tot levering te bevorderen. Die visie moet twee essentiële elementen bevatten: 1. De overheid sluit geen enkele primaire bron op voorhand uit. De overheid schrapt de wet over de uitstap uit kernenergie. De overheid bepaalt de randvoorwaarden waarbinnen de verschillende opwekkingstechnieken gebruikt kunnen worden. Financiële randvoorwaarden zijn de ondersteuning van hernieuwbare energie en een stabiel wettelijk kader dat de juridische onzekerheid wegneemt en zo de risico’s van langetermijninvesteringen vermindert. Milieu- en veiligheidsvoorwaarden gaan bijvoorbeeld over het radioactief afval, de veiligheid van de installaties, ...

77

2. De overheid moedigt investeringen in bestaande en nieuwe productiecapaciteit aan. Ze neemt de noodzakelijke maatregelen om investeringen aantrekkelijk te maken. Ze voorziet geschikte locaties voor de aanvoer van primaire energiedragers, ze zorgt voor toegang tot de netten, maakt de regels op het vlak van vergunningen en reglementen eenduidig, werkt alle toegangsdrempels tot de markt weg, zorgt ervoor dat er emissierechten beschikbaar zijn voor nieuwe installaties en biedt hiervoor contractuele garanties. Ze werkt ook de problemen rond ruimtelijke ordening weg. ‡ Waar nodig, verankert de overheid die voorwaarden in een wet. ‡ De overheid communiceert duidelijk over de visie en de randvoorwaarden. Ze creëert ook een maatschappelijk draagvlak voor die langetermijnvisie. ‡ De overheid stelt ook een actieplan op om het overheidsdeel van die langetermijnvisie te realiseren. ‡ De overheid richt een observatorium voor de energiemarkt op dat werkt op wetenschappelijke basis. In dat observatorium zijn gebruikers en producenten vertegenwoordigd. Het observatorium doet aanbevelingen aan de overheid rond de doorwerking van en de overeenstemming met de Europese regelgeving en analyseert of het overheidsbeleid volstaat om de doelstellingen te realiseren. Het observatorium bundelt bestaande expertise.

De productie van elektriciteit met hernieuwbare energie - groene stroom - neemt binnen het elektriciteitslandschap een zeer specifieke positie in. Zo worden er via het Vlaamse certificatensysteem quota opgelegd voor de productie van groene stroom, omdat die productie op dit moment nog niet rendabel is. Via het systeem van groenestroomcertificaten worden de leveranciers ertoe aangezet om een vastgelegd percentage groene stroom te leveren. Als ze dit percentage niet halen, moeten ze een boete betalen. De prijs waaraan de certificaten op de markt verhandeld worden, ligt op ongeveer 90% van de boeteprijs. Dat komt overeen met ongeveer 110 euro per MWh. Deze prijs is onafhankelijk van de productiekost en staat dus los van de meerkost die de productie van groene stroom vergt ten opzichte van klassieke productiemethodes. Als er meer groene stroom geproduceerd wordt dan opgelegd via de quota, zal de prijs van de certificaten op de markt in principe dalen. Om dit risico voor de producenten te beperken, werd er daarom een terugkoopverplichting voor de netbeheerder ingesteld.

78

Naast het systeem van groenestroomcertificaten zijn er nog andere beleidsinstrumenten met hetzelfde doel: het reduceren van broeikasgasemissies. Zo is er in Vlaanderen een systeem van quota en certificaten voor warmtekrachtproductie en wordt ecologiesteun toegekend aan milieuvriendelijke investeringsprojecten. Op Europees vlak bestaat er sinds begin 2005 dan weer een systeem van emissiehandel dat tegenover de emissie van CO2 een prijs zet: die van een emissierecht. Deze Europese logica zou moeten doorgetrokken worden naar één globaal systeem dat de kosten van de broeikasgasemissies transparant maakt voor iedereen, in plaats van een batterij van naast elkaar staande systemen die allemaal dezelfde doelstelling hebben. De prijs van de CO2-emissierechten zou immers moeten volstaan om de overschakeling op systemen met een lagere CO2-uitstoot te waarborgen. In Wallonië is er reeds een stap in die richting gezet: daar wordt slechts één ondersteuningsmechanisme voor WKK en groene stroom gebruikt en dat mechanisme reflecteert de besparing in CO2-uitstoot. Een uniek Europees systeem moet zorgen voor betere uitwisselbaarheid, verhoogde marktwerking en stijgende kostenefficiëntie voor de productie van groene stroom. Binnen België kunnen we een eerste stap zetten naar een uniek Europees (ondersteunings)systeem en onderzoeken of we door samenwerking de Vlaamse en Waalse systemen niet beter op elkaar kunnen afstemmen en op die manier zorgen voor uitwisselbaarheid van de certificaten. Dit zou moeten leiden tot grotere liquiditeit en lagere kosten voor de verbruikers. De praktische uitvoeringsmodaliteiten (de hoogte van de boete, de duurtijd van de ondersteuning, de bepaling van de vermeden CO2-emissies per type installatie, de vrijstellingen voor convenantbedrijven) binnen een dergelijk ondersteuningssysteem zijn echter van primordiaal belang en moeten dan ook degelijk uitgewerkt worden voor een dergelijk systeem kans op slagen kan hebben.

Wat moet er gebeuren? De productie van groene stroom en WKK wordt in Vlaanderen vandaag aangemoedigd via verschillende systemen van verhandelbare certificaten. Er is echter noch transparantie over de reële meerkost die de productie van groene stroom en WKK veroorzaakt, noch transparantie over de uiteindelijke reële meerkost voor de verbruiker. ‡ Vanuit het principe dat de marktwerking over de gehele keten moet verbeterd worden, moet er ook op het vlak van groene stroom Europees gedacht en gehandeld worden. Op langere termijn moet dit leiden tot één Europese markt voor groene stroom. Dit zal de kostenefficiëntie voor de opwekking van groene stroom ten goede komen.

79

‡ De overheid maakt de meerkost voor groene stroom transparant voor de burger en de bedrijven en ze creëert een draagvlak voor de productie van groene stroom. ‡ De overheid overweegt één systeem voor de financiële ondersteuning van groene stroom en WKK. Dit systeem wordt gebaseerd op de prijs van vermeden CO2-emissies. De ondersteuning moet erop gericht zijn dat op de meest kostengunstige wijze de grootste emissiereducties gerealiseerd worden. Vlaanderen en Wallonië streven naar uitwisselbaarheid van de certificaten. ‡ De overheid zorgt ervoor dat het systeem voor investeerders voldoende rechtszekerheid biedt. Investeringen in groene stroom zijn immers pas rendabel als er financiële ondersteuning van de overheid is. Wijzigingen in de regelgeving kunnen een grote invloed hebben op de rendabiliteit van projecten. Wijzigingen aan het ondersteuningsmechanisme mogen de rendabiliteit van reeds uitgevoerde investeringen niet in het gedrang brengen. ‡ De overheid zorgt ervoor dat convenantbedrijven gevrijwaard worden van meerkosten die het gevolg zijn van de ondersteuning van groene stroom en WKK. ‡ Productietechnologieën die nog niet marktrijp zijn, worden voldoende ondersteund zodat ze verder ontwikkeld kunnen worden tot marktrijpe technologieën. Deze ondersteuning verloopt transparant en is eerder gericht op technologische vernieuwing dan op stroomproductie. De ondersteuning mag evenwel niet ongelimiteerd in de tijd voortduren. Er moet een duidelijk beperking in de tijd op staan.

