nr.05 erspectief DOSSIER DE ENERGIEVRAAG BEHEREN, EEN COMPLEX VAKGEBIED -24 NIEUWE SLUIZEN IN PANAMA COMPETENTIEMECENAAT: HET MAGRITTE MUSEUM

nr.

05

perspectief F SUEZ VAN GD LI 2009 N E IT E JU ACTIVIT STRIËLE U D IN E D

DOSSIER

DE ENERGIEVRAAG BEHEREN, EEN COMPLEX VAKGEBIED

MW

-24

NIEUWE SLUIZEN IN PANAMA COMPETENTIEMECENAAT: HET MAGRITTE MUSEUM

p04 GDF SUEZ stichter-mecenas van het nieuwe ‘Musée Magritte Museum’

Actualiteit van de Groep GDF SUEZ - partner van het wetenschappelijke poolstation ‘Princess Elisabeth Antarctica’

p08

Dos Mares, de nieuwe riviercentrale in Panama

p12

Ontwerp van nieuwe sluizen in het Panamakanaal

p16

Inhoudsopgave De energievraag p18 beheren

dossier

p20

p32

p36

p60

EEN STEEDS COMPLEXER VAKGEBIED

INVESTERINGEN BESCHERMEN

HET BEHEER VAN DE INDUSTRIËLE HULPMIDDELEN EN BEVOORRADINGSZEKERHEID

MARKTOPPORTUNITEITEN EN NETBESCHIKBAARHEID

perspectief juli 2009

PERSPECTIEF wordt uitgegeven door de directie Communicatie en Financiële Communicatie van GDF SUEZ, Troonplein 1, B – 1000 Brussel, Tel.: +32 2 510 76 70. Fax: +32 2 510 75 46. E-mail: [email protected]. Directeur van de publicatie: Valérie Bernis. Directeur van de redactie: Guy Dellicour. Hoofdredacteur: Romuald de Brabandère, Redacteurs: Alessandra Di Lieto, Kristof Scheldeman. Dank aan de leden van de directies Communicatie van Electrabel (F. Grifnée), GDF SUEZ Energy International (K. Damman) en GDF SUEZ Energy Services (G. De Walef, C. Filhol), Global Gas & LNG (Pascal Jentsch) en aan Strategy (Nadine Quetin, Stéphane Collignon, Eva Myzeqari), Ontwerp en realisatie: Strategy International Communications, www.strategy.be, Foto’s: Corbis, Electrabel, GDF SUEZ, Getty Images, Istock. Druk: Imprimerie Bietlot, België. PEFC- gecertificeerd

De informatie in dit nummer van Perspectief is ons verstrekt en bevestigd door de geïnterviewde personen en de betrokken ondernemingen. Dit nummer is tot stand gekomen tussen maart 2009 en juli 2009. De erin vervatte informatie dateert dus van de dag waarop ze werd verzameld (en dus niet noodzakelijk van de dag van de publicatie). Deze publicatie is ook verkrijgbaar in het Engels en het Frans. PEFC/07-31-81

02

PERSPECTIEF

Dit product komt uit duurzaam beheerd bos en gecontroleerde bronnen

>

voorwoord

K

lanten voorzien van milieuvriendelijke energie, tegen een scherpe prijs en op het gewenste ogenblik: voor GDF SUEZ is dat één van de grootste uitdagingen. In het themadossier van dit vijfde nummer van PERSPECTIEF leest u hoe een Groep als de onze tal van industriële en financiële keuzes maakt om de energievraag op te vangen.

Om die vraag het hoofd te bieden, moeten een groot aantal vakgebieden beheerst worden, die steeds complexer worden. De uitdaging blijft niet langer beperkt tot het beheer van een productiepark van elektriciteitscentrales op basis van verschillende technologieën. Externe omstandigheden zorgen er soms voor dat het meer aangewezen is energie op de beurs aan te kopen, dan diezelfde energie in eigen centrales op te wekken.

Klimaat, wetgeving en marktvoorwaarden verschillen van continent tot continent, van land tot land en zelfs van regio tot regio. Dat betekent ook dat op één plaats groeimogelijkheden kunnen ontstaan, die moeilijke situaties elders tot op zekere hoogte kunnen compenseren. Om de bevoorrading van de centrales te verzekeren volstaat het niet meer om over eigen brandstofbronnen te beschikken. Er moet ook worden toegezien op de beschikbaarheid en veiligheid van de transportnetten en op een ononderbroken aanvoer van middelen en grondstoffen.

p70 BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

De energievakgebieden bij GDF SUEZ zijn niet alleen gericht op het beheer en de verkoop van de geproduceerde energie. Ze zijn doordrongen van respect voor de omgeving waarin ze opereren. Dat respect uit zich op het vlak van ecologie en biodiversiteit, maar ook in de naleving van alle lokale en internationale regelgevingen die in de sector van toepassing zijn. Tot slot is de beveiliging van investeringen en financieringsmethodes van de Groep in de huidige onzekere financiële context een onmiskenbare troef. We wensen u alvast veel leesplezier. DE REDACTIE

PERSPECTIEF

03

n

ieuws

GDF SUEZ stichter-mecenas van het nieuwe Magritte museum Wat voor kort nog een zoete en onbereikbare droom leek, is bewaarheid: de Groep heeft het eerste competentiemecenaat van België ondertekend, dat volledig in dienst staat van kunst en duurzame ontwikkeling. De idee om een museum exclusief aan René Magritte te wijden, is geen utopie gebleken. Ze volgde de realistische logica van wat de Koninklijke Musea voor Schone Kunsten van België (KMSKB) al een tijd lang voor ogen hadden.

04

PERSPECTIEF

Door de vele aankopen en legaten, maar ook dankzij de nauwe banden van de KMSKB met de kunstenaar, is in Brussel mettertijd de grootste Magritte-collectie ter wereld ontstaan. Helaas bleef de collectie schromelijk onderbenut en bovendien was ze verspreid over verschillende afdelingen van het Museum. Eerst en vooral wilde men daarom het patrimonium samenbrengen en de collectie tot haar recht laten komen. “In vergelijking met andere referenties uit de kunstgeschiedenis was Magritte de enige schilder van wie we de grootste verzameling ter wereld in ons bezit hadden. Een collectie die zich bovendien kwalitatief en technisch het best leende voor een permanente tentoonstelling”, verduidelijkt Michel Draguet, directeur van de KMSKB.

De idee was gelanceerd, nu moest ze alleen nog verwezenlijkt worden. Vier partners stonden aan de wieg van dit culturele project dat België een internationale uitstraling zou geven: de KMSKB, de Stichting Magritte, de Belgische Staat (via het Federaal Wetenschapsbeleid en de Regie der Gebouwen) en GDF SUEZ. “Voor ons was het een uitdaging deze partners rond het nieuwe concept van het competentiemecenaat te scharen. Voor een openbaar bestuur vergde een dergelijk project een grondige mentaliteitswijziging en een aanpassing aan een zeer performant systeem. GDF SUEZ kon dan wel voldoen aan de meeste renovatiebehoeften, daarmee waren ze nog niet allemaal uitgevoerd. De openbare besturen moesten worden aangepord om dezelfde dynamiek te

volgen. Het competentiemecenaat vereist immers dat alle partners zich ten volle engageren voor het project en precies weten wie welke rol speelt. Als het enige tijd heeft geduurd voor het project werd opgestart, is dat vooral een gevolg van de Belgische politieke instabiliteit. Moet het nog gezegd dat België bijna een jaar lang geen regering had? Maar zodra eenmaal alle vergunningen en goedkeuringen verkregen waren, vatten de werken meteen aan en kenden ze een onberispelijk verloop”, voegt hij eraan toe.

Visitekaartje voor de Groep Voor de vaak miskende competenties van de dienstverlenende dochterondernemingen van de Groep is er geen beter platform te bedenken dan deze schitterende kunsttempel met internationale uitstraling, om erkend te worden. Een van de oorspronkelijke doelstellingen van het museum was de bewaaromstandigheden van de kunstwerken verbeteren. Fabricom GTI voerde, voor rekening van GDF SUEZ, de meeste renovatiewerken uit in het interieur van het gebouw om het aan zijn nieuwe bestemming aan te passen. Het bedrijf voerde aanpassingen door op verschillende vlakken: op functioneel vlak (met de realisatie van specifiek meubilair, de vervanging van de

Dubbel wandsysteem om de expositieruimes te verduisteren en de bekabeling van verlichting en klimaatregeling aan het oog te onttrekken

verlichting, de creatie van volumes en expositieruimtes), op het vlak van het comfort (de aanpassing van de installatie voor koudeproductie, klimaatregeling,…) en op het veiligheidsvlak (toegangscontrole, inbraakbeveiliging). Daarbij moest Fabricom GTI ook met milieu- en energieaspecten rekening houden. Energie-efficiëntie en duurzame ontwikkeling staan immers centraal bij deze renovatie. Zo worden de klimaatregelingssystemen volledig automatisch aangestuurd, en dat verzekert de beste bewaaromstandigheden voor de kunstwerken, zorgt voor een optimaal rendement en dus ook voor een rationeel energiegebruik. Bijzondere aandacht ging ook uit naar de vermindering van het elektriciteitsverbruik voor de verlichting. In plaats van een globale verlichting opteerde Fabricom voor een uiterst precieze en gerichte belichting van de kunstwerken. Daarbij werd gebruik gemaakt van zuinige technologieën zoals glasvezel en lichtgevende dioden (LED). “De grootste beperking waarmee wij geconfronteerd worden, heeft te maken met het feit dat we aan het Koningsplein liggen, in een geklasseerd gebouw met zijn eigen beperkingen. De

GDF SUEZ en René Magritte, een lange voorgeschiedenis …

denkoefening over duurzame ontwikkeling, bijvoorbeeld, staat in onze musea nog in haar kinderschoenen (klimaatregeling op bijna 40 000 m2 voor de bewaring van de werken). GDF SUEZ heeft het museum dan ook heel wat bijgebracht op het vlak van technologisch onderzoek, want in die dynamiek zijn we nog niet erg beslagen”, onderstreept de Directeur van de KMSKB. Dochteronderneming INEO, die ook al heel wat ervaring heeft met het behoud van erfgoed, realiseerde alle multimediale en audiovisuele uitrustingen van het museum. Die zorgen ervoor dat de bezoeker op een interactieve manier door het museum wordt geleid. Om daar een surrealistische en moderne noot aan toe te voegen, werden enkele ramen in de gevel opgevuld met LED-schermen waarop de wolkenhemel van de Meester voorbijschuift. Electrabel en Solar Technics van hun kant, staan dan weer in voor respectievelijk de levering van groene elektriciteit en de installatie van 16 m2 zonnepanelen op het dak van het gebouw. Die zonnepanelen leveren de energie voor de nachtelijke verlichting van het geveldoek.