80

3.2 Uitbouw en beheer van het elektriciteitsnet Elektriciteit kan onmogelijk van bij de producenten tot de klanten geraken zonder de elektriciteitsnetten. Het beheer en het onderhoud van die netten gebeurt niet door de producenten of de leveranciers, maar wel door de netbeheerders. Voor het hoogspanningsnet is dat het hoogspanningsbedrijf Elia. Elia baat ook de netten op 30 en 70kV uit, die in Vlaanderen bij de distributienetten gerekend worden. De overige distributienetten worden beheerd door verschillende intercommunales. Ook wat de regelgeving betreft, is er een onderscheid tussen de hoogspanningsnetten en de distributienetten: grof gesteld zijn de eerste een bevoegdheid van de federale regulator CREG, terwijl de tweede onder de bevoegdheid van de regionale regulatoren vallen, zoals de VREG in Vlaanderen. Specifiek is wel dat alle tarieven, dus ook de inkomsten van de netbeheerders, onder de bevoegdheid van de federale regulator CREG vallen. Het hoeft weinig betoog dat de uitbouw van de elektriciteitsnetten en een goed beheer ervan cruciaal zijn voor de goede werking van de elektriciteitsmarkt. Daarvoor zijn een goede en coherente regelgeving met sterke regulatoren, voldoende investeringen in de (grensoverschrijdende) netten en een transparante prijszetting noodzakelijk. Goede en coherente regelgeving en beheer De meeste regelgeving rond het elektriciteitsnet is vastgelegd in de technische reglementen. Die reglementen bepalen dan ook de operationele werking van het elektriciteitsnet: de aansluiting, de toegang, de ondersteunende diensten, de gegevensuitwisseling, … Door de bevoegdheidsverdeling in België zijn er verschillende technische reglementen op verschillende beleidsniveaus. Dat maakt het beheer van het net er natuurlijk niet eenvoudiger op, zeker omdat die reglementen vaak niet op elkaar afgestemd zijn. Zo is het hoogspanningsbedrijf Elia vandaag immers onderworpen aan verschillende reglementen die telkens eigen regels opleggen voor één en hetzelfde hoogspanningsnet … Maar ook de voortdurend wijzigende omstandigheden op de (Europese) elektriciteitsmarkt(en) maken van geregelde aanpassingen aan de technische reglementen geen overbodige luxe. Er zijn dus aanpassingen nodig aan die technische reglementen, niet alleen om ze beter op elkaar af te stemmen, maar ook omdat een harmonisatie van bepaalde voorschriften op Europees vlak noodzakelijk is voor de evolutie naar een interne markt voor elektriciteit. Probleem is echter dat het aanpassen van technisch reglement op federaal niveau niet zo eenvoudig is. Dat reglement moet volgens de elektriciteitswet immers goedgekeurd worden als Koninklijk Besluit. Dat maakt dat het aanpassen een lange en ingewikkelde procedure vergt. Dat probleem zou aangepakt moeten worden. Maar er is nog een tweede stap nodig om de bevoegdheidsverdeling van de

81

elektriciteitsnetten coherent en homogeen te maken. De regio’s zijn vandaag immers bevoegd voor de reglementering van de netten met een spanning tot 70 kV. Dat zijn voornamelijk de distributienetten, maar ook een deel van het Elia-hoogspanningsnet. In de praktijk wil dat zeggen dat Elia voor zijn hoogspanningslijnen met een spanning die lager is dan 70 kV in elke regio telkens rekening moet houden met andere regels. Bovendien is dit ook voor heel wat grootverbruikers geen ideale situatie. Zo zijn er bijvoorbeeld bedrijven die in Brussel gevestigd zijn, maar die via een rechtstreekse lijn aangesloten zijn op een stuk hoogspanningsnet dat in Vlaanderen ligt en een spanning heeft van minder dan 70 kV. Die bedrijven worden dus rechtstreeks geconfronteerd met twee reglementen voor hun (levensnoodzakelijke) elektriciteitsvoorziening. De tarieven worden dan weer volledig op federaal niveau goedgekeurd. De regio’s zijn dus wel bevoegd voor een deel van de reglementen, maar ze kunnen niet zelf de tarieven vastleggen. Dit kluwen is op een gemakkelijke manier op te lossen als alle elektriciteitslijnen met een spanning die lager is dan 30 kV een volledige bevoegdheid worden van de regio’s, zowel wat de reglementen als de tarieven betreft. De netten met een spanning hoger dan of gelijk aan 30 kV worden dan zowel wat de reglementen als de tarieven betreft een bevoegdheid van het federale niveau. Op die manier valt het volledige hoogspanningsnet onder de bevoegdheid van de federale overheid en wordt de tariefbevoegdheid voor de distributienetten overgedragen van het federale niveau naar het gewestelijke niveau. De CREG houdt dan toezicht op Elia en de VREG op de distributienetbeheerders. De belangrijkste taak van de regulatoren wordt in dat geval het reguleren van de elektriciteitsleveringen en het faciliterend werken voor alle actoren op die markt. Een mooi voorbeeld van hoe een betere afstemming het beheer van de netten kan vergemakkelijken, wordt geleverd door acht gemengde intercommunales.83 Zij groeperen in Eandis de taken rond werken aan de distributienetten en aansluitingen, storingen en defecten, het opnemen van de meterstanden en het beheren van verbruiksgegevens, het uitvoeren van de sociale openbaredienstverplichtingen, het bevorderen van rationeel energiegebruik en het beheer van het toegangsregister. De zuivere intercommunales Interelectra, IVEG en WVEM hebben een gelijkaardige beslissing genomen: zij hebben aangekondigd dat ze hun operationele activiteiten zullen bundelen in een nieuwe vennootschap. Die zou tegen de zomer van 2006 operationeel zijn.

83) Gaselwest, Imewo, Intergem, Sibelgas, Iverlek, Iveka, IGAO en IMEA.

82

Wat moet er gebeuren? Er zijn in België vandaag verschillende technische reglementen die de operationele werking van het elektriciteitsnet regelen. De afstemming van die technische reglementen is niet optimaal, wat vooral het beheer van het hoogspanningsnet bemoeilijkt. Ook de bevoegdheidsverdeling van de reglementen tussen het federale niveau (boven 70 kV) en het regionale niveau (tot 70 kV) maakt een coherent beheer van het hoogspanningsnet moeilijk. Een bijkomend probleem is dat het federale technische reglement enkel bij Koninklijk Besluit en dus na een lange procedure veranderd kan worden. ‡ Er komt één technisch reglement voor het hoogspanningsnet. Dat betekent concreet dat de grens voor de regionale bevoegdheid in distributie verlaagd wordt van 70kV naar 30kV. Alles vanaf 30kV (30 kV inclusief) wordt opnieuw een federale bevoegdheid. De tariefbevoegdheid - die nu volledig bij de federale overheid ligt - wordt evenwel overgedragen naar de regio’s voor de distributienetten. Op die manier zijn de regio’s zowel voor de tarieven als voor de prijs bevoegd voor de netten onder 30 kV, en het federale niveau voor de netten vanaf 30 kV. Hiertoe worden de bijzondere wet op de hervorming van de instellingen en artikel 12 van de elektriciteitswet aangepast, net zoals het KB van 22 december 2000 over de tarieven voor de aansluiting op de distributienetten en het KB van 11 juli 2002 over de algemene tariefstructuur en de basisprincipes en procedures inzake de tarieven voor de aansluiting op de distributienetten en het gebruik ervan. ‡ De overdracht van de bevoegdheden voor de netten met een spanningsniveau hoger dan of gelijk aan 30kV tot 70kV is gericht op een efficiënter systeembeheer van de netten, maar kan ook effecten hebben op de bedrijven aangesloten op dit spanningsniveau. De betrokken overheden garanderen dat deze gebruikers geen negatieve gevolgen ondervinden (bijvoorbeeld stijgende kosten) door deze herverdeling van de bevoegdheden. ‡ De elektriciteitswet wordt aangepast door het federaal parlement: technisch reglement op federaal niveau zou dan als volgt opgemaakt kunnen worden: Elia, in samenspraak met de gebruikers en de producenten, schrijft het reglement uit. De CREG krijgt de bevoegdheid om het reglement goed te keuren en doet het ook naleven. ‡ De transportnetbeheerder Elia heeft een cruciale rol. Het beheer van het transportnet is een essentiële schakel om de elektriciteit van een leverancier naar keuze naar de klant te brengen. De transportnetbeheerder moet daarom onafhankelijk zijn. Corporate governance is hierbij essentieel.

83

‡ Het uitgangspunt voor de goede werking van een regulator is neutraliteit en geloofwaardigheid. De regulator neemt zijn taak van sterk en kwaliteitsvol regulator ten volle op. Dat betekent dat: 1. Er enerzijds een wettelijk vastgelegd takenpakket is. Binnen deze wettelijk vastgelegde rol kaderen opdrachten zoals het adviseren van de regering, het goedkeuren van het technisch reglement, de handhaving van de wetgeving, het beslechten van geschillen, het goedkeuren van tarieven voor het transportnet, … De regulator heeft de nodige instrumenten ter beschikking zowel voor de voorbereiding, de uitwerking als de realisatie van de opdracht. 2. De taken van de regulator anderzijds niet eng in de wetgeving kunnen worden vastgelegd. Bovenop de wettelijk vastgelegde taken moet de regulator vanuit een onafhankelijke positie ontluikende problemen op de markt kunnen identificeren en in samenspraak met de marktspelers komen tot werkbare oplossingen in het voordeel van de klant. De regulator heeft dus ook een faciliterende rol bij de realisatie van een goede marktwerking en kan daarbij informeren, bemiddelen, adviseren, … ‡ Ook op het vlak van netbeheer staat de Europese gedachte en de verbetering van de marktwerking over de gehele keten voorop. Het technisch reglement voor het transportnet bevat ook verschillende elementen die belangrijk zijn voor de uitwisseling van elektriciteit met onze buurlanden. De regulatoren zien toe op een optimaal gebruik van de bestaande infrastructuur (netten en grensovergangen).

Investeren in de netten Voldoende investeren in de netten is noodzakelijk voor de goede werking van de elektriciteitsmarkt. Aan de ene kant omdat goed werkende transport- en distributienetten noodzakelijk zijn om de leveringszekerheid van elektriciteit te kunnen waarborgen. Maar aan de andere kant is een goed beheer van de netten én van de infrastructuur die daarbij hoort (zoals de verbruiksmeters) noodzakelijk om de markt ten volle te doen functioneren. Op deze punten is elektriciteit zeer goed te vergelijken met goederen die over de weg getransporteerd worden. Als de wegen in slechte staat zijn of als ze de hoeveelheid voertuigen niet aankunnen, ontstaan er files en dreigt er een verkeersinfarct. Op dat moment komt de leveringszekerheid van de goederen in het gedrang. Bovendien is er weinig economische activiteit (marktwerking) op plaatsen waar geen wegen zijn. Als je bijvoorbeeld alle wegen van en naar de haven van Antwerpen afsluit, zal die haven al heel snel geen economische activiteit meer herbergen. Met elektriciteit

84

is het net zo: de netten moeten voldoende capaciteit en kwaliteit hebben, én ze moeten marktwerking stimuleren. Voldoende investeringen in de kwaliteit en de capaciteit van de transmissieen distributienetten zijn dan ook noodzakelijk. De tarieven die aangerekend worden voor de transmissie en de distributie moeten daarom realistisch zijn en aan de netbeheerders voldoende financiële ruimte bieden om hun infrastructuur te onderhouden en verder uit te bouwen. De prijzen moeten dus correct zijn: ze moeten een goed evenwicht bewaren tussen het openhouden van de investeringsmogelijkheden en de betaalbaarheid voor de eindgebruikers van elektriciteit. De CREG legde sinds 2004 al een aantal tariefverlagingen op aan de netbeheerders en beschouwt deze neerwaartse prijsevolutie als positief. Te sterk besparen op het onderhouds- en investeringsbudget van de netten kan echter op langere termijn een negatieve impact hebben op de kwaliteit van de netten, en dus op de leveringszekerheid. Waakzaamheid is hier geboden. Voor het hoogspanningsnet is dat plaatje heel duidelijk. Verder investeren in de verbindingen tussen België en landen zoals Duitsland en het Verenigd Koninkrijk maakt van ons immers het hart in het transeuropees elektriciteitsnetwerk. Dat betekent dat de Europese vrije markt in België volop de kans krijgt om te spelen, met competitieve prijzen tot gevolg. Niet kunnen investeren in nieuwe hoogspanningslijnen betekent dus dat we ons verplicht moeten afsluiten van de Europese markt en van de (prijs)voordelen die daarmee samenhangen. Een correct niveau van het transmissietarief voor het hoogspanningsnet zal daarentegen genoeg middelen genereren om dat net te kunnen uitbreiden en zo uiteindelijk de prijzen te doen dalen. Dit verhaal gaat ook op voor het distributienet. Vandaag zijn bijvoorbeeld al onze huizen en heel wat kleinere bedrijven nog uitgerust met een klassieke elektriciteitsmeter. Die meet op een analoge manier (met een bewegende schijf) hoeveel elektriciteit je gebruikt en biedt aan de leveranciers geen mogelijkheden om hun aanbod te differentiëren in functie van de doelgroep die ze willen bereiken. Neem nu het dagen nachttarief: de omschakeling daarvan gebeurt door één standaardsignaal, dat voor alle gebruikers op identiek hetzelfde moment valt. De meter kan immers enkel dat standaardsignaal herkennen. Digitale elektriciteitsmeters zouden de markt voor de huishoudens enorm kunnen aanzwengelen, precies omdat ze meer mogelijkheden bieden. Zo zou de ene leverancier een pakket kunnen bieden dat per kWh dagtarief iets duurder is dan dat van een andere leverancier, maar waarin wel een langere periode van nachttarief zit. De consumenten kunnen kiezen welke leverancier voor hen het goedkoopst is, en de leveranciers kunnen de klanten benaderen met een heel scala aan nieuwe diensten. Deze meters kunnen ook op afstand afgelezen worden. Hierdoor kunnen ook fouten in de elektriciteitsfactuur en fouten bij de overdracht van gegevens van de ene leverancier naar de andere verbeterd worden. De keuze van leverancier wordt hierdoor verbeterd. Ook dit is dus een goed voorbeeld van

85

hoe investeringen de werking van de markt kunnen aanzwengelen, met positieve gevolgen voor de leveranciers én de consumenten. Om dit te realiseren hebben de distributienetbeheerders uiteraard middelen nodig, die niet kunnen aangewend worden voor een verdere daling van de tarieven, maar die wel de marktwerking en de Vlaamse economie ten goede komen.