LED-schermen met bewegende beelden in de gevelramen

De Groep heeft altijd al dicht gestaan bij René Magritte. Reeds in 1998, het jaar waarin de 100ste verjaardag van Magritte's geboorte werd herdacht, hield Gérard Mestrallet de openingstoespraak van de expositie. Later, in 2005, werd de Groep sponsor van het evenement ‘Magritte en de fotografie’. Het mag dan ook niet verbazen, dat GDF SUEZ zich vandaag stichter-mecenas van het Magrittemuseum mag noemen. Enerzijds illustreert het project de band van de Groep met de Belgische schilder. Tegelijk is het één van de grootste mecenaten geworden die ooit door een privégroep op Belgische bodem werd gevoerd.

PERSPECTIEF

05

n

ieuws




Een geslaagd partnerschap Het Magritte museum heeft dankzij het geslaagde partnerschap het best mogelijke resultaat behaald. Vooral de uitwisseling van competenties tussen openbare en privésectoren en het samensmelten van de teams was essentieel. “De teams van het museum wisten de samenwerking te smaken met een marktleider voor wie kwaliteit op de eerste plaats staat. Hun professionalisme is zichtbaar toegenomen, vooral dankzij de toegang tot

nieuwe technologieën”, getuigt Michel Draguet. Voor GDF SUEZ en haar dochterondernemingen zal het Magritte museum fungeren als een etalage, waarvan de zichtbaarheid veel verder zal reiken dan bij eerdere prestigieuze contracten. Bovendien is dit al het tweede partnerschap dat de Groep met het Federaal Wetenschapsbeleid heeft gesloten (zie artikel over het Poolstation Princess Elisabeth – blz. 08), wat de knowhow van de teams van GDF SUEZ beslist ten goede zal komen.

En ook al zal de Groep allicht niet voor eeuwig met het museum verbonden blijven, het imago van GDF SUEZ zal er blijven op afstralen. “De teams hebben er gewerkt en gezweet. Dit is hun museum. Er zal altijd slechts één stichtermecenas zijn. Dit project hebben we samen aangepakt en tot een goed einde gebracht”, besluit Michel Draguet. I

Gesprek

Het beheer van een museum anno 2009 MICHEL DRAGUET Directeur van de Koninklijke Musea voor Schone Kunsten van België

Welke rol speelt het museum in onze samenleving? Van een museum verwacht men dat het een maatschappelijke actor is. Musea staan in dienst van de gemeenschap en moeten meer dan ooit gebruik maken van de communicatiemiddelen en argumenten die bij de moderne samenleving aansluiten. Het publiek verwacht méér van een museum dan schilderijen tegen witte muren met een woordje uitleg. In dit internettijdperk wil de bezoeker bij de hand worden genomen en bij het buitengaan iets hebben

06

PERSPECTIEF

opgestoken. We hebben dan ook een sociale taak rond het solidariteitsprincipe die we met veel burgerzin moeten vervullen. Het museum is een plaats van maatschappelijke integratie. Waarin is het beheer van musea geëvolueerd en wat zal de impact zijn van de oprichting van het nieuwe Magritte museum? De interne herschikking van de teams van de KMSKB in de vorm van een ‘Business Unit’ Magritte museum heeft het mogelijk gemaakt om nieuwe

beheerselementen op te zetten. Zo hebben we bijvoorbeeld onze tarieven helemaal herzien. Dat was nooit eerder gebeurd: we hanteerden nog tarieven die voor de culturele wereld ronduit lachwekkend waren. Parallel daarmee hebben we ook de samenstelling van ons publiek bestudeerd. Dankzij deze dubbele analyse konden we de ticketprijs optrekken, en tegelijk een grote groep bezoekers gratis toegang geven. Het resultaat is, dat we meer ontvangsten binnenkrijgen die we aan het beheer van het

museum kunnen besteden, maar ook en vooral een fijner afgesteld sociaal aanbod. Het beheer van de musea moet nu en in de toekomst verder evolueren. Tot nu toe is financiële autonomie niet mogelijk, en mocht de overheid ons niet de middelen hebben verschaft om ons te ontwikkelen, dan waren we allicht in een zekere inertie weggegleden. De nieuwe beheerstrategie zal er meer op gericht moeten zijn om middelen aan te boren daar, waar ze te vinden zijn, en om daarna de nodige extra’s aan

's Avonds licht in de vensterramen van het museum de wolkenhemel van Magritte op, een geslaagde toepassing van LED-schermtechnologie

de overheid te vragen. Kortom, voor de musea van de toekomst is dat de echte uitdaging. Hoe reageerden kunstverzamelaars op de aankondiging van dit nieuwe museum? Ze waren meteen enthousiast. De wereld van verzamelaars is iets apart, we hebben zeker niet met iedereen kunnen samenwerken. Onze voorkeur ging uit naar verzamelaars die altijd dicht bij het museum stonden. Andere verzamelaars zijn via de Stichting Magritte met ons in contact gekomen. Onze relatie met de verzamelaars zien we veeleer als een partnerschap dat uiteindelijk zou moeten leiden tot de oprichting van een soort ereraad waarin ze zitting nemen. Het museum beschikte immers niet over de middelen om werken aan te kopen. Om onze collectie op lange termijn uit te breiden, rekenen we op schenkingen of legaten. Hoeveel bezoekers verwacht u? Wat de bezoekersaantallen

betreft, moeten we rekening houden met de beperkingen van het gebouw. Het Magritte museum is geen expositieruimte maar een bewaarruimte. Bij de schatting van onze inkomsten zijn we dan ook uitgegaan van één uitgangspunt: de veiligheid. Op die basis kunnen we maximaal 600 000 bezoekers per jaar toelaten. Axima heeft daarvan uitgaande een bijkomende studie uitgevoerd, die een maximum aantal gelijktijdige bezoekers vooropstelt, zodat de bewaring van de kunstwerken niet in het gedrang komt. Is uw mecenaatsbeleid veranderd als gevolg van het Magritteproject? Misschien wel, ja. De manier waarop potentiële sponsors in het verleden werden benaderd, was zeer klassiek en – laten we wel wezen – ook een beetje hypocriet. Voortaan zullen we onze zoektocht naar sponsors veeleer afstemmen op bedrijven of instellingen die zelf ook voor-

deel halen uit hun steun. Dat geeft alvast blijk van meer burgerzin, in die zin dat alle partners die meewerken aan een project, er ook baat bij hebben. Het is mijn doel om alle partners gelukkig te maken en hen het gevoel te verlenen, dat ze er goed aan hebben gedaan om mee in het avontuur te stappen. Welke voordelen mag de sponsor verwachten? Het is belangrijk bij deze vorm van samenwerking, dat alle partijen er beter van worden. Misschien zal dit project industriële opportuniteiten voor GDF SUEZ opleveren. Ik zal alvast mijn dank blijven herhalen ten overstaan van potentiële klanten van de Groep en deze contractformule blijven aanprijzen. De klassieke benadering van een mecenas, waarbij men zich meer als bedelaar dan als partner opstelde, leidt op geen enkele manier tot het nastreven van gemeenschappelijke doelen.

Een meer persoonlijke vraag: wat heeft dit project u bijgebracht als bedrijfsleider? De reacties van andere musea waren positief. Iedereen is ervan overtuigd dat dit een uitstekend idee was. Wat me nog méér stress bezorgt, want u mag het gerust weten: het is alsof ik voor een examen stond waarvoor ik absoluut niet mag zakken. Ik ben zeer blij dat ik met GDF SUEZ heb mogen samenwerken. Dit partnerschap heeft me geraakt. Het is één van die beslissende ervaringen waaruit ik later kracht zal putten om andere zaken op te zetten. I

PERSPECTIEF

07

n

ieuws

GDF SUEZ - Partner van het wetenschappelijke station ‘Princess Elisabeth Antarctica’

Energieproductiemix Zonne-energie

Verwarming: 22

m2 zonnepanelen 2 Elektriciteit: 109,5 m fotovoltaïsche zonnepanelen 2 op het station, 270 m op de grond

Windelektriciteit

9 windturbines van 6 kWp elk

Niet-hernieuwbare elektriciteit

2 dieselgeneratoren van 44 kwh voor noodgevallen

08

PERSPECTIEF

© International Polar Foundation / R. Robert


Totale energieproductie per jaar 140 MWh : 2/3 afkomstig uit windenergie 1/3 uit zonne-energie

Het poolstation Princess Elisabeth werkt volledig op hernieuwbare energie en heeft een minimale ecologische voetafdruk. Wetenschappers van over de hele wereld kunnen er gebruikmaken van uitmuntende technologieën. Het doel is dan ook ondersteuning te bieden voor onderzoeksprojecten die leiden tot een beter begrip van de klimaatverandering.

info

Essentiële kennis op het vlak van energiebevoorrading

Omdat energieproductie met windturbines

en zonnepanelen maar één tiende van het

potentiële verbruik van de bewoners kan

dekken, is een intelligent energiebeheer

voor het poolstation een absolute nood-

zaak. Niet alle systemen van het station

worden tegelijkertijd gebruikt. Een intelli-

gent computergestuurd mini-netwerk

zorgt voor een vraaggerichte toevoer van energie, bijvoorbeeld om te koken of een

Vier jaar geleden startte burgerlijk ingenieur en geëngageerd ontdekkingsreiziger Alain Hubert met de bouw van het poolstation ‘Princess Elisabeth’. De bouw van het station, gelegen in Koningin Maudland op de noordoostelijke helling van Antarctica, is intussen voltooid, en op 15 februari vond de inhuldiging plaats. Het Belgische poolstation is het eerste dat volledig op ecologische leest is geschoeid. Het is een uniek en ambitieus project, waarin GDF SUEZ en zijn dochters Electrabel en Laborelec sterk geïnvesteerd hebben, niet alleen financieel, maar ook met een belangrijke technische bijdrage. Het station is een uitstalraam voor technologische toepassingen en een springplank naar een beter begrip van de klimaatmechanismen. Het station onderstreept het uitgesproken engagement dat de Groep opneemt in de strijd tegen de klimaatverandering. Naast het Magritte museum (zie blz. 4), is dit het tweede grote project waarvoor GDF SUEZ zich inzet via een competentiemecenaat.