Wat moet er gebeuren? Voldoende investeringen in de transmissieen distributienetten zijn noodzakelijk voor de leveringszekerheid én om de (Europese) markt aan te zwengelen. ‡ Er worden correcte tarieven gehanteerd, die het midden houden tussen ruimte voor investeringen en betaalbaarheid voor de gebruikers. De tarieven worden vastgelegd door controle van de bevoegde regulator van de kosten (inclusief de financiële kosten, een billijke vergoeding en ondersteunende diensten) en de inkomsten. Benchmarking met vergelijkbare buitenlandse voorbeelden kan hierbij een hulpmiddel zijn. ‡ De tarieven zijn transparant voor de verbruiker. ‡ Er worden voldoende middelen voorzien om de verbindingen naar andere Europese landen uit te breiden. Deze investeringen kunnen terugverdiend worden door een betere marktwerking, doordat er een groter aanbod komt op de Belgische markt. ‡ Voor de distributienetbeheerder wordt specifiek verder gewerkt aan een verlaging van de beheersbare kosten. Dit zijn de totale kosten verminderd met belastingen, openbare dienstverplichtingen, meet- en telverplichtingen, openbare verlichting, netverliezen. Ook voor deze zogenaamde nietbeheersbare kosten wordt gezocht naar efficiëntieverbeteringen. ‡ Binnen de distributienetten wordt geïnvesteerd in innovatie en vernieuwing. De elektriciteitsmeters worden overal vervangen door digitale exemplaren. Die laten leveranciers toe om nieuwe diensten aan te bieden aan de gebruikers. Dat gebeurt binnen een redelijke termijn.

86

3.3 Voorbereiding op een Europese markt De beste garantie op leveringszekerheid, competitieve prijzen en een milieubewuste productie van elektriciteit is een Europese eengemaakte markt. In zo’n Europese markt kunnen consumenten en bedrijven immers naar keuze elektriciteit aankopen van binnen- en buitenlandse producenten, die onderling concurreren op een markt die groot genoeg is. Om die Europese markt te doen functioneren, zijn er wel nog een aantal maatregelen nodig. Zeker op Europees niveau, maar ook op Belgisch en Vlaams niveau. Het is nu immers aan ons om ons zo goed mogelijk voor te bereiden op de Europese markt, zodat we daarin een sterke positie kunnen innemen. Transeuropees netwerk Een echte Europese elektriciteitsmarkt kan pas gerealiseerd worden als er voldoende (en in theorie ongelimiteerd) stroom uitgewisseld kan worden tussen de lidstaten. Zo’n ongelimiteerde uitwisseling zorgt er immers voor dat alle Europese producenten rechtstreeks met elkaar concurreren, en niet langer vooral met producenten in hetzelfde land. Klanten kunnen dan zonder probleem stroom kopen bij producenten uit andere landen. Dat laat elektriciteitsafnemers bijvoorbeeld toe om forser te onderhandelen over de prijs. Overigens was er in België vorig jaar alvast een eerste voorzichtige tendens om stroom rechtstreeks in het buitenland te kopen. Door een aantal grote afnemers werd er immers 600 GWh rechtstreeks in het buitenland aangekocht. In theorie kan een Europese markt nu dus al werken. Toch is er een groot probleem: de grensoverschrijdende hoogspanningslijnen kunnen bijkomend transport niet aan. Die lijnen zijn oorspronkelijk immers gebouwd om pieken en dalen op te vangen, en niet om structureel te importeren en te exporteren. Er zijn dus te weinig hoogspanningslijnen tussen de verschillende Europese landen, en de lijnen die er zijn hebben te weinig capaciteit om intensieve import en export aan te kunnen. De capaciteit van de bestaande hoogspanningslijnen tussen België en Frankrijk wordt nu wel uitgebreid. Maar België heeft nog steeds geen rechtstreekse hoogspanningsverbinding met Duitsland, omdat de verbindingen met Frankrijk en Nederland voldoende krachtig waren om de pieken en dalen op te vangen. In een geliberaliseerde markt waar concurrentie over de grenzen heen mogelijk moet zijn, is dit echter een onhoudbare situatie. Stel je immers voor dat er tussen Duitsland en België geen enkele verbinding zou zijn via een autoweg of een rechtstreekse spoorlijn, terwijl er wel heel wat goederen elke dag de grens over moeten. Evenmin is er een verbinding met het Verenigd Koninkrijk, wat wel het geval is voor aardgas.

87

Wat moet er gebeuren? De grensoverschrijdende hoogspanningsnetten zijn gebouwd om pieken en dalen op te vangen, en niet om structureel te importeren en te exporteren. Nochtans is een degelijk transeuropees netwerk cruciaal voor de goede werking van de geliberaliseerde Europese elektriciteitsmarkt. ‡ Vlaanderen wil een geschikte locatie zijn om nieuwe investeringen voor elektriciteitsproductie aan te trekken. Eén van de elementen van een gunstige vestigingsplaats is dat de gemaakte producten ook efficiënt geëxporteerd kunnen worden. Er moet dan ook geïnvesteerd worden in bijkomende grenscapaciteit. ‡ Vlaanderen en België ijveren voor de snelle realisatie van een transeuropees netwerk. ‡ Elia onderzoekt de mogelijkheid van een rechtstreekse hoogspanningslijn met Duitsland en met het Verenigd Koninkrijk.

Sterke Europese regulator Los van het capaciteitsprobleem van de grensoverschrijdende hoogspanningsnetten moet ook de leveringszekerheid van elektriciteit die uit andere EU-lidstaten komt, verzekerd worden. Als een bedrijf bijvoorbeeld een contract heeft afgesloten met een buitenlandse leverancier, moet het er immers zeker van kunnen zijn dat zijn elektriciteitslevering niet in het gedrang komt. Daarvoor moeten de Europese regels echter aangepast worden. Vandaag zijn er bijvoorbeeld nog steeds nationale reddingscodes. Die zijn in bijna elke lidstaat wettelijk verankerd en schrijven voor dat de nationale grenzen afgesloten moeten worden bij calamiteiten. Als er in Frankrijk bijvoorbeeld centrales uitvallen en daardoor de eigen Franse stroomvoorziening in het gedrang komt, zal de uitvoer naar België onmiddellijk stilgelegd worden. Als een bedrijf in België een contract afgesloten heeft met een Franse leverancier, krijgt het op zo’n moment in principe dus geen stroom meer. In een Europese markt kan dat niet langer. Zo’n markt heeft immers nood aan een sterker beheer op Europees niveau. Vandaag wordt de uitvoering van de Europese richtlijnen over de elektriciteitsmarkt immers niet gecontroleerd door een specifiek daarvoor bevoegde instantie. Een Europese regulator (een CREG op Europees niveau) zou dan ook geen overbodige luxe zijn. Er is vandaag immers wel een organisatie die de technische kant van het continentaal deel van het Europese elektriciteitsnet beheert (UCTE) en er is ook een organisatie die de markttechnische aspecten ervan in het oog houdt (ETSO). Eén organisatie die instaat voor die twee

88

aspecten bestaat vandaag echter niet. Een Europese regulator die toeziet op het geheel bestaat evenmin: de regulatoren en de Europese Commissie komen samen in ERGEG (The European Regulators Group for Electricity and Gas).

Wat moet er gebeuren? Los van de beperkte capaciteit van de grensoverschrijdende transmissienetten werkt het feit dat elke lidstaat geïsoleerd zijn eigen net beheert, remmend voor de werking van één Europese elektriciteitsmarkt. Er is dus behoefte aan een meer Europees, geharmoniseerd beheer van het elektriciteitsnet. ‡ Er wordt een Europees orgaan opgericht dat zowel de technische als de markttechnische aspecten van de Europese elektriciteitsmarkt behandelt. Daarnaast komt er een Europese regulator die toeziet op de naleving van de richtlijnen en de reglementen. ‡ De Europese transmissiebeheerders en de regulatoren moeten nauwer samenwerken. Samen hebben zij de sleutel in handen om de marktopening te versterken. ‡ Er worden uniforme regels opgesteld voor de Europese transmissiebeheerders. ‡ De nationale reddingscodes worden vervangen door een Europese reddingscode. Congestieproblemen op de internationale lijnen worden op Europees niveau opgelost.

Europese marktwerking In een geliberaliseerde markt is het essentieel dat de afnemers vrij kunnen kiezen tussen leveranciers, soorten contracten en prijsstructuren. Met de recente prijsstijgingen van elektriciteit en aardgas en de toegenomen volatiliteit van de prijzen is dat des te belangrijker geworden. Heel wat bedrijven willen immers hun prijsrisico’s maximaal beheersen - hedgen - en er op die manier voor zorgen dat onvoorziene prijsstijgingen van grondstoffen of energie niet onmiddellijk aan hen worden doorgerekend. Dat zou hun eigen marges onder druk zetten, en hun concurrentiepositie rechtstreeks in gevaar kunnen brengen. Heel wat energieintensieve bedrijven verkopen hun producten immers aan een vaste prijs die op wereldschaal vastgesteld wordt, en waarin de ‘lokale’ Belgische of Europese elektriciteitsprijs niet van tel is. Het komt er voor hen dan ook op aan om de duurtijd van een contract met een leverancier zelf te kunnen bepalen en daarin ook duidelijk af te spreken wanneer en op welke manier de prijzen eventueel aangepast kunnen

89

worden. Op die manier kunnen ze immers de risico’s van stijgende elektriciteitsprijzen opvangen. Het afsluiten van langetermijncontracten kan echter niet op veel Europees enthousiasme rekenen, omdat het beschouwd wordt als een volume elektriciteit dat van de markt afgehaald wordt. Bovendien worden langetermijncontracten gezien als een voordeel voor de grote leveranciers. Zij kunnen immers gemakkelijker scherpe prijzen en leveringszekerheid op lange termijn garanderen, onder andere omdat ze voldoende andere klanten hebben om hun winstmarges toch op peil te houden. Kleinere leveranciers kunnen dat niet, wat zou zorgen voor concurrentienadelen. Nochtans kunnen langetermijncontracten ook voor hen voordelig zijn. Als een kleine leverancier op zo’n manier een groot langetermijncontract kan afsluiten, kan hij die meteen verworven schaalgrootte immers ook gebruiken om gemakkelijker andere contracten af te sluiten. Hoe het ook zij, er moeten op Europees niveau eenduidige regels komen over wat er kan en niet kan bij het afsluiten van langetermijncontracten. Zo zouden er maximumtermijnen vooropgesteld kunnen worden en moet er transparantie zijn over de afgesloten contracten. Bovendien moet er dan nauw op toegezien worden dat er via langetermijncontracten met overheidsbedrijven geen verdoken overheidssteun wordt toegekend aan bepaalde bedrijven of de marktwerking ingeperkt wordt.

Wat moet er gebeuren? Langetermijncontracten kunnen voor grote afnemers een belangrijk instrument zijn om de risico’s van sterk volatiele en stijgende elektriciteitsprijzen op te vangen en de bevoorradingszekerheid te waarborgen. Er heerst op Europees niveau echter veel onduidelijkheid over wat wel en niet kan. ‡ Europa werkt een kader uit en legt in regels duidelijk en concreet vast wat wel en niet kan bij langetermijncontracten. ‡ Dezelfde voorwaarden zijn van toepassing in de hele EU, zodat de producenten en klanten in de hele EU gelijke kansen hebben. ‡ Europa ziet streng toe op de naleving van de regels. Europa controleert bijvoorbeeld of er via langetermijncontracten geen verdoken staatssteun toegekend wordt of marktwerking verhinderd wordt.

90

Een ander essentieel punt van adequate marktwerking is dat er voldoende producenten op de markt aanwezig zijn. Een specifieke manier waarop nieuwe producenten tot de elektriciteitsmarkt kunnen toetreden is door de vorming van een consortium met meerdere leveranciers en/of gebruikers voor de bouw van een centrale. Vandaag gebeurt dit al vaak bij WKK-centrales84 en bij STEG-centrales, die al dan niet samen met een elektriciteitsproducent gebouwd worden op de terreinen van bedrijven. WKK-centrales zijn echter maar realiseerbaar voor een beperkte groep van bedrijven. Hun warmtevraag moet immers groot en stabiel genoeg zijn. Voor bedrijven die in hun productieproces geen warmte nodig hebben, is zo’n eigen centrale dus al op voorhand uitgesloten. Een consortium kan dan een oplossing bieden en is bovendien bijzonder interessant voor productie-installaties met hoge investeringskosten (kolencentrales, nucleair). Maar ook voor hernieuwbare energie of gasgestookte centrales kunnen consortia een uitkomst bieden.