Een grote uitdaging: een ‘zero emission’-poolstation Het is in het kader van het Internationaal Pooljaar 2007-2008 dat GDF SUEZ besliste

douche te nemen. Schakelaars met led-

lampjes informeren zowel de computer als

om samen te werken met de International Polar Foundation (IPF), de initiatiefnemer van het poolstationproject. De onderzoeksteams van Laborelec en Electrabel hebben alles in het werk gesteld om kennis, innovatie en spitstechnologie te leveren.

de gebruikers over de geregistreerde

energiebehoeften en over de energie-

beschikbaarheid. Zo volstaat een tiende

van de energiebevoorrading die nodig zou

zijn om alle systemen tegelijk te doen

werken. Een uitgekiend ontwerp en zorgvuldige materiaalkeuze, energiebesparende

Een werkgroep met medewerkers van IPF, Laborelec en Schneider Electric ontwikkelden de systemen voor de autonome elektrische installatie, die betrouwbaar werkt en geen CO2 uitstoot. Het was geen sinecure: er moest gewerkt worden op een granietrots op 1 400 m hoog in een onbewoond gebied van 1 500 km2, ver verwijderd van elk elektriciteitsnet. In die zin is het station een waar schoolvoorbeeld. De door het station verbruikte energie wordt opgewekt door windturbines en zonnepanelen. Energie-efficiëntie vormde de leidraad bij het ontwerp van het gebouw en bij de keuze van materialen, het ventilatiesysteem, het energiecontrolesysteem en de energiebesparende toestellen. De poolbasis is dan ook de meest energiezuinige die tot nu toe werd gebouwd. In de laboratoria van Laborelec werden de installaties aan de nodige proeven en betrouwbaarheidstesten onderworpen. Eens goedgekeurd, werden ze gedemonteerd, in containers verpakt en naar Antarctica verscheept. Deze winter hebben zes medewerkers van GDF SUEZ de expeditie BELARE 2008-2009 begeleid, om alles opnieuw te monteren en in werking te stellen. I

toestellen en het gebruik van passief

verzamelde zonne-energie om het gebouw te verwarmen, maken van deze zuidpool-

basis de meest energiezuinige die tot nu toe is gebouwd.

© IPF

Antarctica vormt een uniek archief van de klimaatgeschiedenis van onze planeet. Om de dringende klimaatproblemen van vandaag op te kunnen lossen, moeten we dat klimatologisch verleden doorgronden.

Een test op ware grootte De volledige interne installatie van het station is nagebouwd en getest in de lokalen van Laborelec, vooraleer ze ter plekke werd geïnstalleerd.

PERSPECTIEF

09

n

ieuws

GDF SUEZ heeft zopas een

09/2008 - 06/2009 GDF SUEZ en haar partner First Oil Expro Ltd

GDF SUEZ

hebben een nieuw aardgasveld

het kapitaal van SPE, de tweede

exploratie en -productie in

De Société Nationale des Hydrocarbures du Cameroun en GDF SUEZ hebben een

ontdekt in de zuidelijke zone

elektriciteitsproducent van

Azerbeidzjan. Dit land beschikt

strategisch partnerschap

van het Brits continentaal

België, overgedragen op

over grote koolwaterstof-

gesloten voor de ontwikkeling

plateau. De put is geboord tot

Centrica. Met deze transactie

voorraden, geraamd op meer

van een LNG-exporthaven in

op een diepte van 2 896 m en

was een bedrag van 515 miljoen

dan 11 miljard vaten olie-

Kameroen. Dit land is een

levert een standaarddebiet van

euro gemoeid. De Groep is

deelneming van 15% verworven in een licentie voor offshore-

3

heeft haar

volledige deelneming (51%) in

equivalent, en aardgasreserves

belangrijke speler op de

van ruim 1 200 miljard m3,

internationale gasmarkt en

nagekomen die zij in het kader

waarmee het zich als potentiële

beschikt naar schatting over

van de fusie tussen Gaz de

leverancier voor de Europese

500 miljard m3 gasreserves.

France en SUEZ ten aanzien

1,1 miljoen m per dag.

hiermee al haar verbintenissen

markten aandient. Mocht de

van de Europese Commissie

exploratie succesvol verlopen,

was aangegaan.

september

oktober

november

december Boorplatform

GDF SUEZ Energy International heeft voor

GDF SUEZ en de Zwitserse

licentie ertoe leiden dat de

regionale gasmaatschappij

obligatielening van

reserves van de GDF SUEZ

ongeveer 50 miljoen euro

Gaznat hebben recent een

4,25 miljard euro uitgeschreven.

Groep met 35 miljoen vaten olie-

Econergy International

tienjarige overeenkomst

De lening werd ruim twee maal

equivalent worden uitgebreid.

overgenomen, een onderneming

getekend voor de levering van

overtekend. Het gaat om de

die zich toelegt op hernieuwbare

ongeveer 300 miljoen m3.

grootste obligatielening van

zal een benutting van deze

energieprojecten, vooral in Latijns- en Noord-Amerika. Het

10

PERSPECTIEF

GDF SUEZ heeft een

een industriegroep sinds 2004.

GDF SUEZ zal, in een

opgestelde vermogen van

partnerschap met TOTAL, één

Econergy International bedraagt

derde van het kapitaal plus één

in totaal 266 MW (+200 MW in

aandeel bezitten van de

ontwikkeling) en omvat kleine

projectvennootschap voor de

waterkrachteenheden,

bouw en exploitatie van de

windturbines en eenheden voor

tweede EPR-kerncentrale in

methaanwinning uit steenkool.

Frankrijk.

De Braziliaanse ontwikkelingsbank BNDES heeft GDF SUEZ

GDF SUEZ meldt dat de

een lening toegekend van

Op 5 februari 2009 heeft

GDF SUEZ heeft een overeenkomst met E.ON AG

proefboring 44/12a-3 met succes

GDF SUEZ

werd afgerond, met als gevolg

waterkrachtcentrale van 241 MW

gesloten voor de uitwisseling

dat het aardgasveld Cygnus in

in São Salvador (Brazilië) in

van elektrische productie-

2,44 miljard euro over 20 jaar.

het zuiden van de Noordzee kan

bedrijf genomen. De centrale

capaciteit en trekkingsrechten

Het geld is bestemd voor de

worden uitgebreid. De boring is

was goed voor een totale

op kerncentrales tussen

financiering van het Jirau

uitgevoerd tot een diepte van

investering van ongeveer

beide ondernemingen. De

project, een nieuwe

3 790 meter en een proef heeft

307 miljoen euro, waarvan

overeenkomst heeft betrekking op ongeveer 1 700 MW.

een nieuwe

waterkrachtcentrale met een

aangetoond dat er 905 600 m

37 miljoen besteed werd aan

vermogen van 3 300 MW. De

aardgas per dag kan worden

ecologische en sociale

lening dekt 68,5% van de

ontgonnen. De waarschijnlijke

programma’s voor de bescher-

3,3 miljard euro die de bouw

reserves van het secundaire

ming van fauna en flora en

van de centrale zal kosten.

reservoir worden op meer dan

nieuwe huisvesting voor

3

2,83 miljard m geschat.

januari

februari

© GDF SUEZ / ABACAPRESS / BIZZARRI GIUSSEPE

omwonenden.

3

maart

De president van Brazilië - Luiz Inàcio Lula da Silva - en Gérard Mestrallet tijdens de inhuldiging van de centrale van São Salvador.

april

mei

juni

Centrale van São Salvador, Brazilië

In Chili is men begin dit jaar gestart met de bouw van het

GDF SUEZ heeft een

GDF SUEZ en Iberdrola,

windturbinepark Monte

openbare obligatielening van

hebben een joint venture

GDF SUEZ heeft COFELY in het leven

Redondo, 320 kilometer ten

750 miljoen euro uitgeschreven

gesloten om samen met

geroepen, een sterk

noorden van Santiago. Dit park

op de Belgische en

overkoepelend merk voor haar

met een opgesteld vermogen van

Luxemburgse markt. Het is tot

Scottish & Southern Energy (SSE) mee te dingen

38 MW zal in oktober 2009

dusver de grootste uitgifte van

voor de overname van de

leiderspositie in Europa te

operationeel zijn en een

obligaties voor particuliere

nucleaire sites die nu nog in

versterken, haar zichtbaarheid

investering van 120 miljoen USD

beleggers in België en

handen zijn van de Nuclear

te vergroten en haar groei op

vereisen. De toekomstige

Luxemburg.

Decommissioning Authority

de veelbelovende markt van

elektriciteitsproductie van het

(NDA) en EDF Development

energie- en milieuefficiëntie te

windturbinepark Monte Redondo

Company Limited. Het is de

bevorderen.

is al voor een periode van 14 jaar

bedoeling om later mee te

voorverkocht. De eerste

werken aan de ontwikkeling van

elektriciteitsleveringen zijn

nieuwe kerncentrales in het

gepland voor januari 2010.

Verenigd Koninkrijk.

energiediensten, om haar

PERSPECTIEF

11

n

ieuws

PHILIPPE DELMOTTE, GDF SUEZ Energy International, CEO Central America

Dos Mares, de nieuwe riviercentrale Gualaca, Lorena, Prudencia, río Chiriquí, Cochea, Papayal, ... het zijn namen die klinken als droombestemmingen. Stuk voor stuk roepen ze de sfeer op van exotische oorden en zonnige vakanties. In werkelijkheid verwijzen ze allemaal naar onderdelen van de waterkrachtcentrale die momenteel wordt gebouwd in de provincie Chiriquí in Panama (Midden-Amerika). PHILIPPE DELMOTTE vertelt ons alles over het Dos Mares-project.

Kunt u ons meer vertellen over de aanwezigheid van GDF SUEZ in Panama? GDF SUEZ Energy International is sinds maart 2007 actief op de Panamese energiemarkt. In dat jaar verwierf de Groep 51% in Bahía Las Minas, de grootste thermische centrale van het land. Deze centrale heeft een totaal opgesteld vermogen van 280 MW. Andere dochterondernemingen van GDF SUEZ, zoals de Compagnie Nationale du Rhône, Tractebel Engineering, Coyne et Bellier en Technum,

12

PERSPECTIEF

hebben meegewerkt aan verschillende studieen ontwerp-opdrachten rond de uitbreiding van het Panamakanaal, en vooral aan het model van de nieuwe sluizen van het kanaal. Eind 2007 zijn we gestart met de bouw van Cativá, een project met een capaciteit van 87 MW, dat vanaf december dit jaar volledig operationeel zal zijn. Het doel is de dringende energiebehoeften van het land op te vangen. Met de centrale Dos Mares willen we het

lokale energieaanbod van de Groep uitbreiden, om tegen 2011 een opgesteld vermogen van ongeveer 500 MW te halen. Hoe ziet de elektriciteitsmarkt in Panama eruit? De Panamese elektriciteitsmarkt is relatief klein (in totaal 1 500 MW, wat overeenstemt met de helft van de capaciteit van de centrale Jirau in Brazilië). Veel installaties zijn verouderd en te klein en het elektriciteitssysteem heeft

Caraïbische Zee

GSECA Thermische centrales

Panamakanaal Santa Catalina

Dos Mareshydroproject

Panama

Panama-stad

GSECA hoofdkantoor

Penonome

Grote Oceaan




Breedtegraad: 08°58’ N Lengtegraad: 79°33’ W

Panama Oppervlakte:

78 200 km

daarnaast te kampen met een capaciteitstekort. De oorzaak is een gebrek aan investeringen in het verleden, vooral te wijten aan een regelgevend systeem waarin de langetermijnvisie ontbrak. Omdat vraag en aanbod slecht op elkaar zijn afgestemd, is de Panamese elektriciteitsmarkt sterk afhankelijk van water. In droge periodes wordt zware stookolie gebruikt als aanvulling op waterkracht. 95% van de elektriciteit wordt verbruikt door de huishoudelijke en commerciële sector, grote industrie is amper aanwezig in Panama. Waarom een project van deze omvang in Panama en niet in een ander MiddenAmerikaans land? Uit verschillende indicatoren bleek dat Panama het meest geschikte land was voor de bouw van de Dos Mares-centrale: de nood

aan investeringen op korte termijn in een politiek stabiel land met een transparante regelgeving. Door de wetgeving bij te sturen zodat een strikte en transparante toepassing van de marktregels mogelijk werd, heeft de regering van Panama investeerders aangetrokken. Zo zijn de distributiebedrijven intussen verplicht om langetermijncontracten te sluiten. Ook de sterke economische groei van het land was een doorslaggevende factor. Panama kent immers een volgehouden groei, met een bbp dat in 2008-2009 met ruim 9% toenam. Die economische dynamiek is vooral toe te schrijven aan de uitbreiding van het kanaal, de vrijhandelszone van Colón en de bankdiensten, maar ook aan diensten die parallel hiermee tot ontwikkeling zijn gekomen

2

Bevolking:

3 320 000 inwoners

(bijvoorbeeld de bouw van een luchtvaarthub met verbindingen naar de meeste grote steden in de Verenigde Staten, MiddenAmerika en Zuid-Amerika) en aan buitenlandse ondernemingen die zich recent in het land hebben gevestigd (Caterpillar, DELL, …). Omdat Panama zijn groei hoofdzakelijk aan de ontwikkeling van het kanaal dankt, is het in vergelijking met zijn buurlanden heel wat minder kwetsbaar voor externe gebeurtenissen en de gevolgen van de crisis. En tot slot haalt Panama 60% van zijn energie uit waterkracht. De omgevingsvoorwaarden (tropisch klimaat, hydrologie, topografie) lenen zich uitstekend voor de ontwikkeling van waterkracht. Panama vormt dan ook een goede uitvalsbasis voor alle ontwikkelingen van GDF SUEZ in MiddenAmerika en de Caraïben.




PERSPECTIEF

13

n

ieuws




Kunt u ons meer vertellen over het Dos Mares project? De eenheden Gualaca, Lorena en Prudencia, die samen de riviercentrale Dos Mares vormen, zullen één voor één worden gebouwd langs de rivier Chiriquí. We zijn intussen gestart met de eenheid Gualaca, stroomafwaarts van de bestaande Canjilones-centrale. De bouw zal twee jaar in beslag nemen. De inbedrijfstelling van de drie eenheden is gepland tussen medio 2010 en medio 2011. Dos Mares zal een totaal opgesteld vermogen van 115 MW* ontwikkelen.

16 490 m kanalen, 215 000 m3 beton, 6 900 000 m3 uitgravingen en 2 360 000 m3 aanaardingen. De toekomstige elektriciteitsproductie hebben we nu al verkocht aan distributiebedrijven: 100 MW per jaar tussen 2013 en 2022, of 6 000 GWh over de hele periode. Deze ontwikkeling in de waterkrachtsector zal bijdragen tot stabielere energieprijzen omdat ze ons minder afhankelijk maakt van schommelende brandstofprijzen. En dat is goed nieuws voor de Panamese eindverbruiker. Wie zijn de partners van GDF SUEZ in dit project? Binnen de Groep werd de centrale Dos Mares gecoördineerd door het projectteam van GDF SUEZ Energy Central America. LEME zorgde voor het ontwerp van de centrale en Coyne et Bellier nam de technische leiding van de bouw voor haar rekening. Daarnaast hebben wij ook twee EPC-contracten afgesloten: één met

De Dos Mares-centrale zal vooral worden gevoed door het water van de Canjilonescentrale, die zich stroomopwaarts op de Esti bevindt, maar ook door de rivieren Chiriquí, Cochea en Papayal. Elke eenheid zal 2 turbines bevatten met een totale capaciteit van 25 MW (Gualaca), 33,70 MW (Lorena) en 56 MW (Prudencia). Het project behelst een totale investering van 400 miljoen dollar,

GDF SUEZ IN PANAMA

20% marktaandeel 2de op de markt (AES 1

ste

en Enel 3de)

IN 2011

500 MW opgesteld vermogen > 280 MW

via Bahía las Minas

87 MW via Cativá > 115 MW via Dos Mares >

14

PERSPECTIEF

Odebrecht voor het civielbouwkundige gedeelte en één met Alstom & Areva voor het elektromechanische gedeelte. Voor het transmissieluik onderhandelen we momenteel nog met Siemens. Wat zijn de grootste uitdagingen? Er zijn er drie. De eerste grote uitdaging is de uitvoeringstermijn. Door onze contractuele verplichtingen ten aanzien van de regulator moet de centrale op relatief korte tijd worden gebouwd. De tweede uitdaging is van financiële aard. Omdat het om kleine eenheden gaat, is er geen sprake van een schaalvoordeel. Een goed investeringsbeheer is bijgevolg een sleutelgegeven van het project. De belangrijkste uitdaging, ten slotte, is de relatie met de gemeenschap. Wij hebben een beleid ontwikkeld voor communicatie met de lokale gemeenschappen en een sociaal programma voor ontwikkelingshulp aan de betrokken dorpen. Zo leveren wij apparatuur voor de medische centra, steunen

we de gemeenten door het verbeteren van de drinkwatervoorziening en het financieren van de afvalophaling. Slechts een vijftigtal mensen zullen moeten verhuizen. Verder

proberen wij een open communicatie te voeren, onder meer door debatsessies in de dorpen te organiseren waar in alle openheid tekst en uitleg wordt gegeven. I

De Dos Mares-riviercentrale * Het vaste vermogen is opgetrokken en werd geschat op 104 MW. De lokale procedure maakt een onderscheid tussen het opgestelde vermogen en het vaste vermogen, d.w.z. het vermogen dat kan worden gecontracteerd. Dit vermogen is gebaseerd op hydrologische studies van de voorbije 30 jaar, die bepalen hoeveel energie er tijdens de piekuren gedurende 95% van de tijd kan worden opgewekt.

Canjillones-centrale Q = 120 m3/s

Rivier Esti Q = 5 m3/s Gualaca stuwdam QEcologisch = 0,72 m3/s

Rivier Chiriquí Sifon

Rivieren Cochea en Papayal Q = 30 m3/s

Gualaca-centrale Q = 125 m3/s H = 23,5 m

Lorena-centrale Q = 125 m3/s H = 31,5 m El Corro stuwdam QEcologisch = 1,37 m3/s Prudencia-centrale Q = 155 m3/s H = 38 m

Centrale in aanbouw Bestaande centrale Geplande stuwdam Q= debiet

H= hoogte

PERSPECTIEF

15

n

ieuws

De nieuwe sluizen van het Panamakanaal -

een gigantisch project

Door de steeds groter wordende containerschepen en het toenemende verkeer op het kanaal besloot de directie van het Panamakanaal in 2002 om het kanaal uit te breiden. Met deze uitbreiding wil zij het hoofd bieden aan de toekomstige uitdagingen van het internationaal maritiem transport.


Dankzij een complex van 3 sluizen, zal in totaal 87% minder water worden verbruikt dan met een enkele sluis zonder spaarbekken.

16

PERSPECTIEF

Jaarlijks varen er meer dan

Twee groepen wedijverden met elkaar om de ontwerpstudie van dit gigantische project binnen te halen. Na de voor- en nadelen van de twee concurrerende projecten te hebben afgewogen, koos de directie van het Panamakanaal (Autoridad del Canal de Panamá - ACP) voor het ontwerp van de engineeringdivisies van Tractebel Engineering (Technum, Coyne et Bellier) en de Compagnie Nationale du Rhône (CNR), die zich voor het project in een consortium hadden verenigd. De ACP had heel specifieke ontwerpcriteria opgelegd. Niet alleen moesten er bredere sluizen en een groter kanaalprofiel worden ontworpen, er moest ook aanzienlijk worden bespaard op het water van het kanaal. De ACP eiste bovendien innovatie met inzet van beproefde technieken. Voor een project van deze omvang, geraamd op 5,3 miljard dollar, kon de directie van het kanaal zich geen experimenteer- of validatiefase veroorloven.

14 000 schepen door het Panamakanaal.

van drie sluizen met grote roldeuren. De afmetingen ervan – 427 m lang, 55 m breed en 18,3 m diep – zijn berekend op de nieuwe zeereuzen, de postPanamaxschepen, die momenteel niet door de bestaande sluizen kunnen.