Het Fins model: een consortium Finland heeft net als Vlaanderen een energie-intensieve industrie. Momenteel hangt de elektriciteitsbevoorrading van het land sterk af van import: Finland importeert ongeveer 70% van zijn elektriciteit. Bovendien wordt ook Finland geconfronteerd met een stijgende vraag naar elektriciteit. Het energiebeleid stelde daarom een gediversifieerde energiemix voorop. Alle energiebronnen in die energiemix moesten aan een aantal criteria voldoen: een hoge efficiëntie, een lage milieu-impact, leveringszekerheid en elektriciteit aan een competitieve prijs. De Finse overheid besliste dat kernenergie niet mocht ontbreken in die gediversifieerde energiemix. Argumenten hiervoor waren er voldoende. Zo kon een nieuwe kerncentrale de stijgende vraag naar elektriciteit opvangen en oude elektriciteitscentrales vervangen. Daarnaast kan Finland met een nieuwe kerncentrale de Kyoto-doelstellingen halen. Bovendien garandeert een nieuwe kerncentrale de leveringszekerheid van elektriciteit tegen een competitieve prijs en vermindert nucleaire energie de afhankelijkheid van import. De nucleaire kennis en economische ervaring in kernenergie zijn aanwezig in het land. Er is in Finland ook een breed maatschappelijk draagvlak voor de bouw van een nieuwe centrale. In 2005 stond 58% van de bevolking positief tegenover kernenergie.85

84) In een WKK-installatie wordt terzelfdertijd warmte en elektriciteit geproduceerd. De grootte van de installatie wordt afgestemd op de warmtebehoefte van het betrokken bedrijf (bijvoorbeeld in de chemie of kleinschalig voor de verwarming van serres). Door de gelijktijdige opwekking van warmte en stroom is het energetisch rendement beter dan bij afzonderlijke elektriciteitsen warmteproductie. 85) EUROPESE COMMISSIE, Special Eurobarometer 227, september 2005.

91

Figuur: TVO’s Kostprijsmodel Leningen 75%

Stroom naar

TVO

stroom aan basisprijs

Aandeelhouders (6)

Aandeelhouders - aandelen 20% - achtergestelde leningen 5% - geen dividend

stroom aan basisprijs

Andere afnemers (ca. 60)

Stroom naar

eigen

eigen

gebruik

gebruik

e x t e r n e m a r k t

Bron: KAINURINNE, K., Nuclear Energy in Finland, TVO-case, november 2005.

Voor de bouw van een nieuwe kerncentrale besloot Finland om een consortium op te richten. Het Finse energiebedrijf TVO (Teollisuuden Voima Oy) werd aangezocht voor de exploitatie van de centrale. Het geld dat nodig is voor de centrale wordt voor 75% geleend, voor 20% gehaald uit aandelen en 5% komt uit achtergestelde leningen. De kostprijs wordt geraamd op 3 miljard euro. Het consortium kreeg een financieel engagement op lange termijn. Het grote voordeel van dat consortium is dat de aandeelhouders en zo’n zestig andere partners via het consortium elektriciteit kunnen aankopen tegen de productieprijs. De zes aandeelhouders en de zestig partners mogen de elektriciteit die ze zelf niet nodig hebben vervolgens aan andere verbruikers verkopen tegen marktprijzen. Een visuele voorstelling van dit model vindt u in figuur 3.1. TVO koos voor een kernreactor van het type EPR (European Pressurized-Water Reactor). Dit type reactor verbruikt minder splijtstof, produceert minder afval, draait langer zonder onderhoud en heeft een levensduur van zestig jaar. De reactor is extra veilig. Als de inhoud van de reactor smelt, dan zakt de reactor - zoals bij oudere types centrales - niet door de vloer, maar landt hij in een betonnen vat met water. De kerncentrale heeft een vermogen van 1.600 MW en zou jaarlijks 13 TWh elektriciteit produceren. De reactor wordt gebouwd in het kustplaatsje Olkiluoto en moet klaar zijn in 2009.

92

De bouw van een eigen centrale of de participatie in een consortium kan voor de gebruiker een belangrijk voordeel opleveren: de onafhankelijke toegang tot eigen stroom tegen kostprijs. Verbruikers kunnen zich door deelname aan een dergelijk consortium op lange termijn immers fysisch (door te investeren) of financieel (door afsluiten van langetermijncontracten) indekken tegen de sterk schommelende marktprijzen van elektriciteit. Door mee te investeren in een consortium dekken ze zich niet in tegen de stijgende prijzen van de primaire energiedragers zoals gas, maar ze kunnen wel rekenen op elektriciteit aan kostprijs. Zo’n consortium brengt bovendien niet enkel voordelen met zich mee voor de gebruikers die erin participeren. Het zorgt immers via deelname van producenten voor bijkomende concurrentie op de elektriciteitsmarkt, wat dan weer kan zorgen voor competitieve prijzen voor alle gebruikers. Een dergelijk consortium staat dus idealiter open voor zowel producenten, verbruikers en handelaars. Een consortium van bedrijven die samen hun elektriciteit produceren, is vandaag al wettelijk toegelaten. Maar het blijft vaak een moeilijke zaak om op poten te zetten. Enerzijds omdat het grote investeringen vraagt van de bedrijven die deelnemen en anderzijds omdat het een complexe zaak is, bijvoorbeeld als het aankomt op het aanvragen van vergunningen of het bekomen van de nodige emissierechten. De (Europese) overheid zou dan ook voluit de kaart moeten trekken van consortia, en een faciliterend kader moeten opstellen waardoor consortia voor bedrijven een haalbare, rechtszekere en rendabele zaak worden. De aanwezigheid van extra productiecapaciteit en van nieuwe spelers op de markt draagt immers bij tot een verbeterde marktwerking.

Wat moet er gebeuren? In een ideale markt hebben nieuwe producenten snel en vrij toegang tot de markt. Op de elektriciteitsmarkt is dat echter niet zo eenvoudig. Dat komt onder andere door de grote investeringen die nodig zijn voor de bouw van nieuwe productie-installaties en de tijd die het kost om van een plan tot een werkende centrale te komen. Nochtans zijn voldoende producenten nodig voor een goed werkende (Europese) markt. ‡ De concurrentie op de markt (producenten en leveranciers) wordt verhoogd door meer binnenlandse capaciteit te voorzien en door buitenlandse producenten voldoende toegang te geven tot de binnenlandse markt. ‡ Om buitenlandse producenten de mogelijkheid te geven ook in Vlaanderen elektriciteit te verkopen, wordt de uitwisselingscapaciteit op de hoogspanningsnetten verder verhoogd.

93

‡ Er blijft voldoende aandacht voor de binnenlandse productie. Ook op de binnenlandse markt moet er voldoende aanbod van verschillende spelers zijn. Hiervoor wordt een langetermijnvisie uitgewerkt.

‡ De overheid steunt consortia van bedrijven die eigen elektriciteitscentrales bouwen. Ze zorgt niet alleen voor een stabiel regelgevend kader, maar ook voor locaties, vergunningen, aanmeldingen bij Europa en voor eventuele garanties. Ze respecteert hierbij uiteraard wel telkens de Europese regels van mededinging. ‡ De overheid laat de samenwerkingsmogelijkheid tussen bedrijven (zowel producenten van elektriciteit als afnemers) rond alle mogelijke soorten elektriciteitscentrales open (gas, kolen, nucleair, groen).