In het ontwerp worden er drie spaarbekkens per sluis gebruikt. Op die manier kan de energie worden bespaard die vereist zou zijn om continu water van de onderste naar de bovenste kanaalvakken te pompen. "Met dit systeem kan 60% worden bespaard op het water dat nodig is om elke sluis te vullen. Maar dankzij het gebruik van een complex van 3 sluizen besparen we in totaal 87% op het waterverbruik in vergelijking met een enkele sluis zonder spaarbekken. Een ander voordeel van dit ontwerp is dat het risico op vervuiling van de meren door zout water aanzienlijk wordt beperkt", aldus de projectdirecteur.

Een hoogst waterzuinige technologische oplossing

In het raam van het waterbouwkundige studiewerk zorgde de CNR voor digitale studies (waarin zowel de uitstroomsnelheid als de weerstand van de sluismuren werden berekend) en voor een werkende maquette op een schaal van 1/30. Tractebel Engineering, van haar kant, nam het burgerlijk bouwkundige gedeelte, de sluismuren, de sluishoofden en de sluisdeuren voor haar rekening. De onderneming superviseerde ook de bouw van een tweede en kleiner schaalmodel, vervaardigd door het ‘Flanders Hydraulics Research Centre’ om de spanningen in de meertrossen en de bij het versluizen ontstane stromen te bestuderen, en om een raming te maken van het maximum aantal schepen dat dagelijks door de sluizen kan varen. Terzelfder tijd bestudeerde dochteronderneming IMDC met een digitaal 3D-model de dichtheidsstromen in de toegangsgeul aan de zijde van de Stille Oceaan.

Conform de criteria die de directie van het kanaal had opgelegd, stelde het consortium een ontwerp voor op basis van een complex

Tractebel Engineering heeft ten slotte ook gewerkt aan de elektromecha-

Het voorgestelde systeem moest berekend zijn op een optimale capaciteitsbenutting van het kanaal. José De Regge, projectdirecteur van het consortium: “Het kwam erop aan om het dagelijkse scheepsverkeer te maximaliseren om een zo hoog mogelijk rendement te halen. De infrastructuren moesten ook uiterst betrouwbaar zijn om onderhoudsstops zoveel mogelijk te beperken en de scheepvaart zo weinig mogelijk te onderbreken. Er werd een hoge kosten/baten-verhouding geëist. Ook moest worden gewaakt over een rationeel zoetwaterverbruik om vervuiling van de meren door zeewater te verhinderen. In het droge seizoen is er weinig natuurlijke wateraanvoer naar de meren: daarom moest absoluut worden voorkomen dat ze via de sluizen werden vervuild, want ze zijn essentieel voor de drinkwatervoorziening van de streek."

nische uitrusting en de door ACP toegeleverde seismische en geologische gegevens geanalyseerd om – onder meer – de optimale helling van de taluds te bepalen. "Dit voorbeeld toont aan dat de synergie en bundeling van competenties die binnen de GDF SUEZ Groep voorhanden zijn, het mogelijk maken om een hoogkritisch project met een grote weerklank in de wacht te slepen", besluit een enthousiaste Bernard Gilliot, Executive Vice-President van Tractebel Engineering.

Erkende knowhow Op basis van het studiewerk van het consortium heeft de directie van het Panamakanaal een financieel plan afgerond en met haar investeerders ondertekend. Diverse opdrachten van dit gigantische project zijn al aan aannemers toegewezen. Enkele maanden geleden tekende het consortium een nieuwe raamovereenkomst met de ACP om laatstgenoemde bij te staan bij het beoordelen van oplossingen die door aannemers worden voorgesteld. I

info

Een technologische en ecologische uitdaging

12

Meer weten…

> De containerschepen van de nieuwe generatie (post-Panamax) kunnen tot 366 m lang en 49 m breed zijn, en tot 000 containers vervoeren.

> Het Panamakanaal is goed voor ongeveer 19% van het bbp van Panama, voor 41% van de export van het land en, vooral, voor 30% van zijn belastinginkomsten. Het verschaft werk aan meer dan 10 000 mensen en tienduizenden anderen leven er onrechtstreeks van.

> Het bbp van Panama zal in 2025 naar verwachting 31,7 miljard dollar bedragen, 2,5 maal meer dan in 2005 of een gemiddeld jaarlijks groeipercentage van 5% in de komende jaren. (Bron: Le Figaro)

PERSPECTIEF

17

DOSSIER

p.70

KLIMAAT

REGELGEVING

REGIO’S

Beheer van externe verplichtingen

MW MW

-24

p.36

Energiemix

Kernenergie

Thermische centrale

Waterkracht

Windenergie

Piekcentrale

Een uitgebalanceerde sturing om de energievraag op te vangen 18

PERSPECTIEF

p.60

Beschikbaarheid van de netten

p.66

Marktopportuniteiten

p.32

Financiële bescherming

p.58

p.24

Bevoorradingszekerheid

Internationale diversificatie

Pompcentrale

Gas

Elektriciteit

m zijn vliegtuig in evenwicht te houden en het veilig naar zijn bestemming te loodsen, moet een piloot rekening houden met een hele reeks meters en indicatoren. Ook GDF SUEZ moet met een groot aantal niet altijd even beïnvloedbare variabelen werken om de energiebevoorrading van de klanten in de best mogelijke omstandigheden te verzekeren. Industriële activa, financiële risico’s, transportnetten, externe verplichtingen,… het zijn allemaal factoren

O

Steenkool

Biomassa

Aardolie

Uranium

die de Groep moet inpassen in een beheer dat op de geglobaliseerde markt van vandaag steeds complexer is geworden. PERSPECTIEF sprak met enkele mensen die – elk op hun niveau – vraag en aanbod binnen het energieapparaat in evenwicht helpen te houden. Samen met hen maken we een rondreis langs de verschillende vakgebieden van de Groep.

PERSPECTIEF

19

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN

Energie, een steeds complexer vakgebied afb. GDF SUEZ is een industriële Groep, actief in de energiesector: dat is de essentie van onze identiteit. In dit nieuwe nummer van het magazine ‘PERSPECTIEF’ willen we iets verder gaan dan die vaststelling. We bieden u een zicht op de diversiteit van de energiesector en op de organisatie die we hebben ontwikkeld om de complexiteit ervan te beheren. Die organisatie vormt de basis van ons ondernemingsmodel. Ons ondernemingsmodel steunt in de eerste plaats op de keuze van energie als corebusiness, maar ook op een sterke aanwezigheid in de volledige waardeketen: van elektriciteitsproductie en aardgaswinning tot en met de commercialisering van beide complementaire producten. Ook hebben we prioritaire geografische zones voor de Groep afgebakend. Onze keuze voor productietechnologieën is niet alleen gestoeld op technische voorkeuren maar ook op de mogelijkheden en eigenschappen van onze markten. We passen ons aanbod altijd zodanig aan, dat zowel aan onze rentabiliteitscriteria als aan de verwachtingen van onze klanten wordt voldaan. Op die manier zijn we in Brazilië en Frankrijk uitgegroeid tot een belangrijke marktspeler in

20

PERSPECTIEF

68,4 GW

01

Uitsplitsing van het opgesteld elektrische vermogen per brandstof Aardgas 54% Waterkracht 19% Steenkool 10% Kernenergie 9% Andere niet hernieuwbare bronnen 5% Wind 2% Biomassa en biogas 1%

waterkracht, en hebben we ons in het Midden-Oosten opgeworpen als de grootste exploitant van gasgestookte elektriciteitscentrales. In tegenstelling tot vele andere producten, heeft de vraag naar energie een aantal specifieke kenmerken; kenmerken die voor operators zoals GDF SUEZ evenveel vereisten inhouden. Energieverbruik is

Gérard Mestrallet GDF SUEZ, Voorzitter Directeur-generaal

ogenblikkelijk en doorlopend, maar ook schommelend in intensiteit en meestal onmisbaar.

met energieprijzen, bevoorradingszekerheid, betrouwbaarheid, gebruik van hernieuwbare energiebronnen en/of milieuvriendelijkheid.

Ogenblikkelijk, want heel wat klanten kunnen zich helemaal niet voorstellen hun verbruik uit te moeten stellen. Doorlopend, maar met verbruikspieken die variëren naargelang van de behoeften in de loop van een dag of seizoen. Onmisbaar, want het energieverbruik beantwoordt aan behoeften die van vitaal belang zijn in ons leven en onze economie. Bovendien is het energieverbruik gekoppeld aan een niveau van economische ontwikkeling en levenscomfort waar niemand nog zonder zou kunnen.

Nu gaat energie – en meer in het bijzonder elektriciteit – gebukt onder fysische beperkingen die vaak onderschat of miskend worden. Elektriciteit kan immers niet worden opgeslagen en moet bijgevolg op het ogenblik van de vraag zelf worden geproduceerd. De verschillende productiemethodes kunnen echter niet even snel in gang worden gezet. Bepalende factoren zijn de gebruikte technologie of de weersomstandigheden (een windturbine, bijvoorbeeld, is volledig aangewezen op wind en haalt gemiddeld slechts één vierde van haar capaciteit, terwijl een thermische centrale op zware stookolie op afroep binnen de seconde kan worden opgestart). De verschillende productiemethodes vullen elkaar aan, ik zou zelfs zeggen: ze zijn solidair in het opvangen van de energievraag. Samen vormen ze de zogenaamde energiemix. Eén enkele technologie volstaat immers niet.

Energie is gewoonweg van vitaal belang!




Ook de prioritaire verwachtingen van de klanten kunnen de meest uiteenlopende vormen aannemen. Die verwachtingen hebben te maken

PERSPECTIEF

21

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN




Elektriciteit laat zich niet sturen, maar volgt een ‘route’ die door de elektronenfysica wordt bepaald. Ten slotte is elektriciteit een ‘afgewerkt’ product dat voortvloeit uit een min of meer complex industrieel proces waarin gebruik wordt gemaakt van verschillende grondstoffen (gas, steenkool, hernieuwbare energiebronnen,…) en uiteenlopende technologieën (de complexiteit van een windturbine is niet vergelijkbaar met die van een kerncentrale). Vele jaren lang bleven de antwoorden die energiebedrijven aandroegen beperkt tot lokale oplossingen. Die oplossingen werden ontwikkeld door operatoren die een feitelijke of juridische monopoliepositie bezaten. Europa leek destijds op een lappendeken van naast elkaar opererende regionale monopolies. De afwezigheid van een ‘elektrische’ interconnectie tussen de landen versterkte bovendien deze toestand van isolement. Technologische keuzes kwamen destijds voort uit een voluntaristisch beleid (zoals kernenergie in Frankrijk), werden ingegeven door lokale troeven (bv. de steenkoolwinning in Duitsland, het Verenigd Koninkrijk of Polen) of vloeiden voort uit zuivere privé-initiatieven (bv. de ontwikkeling van het productiepark in België). Men achtte de natuurlijke rijkdommen onuitputtelijk en aan het milieu werd amper aandacht besteed. De prijzen sloten aan bij de plaatselijke realiteit. Een degelijk beheer was geen overlevingskwestie, aangezien klanten toch aan het bedrijf gebonden waren.

Drastisch gewijzigde toestand In de voorbije 15 jaar is het aantal variabelen waarmee energiebedrijven rekening moeten houden exponentieel toegenomen. Bovenop de volatiliteit van grondstoffen en financiële markten, de sombere economische conjunctuur en de dichtslibbende transportnetten is er nog de strijd tegen de klimaatopwarming bijgekomen. In het zog daarvan maakt de noodzakelijke maar ook – vergeten we dat niet – dure ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen zijn opmars. In het licht van al die onzekerheden is de evenwichtsstrategie van GDF SUEZ een zeldzame en kostbare troef. Bovendien is de energiesector zeer vaak het mikpunt van critici. Zij wijzen maar al te graag een schuldige aan, in plaats van constructief mee te

22

PERSPECTIEF

werken aan een analyse van de oplossingen die nodig zijn om de uiteenlopende vereisten te verzoenen.

GDF SUEZ is niet zomaar een groep, ontstaan uit een simpele samenvoeging van verworven gas- en elektriciteitsactiva. Wij hebben onze activa tijdens onze lange geschiedenis opgebouwd.

De energie-uitdagingen van de prille eeuw kunnen tot één vraag worden samengebald: hoe voldoen aan de overal ter wereld toenemende energiebehoeften en tezelfdertijd het leefmilieu, de economische en de geopolitieke evenwichten van de medespelers respecteren? Europa heeft misschien niet alle antwoorden in huis, maar kan wel een deel van de oplossing aanreiken. Voorwaarde is dat Europa voor een ruime visie kiest, die de grenzen van de lidstaten overstijgt en de nodige steun biedt aan de actoren die tot oplossingen kunnen bijdragen. Europa gaf al blijk van een dergelijke visie, bijvoorbeeld door de fusie tussen GDF en SUEZ toe te laten. Dat het Europese Parlement recent het derde tekstenpakket over de liberalisering van de elektriciteits- en gasmarkten heeft gestemd, is een stap in de goede richting. Uiteraard staan wij positief tegenover een behoud van transportactiviteiten binnen energiegroepen, mits de naleving van strikte onafhankelijkheids- en neutraliteitsprincipes. Ook van fundamenteel belang is de erkenning van de belangrijke bijdrage die de transportnetten leveren aan de bevoorradingszekerheid van de lidstaten en van de noodzaak om ze tegen onaangepaste controle door niet-gecertificeerde ondernemingen te beschermen. De organisatie van een Europese dialoog tussen de regelgevende overheden via een communautair samenwerkingsagentschap en de wil om de ontwikkelingsplannen van transportnetten over een periode van tien jaar te kunnen inzien, zijn bijkomende en interessante beleidsplannen die de Europese politieke overheden hebben ontwikkeld. Ik geloof in een nieuw elan voor het Europa van de energie. Aan het eind van de jaren 90 stonden de verbruikers centraal in het Europese beleid. Nu moet de Europese Unie ervoor zorgen dat lidstaten en industriële ondernemingen nauwer bij het beleid worden betrokken, met eerbiediging van hun legitieme en zorgvuldig afgewogen belangen. Alleen zo kunnen de ondernemingen hun strategieën in een gedeelde en coherente langetermijnvisie inpassen.

Gérard Mestrallet

Energie is één van de grootste

concurrentietroeven

van het Europa van morgen. e recente crisis tussen Rusland en Oekraïne heeft het debat over de energieveiligheid van Europa opnieuw aangewakkerd. Er zal moeten worden geïnvesteerd in de bouw van nieuwe gaspijpleidingen en ondergrondse opslaginstallaties. Overal in Europa zullen er nieuwe LNG-terminals moeten verrijzen, vooral dan in grootverbruikende landen die nu nog uitsluitend op gaspijpleidingen zijn aangewezen. Voorbeelden zijn Duitsland en de Baltische staten. Meer dan ooit tevoren staat Europa voor omvangrijke investeringen, en zal het moeten kunnen beschikken over de knowhow van krachtige ondernemingen zoals GDF SUEZ.

D

Ook de onderzoeksinspanningen moeten worden gebundeld, bijvoorbeeld op het vlak van de afvang en opslag van CO2, kernenergie, niet-conventioneel gas of op het vlak van de intelligente transportnetten. Er zal pas sprake zijn van echte concurrentie op de Europese elektriciteitsmarkt wanneer nieuwkomers over gelijkaardige troeven als de gevestigde operatoren kunnen beschikken. Zo is in België, één van onze historische thuismarkten, ons aandeel in de nationale productie naar 65% teruggevallen. De Europese overheden hebben overigens goed begrepen dat de fusie tussen SUEZ en Gaz de France onder meer aanleiding zou geven tot een verhoogde concurrentie tussen de spelers op de Europese energiemarkt. Europa moet aansturen op een optimale benutting van de meest interessante sites voor bepaalde technologieën, zoals windenergie, zonne-energie, waterkracht en biomassa. Alle medespelers van het economische leven moeten energie-efficiëntie nastreven, want ook dit draagt bij

Jean-François Cirelli GDF SUEZ, Vicepresident en Gedelegeerd Algemeen Directeur

tot een verminderde CO2-uitstoot en een hogere energieveiligheid, tegen een minimale kost. Om verder te kunnen evolueren, heeft de industrie nood aan een stabiel regelgevend en financieel klimaat. Tegelijkertijd moet de ontwikkeling worden aangemoedigd van grote Europese groepen én van een intelligente regelgeving. Alleen zo ontstaat het langetermijnperspectief dat onontbeerlijk is voor investeringen, en in het bijzonder voor al wat met het klimaatbeleid te maken heeft. Vergeten we vooral niet dat, in de huidige gemondialiseerde economie, de energiesector één van de grootste concurrentietroeven van het Europa van morgen is en dat Europa enkele wereldleiders in deze hoogtechnologische industrie telt. De Europese Unie heeft sneller dan wie ook beseft hoe groot de uitdagingen van de strijd tegen de klimaatopwarming wel zijn. Ze was ook de eerste om daaruit de nodige conclusies voor haar energiebeleid te trekken. Nu moet zij daarvan de vruchten op technologisch en economisch vlak plukken. Dankzij alle concurrentietroeven en dankzij een evenwichtige positionering over de volledige waardeketen is GDF SUEZ ideaal geplaatst om zich als één van de motoren van die ambitie te profileren.

Jean-François Cirelli

PERSPECTIEF

23

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Een internationale investeringsstrategie,

aangepast aan de plaatselijke eigenheden

wereldwijd neemt GDF suEZ voor 80% sterke posities in tegen 20% posities in ontwikkeling. Dirk bEEuwsaErt licht toe welke criteria de Groep hanteert om nieuwe gebieden te betreden.

Dirk bEEuwsaErt GDF suEZ Energy Europe & international, adjunct-Directeur-Generaal

D

e internationale strategie van GDF SUEZ bestaat erin om landen te benaderen met een energiebehoefte die niet of onvoldoende wordt opgevangen, of anders uitgedrukt: landen waar de situatie voor verbetering vatbaar is. Eens de Groep daar gevestigd is, probeert ze op termijn een positie te verwerven die belangrijk genoeg is om een toonaangevende speler te worden die zijn plaats in het energiedebat kan opeisen. Deze positionering komt geleidelijk aan tot stand. Naarmate de activiteit zich verder ontwikkelt, ontstaat de noodzaak om ze te diversifiëren door zich aan de mogelijkheden van het land aan te passen en niet te veel van één energiebron af te hangen. Parallel daarmee moet ook een commerciële activiteit worden ontwikkeld.

24

PERSPECTIEF

Voorafgaande studies “Maar vóór het veroveren van nieuwe territoriale markten moeten we een risico-afweging voor de betreffende landen maken", vertelt Dirk Beeuwsaert. Dit risico houdt om te beginnen verband met het vermogen van een land om zijn financiële verplichtingen na te komen. De uitgevoerde studies hebben onder meer betrekking op de schuldenlast en het concurrentievermogen van het bewuste land op de internationale markt. Maar let wel, een goede rating is niet noodzakelijk een voldoende aanwijzing voor het specifieke risico dat in een activiteitssector wordt gelopen. Ook de wettelijke structuur van het land moet onder de loep worden genomen. Bestaat er wel degelijk rechtszekerheid? Het is van essentieel belang dat

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Let wel, een goede rating is niet noodzakelijk een voldoende aanwijzing voor het specifieke risico dat in een activiteitssector gelopen wordt.

niet alleen de solvabiliteit van klanten wordt nagegaan, maar ook en vooral of ze hun verbintenissen nakomen. Tot slot moet ook rekening worden gehouden met de werking van het reguleringssysteem.

De markt doorgronden "Belangrijk om weten is of er nood is aan jou en je product", vervolgt Dirk Beeuwsaert. "Eenvoudig gezegd: op internationaal vlak kan je je beter vestigen in een land met een sterke groei en een chronisch gebrek aan energieproductiecapaciteit in handen van zwak acterende marktspelers, dan in een rijk land met een zwakke groei en sterke concurrenten." Weten aan wie je je product verkoopt, is een ander bepalend element bij de keuze van de activiteiten. De Groep wil de huishoudelijke klanten niet al te rechtstreeks benaderen omdat die in de meeste landen politiek nauwlettend worden opgevolgd. Voor politieke besluitvormers is de aantrekkingskracht van kiezers vaak sterker dan die van investeerders! Industriële klanten, daarentegen, zijn minder vatbaar voor deze problematiek omdat ze volgens middellange- en langetermijncycli functioneren.