Heffingen mogen geen nadeel zijn In een geliberaliseerde elektriciteitsmarkt kan de overheid sturend ingrijpen, onder andere door het opleggen van openbare dienstverplichtingen op sociaal en ecologisch vlak en door het innen van taksen. Het elektriciteitsen gasdecreet voorzien dat de Vlaamse regering verschillende openbaredienstverplichtingen (ODV’s) kan opleggen aan de netbeheerders. Die ODV’s hebben betrekking op investeringen in het distributienet, aansluitingen van de afnemers, maatregelen van sociale aard, programma’s ter bevordering van rationeel energiegebruik, veiligheid en kwaliteit van de levering en het onderhoud van de openbare verlichting. Voor de leveranciers is er dan weer de verplichting om een vastgelegd percentage van de leveringen groene stroom en stroom afkomstig van WKK te leveren. Een bijzondere heffing is de zogenaamde Elia-heffing. Die werd ingevoerd om de gemeenten te compenseren voor de minderontvangsten na de liberalisering van de elektriciteitsmarkt. De Elia-heffing maakt de stroomfactuur voor vele bedrijven nog zwaarder dan ze al was. Zo zouden bedrijven met een verbruik van 2 GWh per jaar hun factuur met bijna 10.000 euro zien stijgen. Dat is een stijging met ongeveer 6,5%. Energie-intensieve ondernemingen zien zich dan weer geconfronteerd met een extra factuur van 122.750 euro. Voor deze ondernemingen zou de stroomfactuur gemiddeld met 8% gestegen zijn. De heffingen in Vlaanderen zijn voor de grote verbruikers hoger dan in de ons omringende landen. Die hoge heffingen verminderen onze competitiviteit ten opzichte van onze buurlanden. Zeker in een eengemaakte Europese elektriciteitsmarkt is dit een nadeel.

94

Wat moet er gebeuren? Heffingen zijn vooral voor de grote verbruikers hoger in Vlaanderen dan in de ons omringende landen, zeker met de zogenaamde Elia-heffing. Bovendien zijn de heffingen in Vlaanderen, in tegenstelling tot in de ons omringende landen, nauwelijks degressief en helemaal niet begrensd. ‡ De Vlaamse en de federale overheid voorzien bij de openbare dienstverplichtingen die binnen hun bevoegdheid kaderen, degressiviteit in functie van het verbruik en aftopping van de meerkost voor de grootverbruikers. ‡ De leveringen aan bedrijven die deelnemen aan een convenant dat gericht is op energie-efficiëntie, worden door de Vlaamse overheid vrijgesteld van de heffingen en meerkosten die als doel hebben om energiebesparing en hernieuwbare energie te bevorderen (de REG openbare dienstverlening, groene stroom en WKK). ‡ De Vlaamse regering kondigde al aan dat zij de Elia-heffing vanaf 2008 zal afvoeren. Dit gebeurt versneld vanaf 2007. Er worden geen compensaties opgelegd.

95

96

Deel 1. Elektriciteit voor bedrijven en burgers Deel 2. Opties voor de toekomst Deel 3. Beleidsvoorstellen

4 32 72

Deel 4. Bijlagen

4.1 Lijst van de stuurgroep rond elektriciteit

97

4.2 Lijst van de expertengroep rond elektriciteit

98

4.3 Bibliografie

99

Colofon

104

97

4.1 Stuurgroep rond elektriciteit Naam en voornaam

Functie

Firmanaam

Belmans, Ronnie

Professor

KU Leuven

Breugelmans, Pieter

Afdelingshoofd energieen nutsvoorziening

Janssen Pharmaceutica

Claes, Jozef

Algemeen directeur

Belgoprocess

Clément, Marc

Hoofdingenieur

Tessenderlo Chemie

Cluydts, Bruno

Vestigingshoofd

Bekaert

De Foer, Piet

Director corporate affairs SPE

Decoster, Dirk

Algemeen directeur bestuurder

Unifrost

Dejaeger, John

Gedelegeerd bestuurder

BASF Antwerpen

Dieryck, Frans


Fedichem Vlaanderen

Dutordoir, Sophie


Electrabel Customer Solutions

Eeckeloo, Noël

Hoofd energie-eenheid

Degussa Antwerpen

Hanssens, Guy Heirbrant, Thierry

Onderzoek, ontwikkeling VPK Packaging Group & productie Environment & Safety Uco-Sportswear manager

Huybrechts, Paul

Senior vice-president

Umicore Precious Metals

Martens, Filip

General manager

C-Power

Meire, Dirk Morel, Jan Spiessens, Filip Stockmans, Maarten Van Loock, Achille Van Vaerenbergh, Ivo Voorspools, Kris

Senior manager project development Engineering & maintenance Coach algemene dienstverlening Energiebeleid Diensthoofd milieu & veiligheid Voorzitter-afgevaardigd bestuurder Energy and environmental products - global markets

SPE Utexbel Volvo Cars BASF Antwerpen Agfa-Gevaert REM.B Hydraulics Fortis Bank

98

4.2 Expertengroep rond elektriciteit Naam en voornaam

Functie

Firmanaam

Belmans, Ronnie

Professor

KU Leuven

Bens, Geert

Department head energy

Umicore Purchasing & Transportation

Boons, Dirk

Energiemanager

Tessenderlo Chemie

Clément, Marc

Hoofdingenieur

Tessenderlo Chemie

Dieryck, Frans


Fedichem Vlaanderen

Huybrechts, Paul

Senior Vice President

Umicore Precious Metals

Martens, Filip

General manager

C-Power

Meire, Dirk

Senior manager project development

SPE

Ponnet, Luc

Technisch directeur

C-Power

Stockmans, Maarten

Energiebeleid

BASF Antwerpen

Vandezande, Leen

PhD researcher

KU Leuven

Verhaegen, Karolien

PhD researcher

KU Leuven

Voorspools, Kris

Energy and environmental products - global markets

Fortis Bank

99

4.3 Bibliografie BELMANS, R., Status praesens and future developments of the electricity market in Europe, presentatie bij Voka op 7 november 2005. BELMANS, R., Transport van elektrische energie: een technisch-economische uitdaging van hogere orde. BFE, Statistisch Jaarboek, 2003. BP, Statistical Review of World Energy, juni 2005. Blair voorstander van bouw nieuwe centrales, De Standaard, 18 mei 2006. Brand kost BASF miljoenen, De Standaard, 11 april 2006. Bush bepleit bouw nieuwe kerncentrales, De Tijd, 22 februari 2006. COMMISSIE BENCHMARKING VLAANDEREN, Jaarverslag 2004 en Evaluatieverslag 2002-2004, 2004. DAGGERS, J., Kernenergie: de emotie voorbij, Forum, 9 maart 2006. DE GROOTE, W., PUTSEYS, L., STALPAERT, L. en VAN HECKE, E., Milieu- en Natuurrapport Vlaanderen, MIRA Achtergronddocument 2005, Huishoudens, Vlaamse Milieumaatschappij, oktober 2005. DEVRIENDT, N., DOOMS, G., LIEKENS, J., NIJS, W. en PELKMANS, L., Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020. Eindrapport, Oktober 2005. DIDDEN, M., Techno-Economic Analysis of Methods to Reduce Damage Due to Voltage Dips, KU Leuven, 2003. DRAULANS, D., Energie als wapen, Knack, 11 januari 2006. VLAAMSE GEMEENSCHAP en SIGNIFICANT, Energiegebruik in huishoudens in Vlaanderen, Resultaten enquête 2005. ENERGY ONDERZOEKSCENTRUM NEDERLAND, ECN, The Contribution of Nuclear Energy to a Sustainable Energy System, maart 2006. ELECTRABEL, presentatie bij Fedichem, januari 2006. ELIA, Jaarverslag, 2005.