Financiële constructies opzetten met lokale partners In landen zoals Brazilië, de Verenigde Staten en Thailand, waar GDF SUEZ belangrijke marktaandelen heeft veroverd met gediversifieerde productiemiddelen en op basis van sterke commerciële posities, willen wij activa controleren. Die controle is onontbeerlijk voor de juiste commerciële beslissingen en investeringskeuzes. In andere regio’s, zoals in het Midden-Oosten waar investeringsprojecten in energie op voorhand volledig worden onderhandeld – van de bouw van de fabriek tot en met de elektriciteitsverkoop – rest ons slechts de mogelijkheid om deze activa zo goed mogelijk te beheren. De partneraanwezigheid is er gemakkelijker, omdat er geen misverstanden kunnen bestaan over strategische oriënteringen of klantenbeheer. In dat laatste geval streven we ernaar om gesofistikeerde financiële structuren uit te werken om onze kapitaalinbreng te beperken.




PERSPECTIEF

25

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

CONTEXT




BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

keuze tussen vrijheid of sterke posities "Wanneer je in een land een minder belangrijke positie inneemt, kan je op elk ogenblik ervoor kiezen om te blijven of om te vertrekken. Maar eens je ervoor kiest om een toonaangevend energiespeler met een langetermijnpositie te worden, heeft een mogelijke uitstap niet alleen gevolgen voor het land en voor de activiteiten van de Groep in dat land, maar tast

afb.

01

GSEI pro forma geïnvesteerd kapitaal per regio (in miljoen euro)

Noord-Amerika 3 151 mln.€ Hoofdzetel 151 mln.€ Midden-Oosten/Azië/Afrika 1 770 mln.€ Latijns-Amerika 2 680 mln.€

zoiets ook je geloofwaardigheid als langetermijnspeler in de buurlanden aan. Een sterke positie, daarentegen, maakt het je gemakkelijker om je posities in naburige landen te laten groeien en renderen”, onderstreept Dirk Beeuwsaert. (afb. 01) Op internationaal vlak probeert de Groep een evenwicht te bewaren tussen marktomvang, klantentype en contracttype. Dat doet ze om niet al te afhankelijk te zijn van de economische cyclus van een land of een regio. "Er zijn drie soorten landen: landen die je betreedt in de hoop er op termijn interessante posities te ontwikkelen (testlanden), landen waar we reeds een positie als toonaangevend speler in onze sector innemen en landen waar we een tussenpositie bekleden", legt Dirk Beeuwsaert uit. Zo is de Groep 8 jaar lang in Zuid-Korea gebleven en heeft zij onlangs besloten om het land tegen zeer gunstige financiële voorwaarden te verlaten. Los daarvan, en nog steeds in Azië, is de Groep nog altijd de grootste particuliere speler in Thailand, met een sterke positie vanuit de uitgestrekte industriezone van Map Ta Phut en omgeving. Het is trouwens dankzij deze aanwezigheid dat we ons in Laos hebben kunnen vestigen. Een vertrek uit Thailand zou een onmiddellijke weerslag hebben op de geloofwaardigheid van GDF SUEZ in deze regio van de wereld.

Centrale van Ita, Brazilië

afb.

02

De opkomende landen zullen 2/3 van de toekomstige behoefte aan elektriciteitsproductie voor hun rekening nemen. Overgangseconomieën 296 Gw Midden-Oosten 238 Gw Afrika 150 Gw Latijns-Amerika 270 Gw OESO Noord-Amerika 695 Gw

4 527 GW

OESO Europa 686 Gw OESO Stille Oceaangebied 241 Gw Aziatische ontwikkelingslanden 1951 Gw

Posities handhaven of uitbreiden De verhouding van de sterke posities van de Groep tegenover haar posities in ontwikkeling bedraagt momenteel 80% versus 20%, omdat zij meer kapitaal heeft geïnvesteerd in landen waar zij sterke posities inneemt om er aan de groeiende vraag tegemoet te komen (afb. 02). Het is immers de bedoeling om verworven posities op zijn minst te handhaven, en waar mogelijk zelfs uit te breiden. "Brazilië is daarvan een typevoorbeeld", verduidelijkt Dirk Beeuwsaert. "De Groep breidt er haar posities regelmatig uit op een markt die met 6 tot 7% per jaar groeit. Elk jaar heeft Brazilië nood aan een bijkomende productiecapaciteit van 4 500 tot 5 000 MW: dat tempo volgen alleen al is een uitdaging van formaat. Op basis van onze bestaande activa (7 000 MW) en activa in aanbouw (+/- 4 500 MW) zal de Groep er nagenoeg 12 000 MW beheren, of 10% van het opgestelde vermogen van dit onmetelijke land."

26

PERSPECTIEF

beheersing van uiteenlopende technologieën staat borg voor stabiliteit In tegenstelling tot andere groepen heeft GDF SUEZ geen uitgesproken voorkeur voor één bepaalde technologie. Dat maakt de Groep technologisch onafhankelijk en laat haar toe om elke technologie voor te stellen: kernenergie, gas, waterkracht, windkracht, enz. "Wij kiezen voor wat het best aansluit op de omgeving waarin wij ons bevinden. Het is logisch om waterkrachtdammen in Brazilië te blijven ontwikkelen omdat de omstandigheden er gunstig voor zijn. Op dit ogenblik wordt amper 30% van het potentieel van dit land benut!" voegt hij eraan toe.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Elk jaar heeft Brazilië nood aan 5 000 MW extra.

Centrale van Cana Brava, Brazilië

Energiemix In veel landen zorgt de energiemix niet alleen voor gunstige prijzen, maar ook – en vooral – voor een zekere stabiliteit. Zo wordt waterkracht vaak gecombineerd met thermische capaciteit om de onbeschikbaarheid van stuwdammen (bv. in droogteperiodes) op te vangen en om te voorkomen dat er in periodes van hoge prijzen capaciteit op de markten moet worden aangekocht (afb. 03).

afb.

03

Opgesteld vermogen per brandstof op 31/12/2008

Geen sector kiezen Dirk Beeuwsaert: "Wij hanteren geen criteria voor het kiezen van sectoren, en wel om een eenvoudige reden: het is niet omdat een gegeven sector het minder goed doet in Europa en de Verenigde Staten dat hij ook in alle ontwikkelingslanden in crisis zou verkeren. In elk land dient de situatie zich anders aan." In Thailand is de Groep aanwezig in een industriezone en zijn haar productie-eenheden (elektriciteit en stoom) via een eigen net rechtstreeks op de sites van de klanten aangesloten. De Groep gaat in de eerste plaats op zoek naar ondernemingen die langetermijncontracten kunnen sluiten, omdat onze productie-installaties aan hun vraag aangepast zullen zijn. Zij geeft ook de voorkeur aan klanten die zowel elektriciteit als stoom afnemen (warmtekrachtkoppeling). Tot slot moeten de klanten een voldoende stabiel afnameprofiel hebben. In dit geval bevindt GDF SUEZ zich immers op een markt die bepaald wordt door fysieke beperkingen (stoom kan nu eenmaal niet over grote afstanden worden getransporteerd) en door nabijheid. In Brazilië wordt de productie grotendeels op veilingen verkocht aan distributiemaatschappijen voor periodes van soms wel 30 jaar. De contracten zijn geïndexeerd en de geldstromen bijgevolg zeer voorspelbaar. Het saldo (40%) van de capaciteit wordt op kortere termijn (3 tot 8 jaar) verkocht aan industriële klanten over het hele land.

Een gediversifieerde internationale productieportefeuille met een belangrijk aandeel hernieuwbare energie of gascentrales

Aardgas 54% Waterkracht 27% Overig niet-hernieuwbaar 8% Steenkool 10% Biomassa, wind 1%

28 324 MW De Groep selecteert betaalkrachtige klanten door de voorkeur te geven aan ondernemingen waarvoor elektriciteit geen zwaar doorwegend element in de totale productiekosten is. In de Verenigde Staten mikt de Groep, commercieel aanwezig in 11 staten, op twee soorten klanten: handelsondernemingen en industriële klanten. De looptijd van de contracten is zeer kort (1 tot 3 jaar), maar ze worden voor 75 tot 85% hernieuwd en van de nieuwe prospecten wordt doorgaans 25 tot 30% binnengehaald. Met de huidige crisis stelt de Groep zich veeleisender op tegenover haar klanten dan omgekeerd. Met kleine commerciële klanten gaat ze enkel in zee wanneer hun betalingen door een verzekeringsmaatschappij zijn ingedekt.

PERSPECTIEF

27

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Europa en de uitdaging van de globalisering

Interview met Dirk Beeuwsaert

Hoe zou de energiesector in Europa volgens u moeten worden georganiseerd? Eerst en vooral moet de neutraliteit van het debat worden hersteld en moet men beseffen dat het energieprobleem van Europa geen Europees maar een wereldomspannend probleem is. Er moeten drie essentiële vragen worden gesteld. ten eerste: hoe kunnen de energiebronnen in de wereld zo efficiënt mogelijk worden aangewend? ten tweede: wie zal de inspanningen financieren, gelet op de beperkte financiële middelen? En ten slotte: hoe zullen we reageren op de legitieme eis van landen zoals China, india of Vietnam, die vinden dat ze op

28

PERSPECTIEF

termijn evenveel energie mogen verbruiken en evenveel CO2 per inwoner mogen uitstoten als Europa? in theorie zouden we altijd moeten proberen om de mondiale energiebronnen zo efficiënt mogelijk te benutten, ongeacht waar ze zich bevinden. Het is bijvoorbeeld logisch dat brazilië zijn waterkrachtproductie verder ontwikkelt, gezien de latente capaciteit van het land. Maar deze energie kan moeilijk worden getransporteerd. Er zijn dus beperkingen. Een ander voorbeeld: laten we windturbines installeren op die plaatsen waar ze het meest efficiënt zijn. En verder: moeten we ons geen vragen stellen bij het

transport van biomassa die van overal ter wereld wordt aangevoerd om een sector draaiende te houden die overwegend dankzij subsidies overeind blijft? Waarom slaagt Europa er maar niet in om een globale visie te ontwikkelen? Het probleem van Europa is dat het – louter om politieke redenen – een globale markt wil zijn, terwijl het zijn denken door de grenzen van lidstaten laat bepalen. Dat is strijdig met een Europese aanpak. Het zou logischer zijn om te denken in termen van geografische kringen of invloedszones die losstaan van de grenzen. Ook moet opgemerkt dat het

Europese reguleringssysteem op basis van de marginale kortetermijnprijs een veel te simpel – om niet te zeggen simplistisch – systeem is dat werkt zolang er overcapaciteit is, maar niet geschikt is voor een markt waar de capaciteit steeds schaarser wordt. Hoe kunnen we de situatie verbeteren? Europa heeft er wellicht belang bij om te kijken wat er in de rest van de wereld gebeurt. in de Verenigde staten en Latijns-amerika, bijvoorbeeld, wordt een tweeprijzensysteem toegepast: een prijs voor capaciteit en een prijs voor energie. Op die manier kan de regulator veilingen organiseren om

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Het zou logischer zijn om te denken in termen van

geografische kringen.

afb.