100

ELIA, Ontwikkelingsplan 2005-2012, 17 september 2005. Euratom herboren, Financieel Dagblad, 12 januari 2006. EUROPESE COMMISSIE, A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy - Green Paper, 8 maart 2006. EUROPESE COMMISSIE, Commission staff working document, annex to the green paper, a European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, What is at stake - Background document, 2006. EUROPESE COMMISSIE, Special Eurobarometer 227, september 2005. FOD economie, KMO, middenstand en energie, De energiemarkt in 2004. FORTIS, Fortis Carbon Banking, 2006. FROGATT, A. en SCHNEIDER, M., The World Nuclear Industry, Status Report 2004, December 2004. Gazprom waarschuwt EU voor dwarsbomen expansieplannen, De Tijd, 21 april 2006. GRIETEN, E., Vrijheid, blijheid?, snelbericht, 18 april 2005. GUSBIN, D., Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Federaal Planbureau, oktober 2004. GUSBIN, D. en HOORNAERT, B., Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, januari 2004. Honderden gezinnen zonder stroom na ontploffing, De Standaard, 25 oktober 2005. Italianen hebben weer stroom, De Standaard, 29 september 2003. KAINURINNE, K. Nuclear Energy in Finland, TVO-case, november 2005. Kernenergie splijtzwam op Duitse energietop, Financieel Dagblad, 4 april 2006. KNIP, K., En weer wordt het niks, NRC Handelsblad, 11 en 12 maart 2006. McKINSEY, Energievoorziening in Vlaanderen, Voorstelling voor de Commissie voor Openbare werken, Mobiliteit en Energie in het Vlaams parlement, 26 april 2005.

101

MOONS, K., VAN GERVEN, T., VAN DER BRUGGEN, B., VAN HOOSTE, H., MIRA (2005) Milieurapport Vlaanderen, Achtergronddocument 2005, Industrie, Vlaamse Milieumaatschappij, 2005. MUNCHAU, W., EU kan niet zonder kernenergie, NRC Handelsblad, 9 januari 2006. NATIONALE BANK VAN BELGIË, Jaarverslag, 2005. OESO, Projected costs of generating electricity, 2005 update. PROOST, S. en VAN REGEMORTER, D., KU Leuven, Working paper n° 9, How to achieve the Kyoto target in Belgium, 2000. Rijtje stroompannes Europa groeit, De Standaard, 29 september 2003. SERTYN, P., Waarom het elektriciteitsnet niet met haken en ogen aaneenhangt, De Standaard, 25 februari 2005. Stroompanne legt ook Zesdaagse stil, De Standaard, 26 november 2005. UCTE, UCTE Exchanges 1975 - 2004, 2005. VAN HOLEN, G., Vlaanderen vergunt weinig windturbines, De Morgen, 24 april 2006. VLAAMSE GEMEENSCHAP, Vergelijkende studie van de industriële gebruikerskosten voor elektriciteit in Vlaanderen, Nederland, Frankrijk, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk, Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap, Afd. Natuurlijke Rijkdommen en Energie, januari 2005. VRANKEN, F., Uranium, het radioactieve goud, De Tijd, 9 januari 2006. VREG, Rapport met betrekking tot het systeem van de groenestroomcertificaten voor de leveringen in het kalenderjaar 2005, 16 mei 2006. Wereld telt 450 kernreactoren, De Standaard, 12 januari 2006. WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, Supply of Uranium. September 2005. WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, The Economics of Nuclear Power, april 2006. WORLD NUCLEAR ASSOCIATION, www.world-nuclear.org, maart 2006.

102

Notities

103

Notities

104

Voka - Vlaams Economisch Verbond tel. 03 202 44 00, fax 03 233 76 60 [email protected], www.voka.be Voka - Kamer van Koophandel Antwerpen-Waasland Kantoor Antwerpen tel. 03 232 22 19, fax 03 233 64 42

Colofon Elektriciteit nu en in de toekomst Strategisch product voor burgers en bedrijven is een brochure van Voka - Vlaams Economisch Verbond

[email protected], www.kvkaw.voka.be Kantoor Waasland tel. 03 776 34 64, fax 03 777 74 34 [email protected] Voka - Kamer van Koophandel Halle-Vilvoorde tel. 02 255 20 20, fax 02 255 20 30

Onderzoekscoördinatie Eric Vermeylen Onderzoek Katleen Mariën en Marc Van den Bosch

[email protected], www.kvkhv.voka.be Voka - Kamer van Koophandel Kempen tel. 014 56 30 30, fax 014 59 31 00 [email protected], www.kvkkempen.voka.be Voka - Kamer van Koophandel arr. Leuven

Wetenschappelijke begeleiding Ronnie Belmans, professor KU Leuven Redactie Kristel Goffin en Jan Van Mol

tel. 016 22 26 89, fax 016 23 78 28 [email protected], www.kvkleuven.voka.be Voka - Kamer van Koophandel Limburg tel. 011 56 02 00, fax 011 56 02 09 [email protected], www.kvklimburg.voka.be Voka - Kamer van Koophandel Mechelen tel. 015 45 10 20, fax 015 45 10 21 [email protected], www.kvkmechelen.voka.be Voka - Kamer van Koophandel Oost-Vlaanderen [email protected], www.kvkov.voka.be Kantoor Gent

Lay-out Hans Housen Druk Antilope, Lier De overname van teksten uit Elektriciteit nu en in de toekomst Strategisch product voor burgers en bedrijven wordt aangemoedigd, mits bronvermelding.

tel. 09 266 14 40, fax 09 266 14 41 Kantoor Dendermonde: tel. 052 33 98 00 Kantoor Aalst: tel. 053 21 68 42 Kantoor Vlaamse Ardennen: tel. 055 39 04 90 Voka - Kamer van Koophandel West-Vlaanderen [email protected], www.kvkwvl.voka.be Kantoor Brugge: tel. 050 33 36 96, fax 050 34 22 97 Kantoor Ieper: tel. 057 22 08 60 Kantoor Kortrijk: tel. 056 23 50 51 Kantoor Oostende: tel. 059 51 65 89 Kantoor Roeselare-Tielt: tel. 051 26 17 80 Kantoor Veurne: tel. 058 31 11 80

Vlaanderen, juni 2006

Voka-studie 04 juni 06

Elektriciteit nu en in de toekomst - Strategisch product voor burgers en bedrijven | Voka - studie 04

www.voka.be

Het Voka-kenniscentrum bestudeert de maatschappelijke evoluties Elektriciteit nu in de toekomst en en analyseert de sociaalStrategisch product voor economische omgeving. burgers en bedrijven Dat levert langetermijninzichten op die vandaag reeds relevant zijn: op de directietafel, maar ook voor politici en academici.

Het Voka-kenniscentrum bestudeert de. Strategisch product omgeving. voor burgers en bedrijven. Dat levert langetermijninzichten

Recommend Documents