01

Wereldwijde behoeften aan energieinvesteringen 2007-2030: elektriciteit bijt de spits af (in miljard €)

Elektriciteit 13,6 mld.€ Aardolie 6,3 mld.€ Gas 5,5 mld.€ Steenkool 0,7 mld.€ Biobrandstoffen 0,2 mld.€

26 300 mld.€ afb.

ervoor te zorgen dat er altijd overcapaciteit of reservecapaciteit is. brazilië, van zijn kant, heeft een vergoedingssysteem opgezet dat verschilt naargelang het om nieuwe of oude capaciteit gaat, zonder evenwel aan lopende contracten te tornen. Hiermee wil men enerzijds een redelijke gemiddelde elektriciteitsprijs waarborgen, en anderzijds een aangepaste vergoeding voor nieuwe capaciteit garanderen. Het braziliaanse systeem werkt ook met tarieven die verschillen naargelang van de gebruikte productietechnologie. tot slot is er ook een centrale instantie die het hele land reguleert. I

02

Primaire energiebehoefte, uitgesplitst naar regio Gemiddeld groeipercentage per jaar

Afrika

1,8%

Midden-Oosten

2,9%

Latijns-Amerika

2,3%

Aziatische ontwikkelingslanden

2,3%

India

3,6%

China

3,2%

Overgangseconomieën

1,1%

OESO Stille Oceaangebied

0,9%

OESO Noord-Amerika

1,0%

OESO Europa

Mtoe

0,5%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

(miljoen ton olie-equivalent)

2005

2030

PERSPECTIEF

29

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Het heeft geen zin om

van Europese energiezekerheid te spreken als we niet eerst de solidariteit waarborgen. e ideale energiemix voor Claude Mandil is meer energieefficiëntie – en dus een grotere energiebesparing –, meer kernenergie, meer hernieuwbare energie, meer CO2-opslag en meer vloeibaar aardgas (LNG). Daarnaast komt het er ook op aan om voldoende te investeren in de productie van elektriciteit en gas. Maar eerst moeten alle barrières van het nationalisme worden neergehaald. De verkrampte terugkeer naar de nationale reflex: voor de energie-expert is dat een van de meest betreurenswaardige verschijnselen van de huidige crisis. De oprichting van één Europese regulator zou volgens hem al een krachtig symbool zijn. Op het vlak van de energie roept hij daarom de lidstaten van de Unie op tot een echte solidariteit, die vandaag niet bestaat.

D

investeringen bevorderen "Een van de grootste uitdagingen voor de elektriciteits- en gasmarkt voor de komende jaren, is dat ze moet kunnen voldoen aan een enorme investeringsbehoefte, al was het maar omdat veel installaties, waaronder kerncentrales, het einde van hun levensduur hebben bereikt", aldus Claude Mandil. "Ondanks de crisis zal deze behoefte groot blijven. Het risico van een onderbreking van de energielevering in de komende jaren is dan ook niet denkbeeldig. Helaas bestaat het gevaar dat er, om een aantal redenen, onvoldoende investeringen zullen worden gedaan. Een van die redenen is de onzekerheid door het gebrek aan een lange termijnvisie. Hoe kan een investeerder beslissen om een kolencentrale of een kerncentrale te bouwen, wanneer hij niet weet welke CO2-boetes er zullen worden toegepast in 2012, met andere woorden na afloop van het Kyotoprotocol? De mondiale onderhandelingen over post-Kyoto zijn daarom zeer belangrijk. Er moeten stabiele regels worden vastgelegd die de operatoren in staat stellen om te beslissen over investeringen.” “Uiteraard speelt er ook zoiets als het nimbysyndroom ('not in my backyard' of 'niet in mijn tuin'), wat nog maar eens duidt op de kloof tussen de vraag van de bevolking naar energie en hun afkeer voor de installaties die de energie produceren of transporteren. Ten slotte is er de huidige economische en financiële crisis, die het heel ingewikkeld maakt om investeringen te financieren. Veel grote projecten worden uitgesteld. Dat is een verontrustende situatie. Daarom is elk beleid dat het mogelijk maakt om het capaciteitsvolume te verhogen een stap in de goede richting." Deze dringende en zeer zware investeringen kunnen volgens de onafhankelijke expert maar tot stand komen als er grote operatoren op de markt zijn.

Eén regulator, maar meer concurrentie tussen de producenten In tegenstelling tot andere waarnemers brengt Claude Mandil begrip op voor het door Europa gevoerde energiebeleid. "Als we Europa in zijn geheel nemen, vertoont het energieboeket een vrij goede verdeling tussen olie, gas, steenkool, kernenergie en hernieuwbare energie. Ook de leveranciers

30

PERSPECTIEF

CLauDE MaNDiL, voormalig directeur van het iEa (internationaal Energie agentschap), schreef vorig jaar, op verzoek van de Franse premier François Fillon, een rapport met als titel : "sécurité énergétique et union européenne: propositions pour la présidence française" (*). Hij verdedigt daarin een globale visie op de energieproblematiek. * http://www.ambafrance-ru.org/france_russie/IMG/pdf/8-0421_Mandil_Rapport_au_Premier_ministre_final.pdf

zijn voldoende gediversifieerd. Ik vind dat Europa een beetje onterecht wordt beschuldigd. Men zegt vaak dat er geen Europees energiebeleid is, omdat er tussen de verschillende Europese landen geen overeenkomst over de energiemix bestaat. Jammer genoeg stellen we inderdaad vast dat sommige landen voor kernenergie zijn en andere ertegen, terwijl sommige landen de voorkeur geven aan steenkool en andere er niet van willen weten. Toch bestaat er wel degelijk een gemeenschappelijk Europees energiebeleid dat zich heeft ontwikkeld in de jaren 90 toen er een interne markt voor elektriciteit en gas moest worden opgericht. De liberalisering van de markt is voltooid binnen het kader van de Europese Unie. Maar waar staan we nu? In plaats van een echte eenheidsmarkt hebben we zevenentwintig geliberaliseerde markten. De praktische grensoverschrijdende uitwisselingsmogelijkheden blijven heel beperkt: er zijn onvoldoende interconnecties voor gas en elektriciteit, de transmissienetten hebben niet dezelfde

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

kenmerken en de regelgevingen zijn niet eenvormig. Met andere woorden, er zijn evenveel regulatoren als er landen zijn, en dat is niet echt bevorderlijk voor een vlotte uitwisseling. Eén Europese regulator zou ideaal zijn, maar zover zijn we nog lang niet. In afwachting daarvan moet er een veel betere coördinatie ontstaan tussen de verschillende netbeheerders." Claude Mandil is van oordeel dat gereguleerde – versta gesubsidieerde – prijzen een slechte zaak zijn, en pleit voor meer concurrentie. "Dat overhe-

moeten er nog veel inspanningen worden geleverd. "De ingreep die het snelste en grootste effect heeft, is energie-efficiëntie, dat wil zeggen minder energieverbruik voor hetzelfde bruto binnenlands product, en op dat vlak kunnen we nog heel wat vooruitgang boeken.Wat betreft energiebeheersing meen ik dat grote steden en gemeenten van een zekere omvang een bijzondere verantwoordelijkheid dragen, in die zin dat ze gebouwen bezitten, dat ze – op zijn minst gedeeltelijk – bevoegd zijn voor stedenbouw en dat ze het beheer voeren over openbaar vervoer en afvalbeleid. Met andere woorden, zij beschikken over veel hulpmiddelen waarmee ze kunnen bijdragen tot het gemeenschappelijke streven naar meer energieefficiëntie, veruit de belangrijkste energiebron voor de komende decennia. Een groep als GDF SUEZ, die de lokale overheden adviseert inzake energieverbruik, is bijzonder goed geplaatst om te profiteren van deze tendens. Voor de rest zal er van alles nodig zijn: veel hernieuwbare energie, veel kernenergie, veel afvang en isolering van koolstof, veel LNG en veel LNG-terminals. Er mag geen voorrang worden gegeven aan de ene oplossing boven de andere." Claude Mandil onderstreept ook graag de buitengewoon actieve rol die Europa heeft gespeeld met betrekking tot de klimaatverandering en het gerelateerde energiebeleid. "Europa heeft zelfs het voortouw genomen met zijn markt van verhandelbare emissievergunningen en zijn zeer ambitieuze doelstellingen voor 2020."

Verontrustende heropleving van het nationalisme

CLauDE MaNDiL Voormalig Directeur van het iEa

den het hun plicht achten om prijzen te reguleren en plafonds vast te leggen heeft ontzettend veel nefaste gevolgen. Ten eerste weerhoudt een te laag tarief de producenten om te investeren. Ten tweede wordt hiermee een heel slecht signaal aan de consumenten gegeven, namelijk dat ze energie mogen verspillen. Uiteraard moeten we mensen met een bescheiden inkomen helpen, maar niet door de prijzen te subsidiëren. In plaats van gereguleerde prijzen te blijven hanteren, moeten we komen tot een echte concurrentiële markt en daarvoor dient er nog veel te gebeuren. De nationale markten moeten worden opengesteld, wat de prijzen automatisch zal doen dalen. Waarom zou een industrieel van Duinkerken zijn elektriciteit niet mogen betrekken bij een Belgische centrale?"

Prioriteit verlenen aan energie-efficiëntie Claude Mandil is ook van mening dat de prestaties van Europa op het gebied van energie-efficiëntie tot de beste ter wereld behoren, ook al

Volgens Claude Mandil gaat Europa erop achteruit wat zekerheid en bevoorrading betreft, en hij ziet maar één doeltreffende remedie: meer solidariteit, gekoppeld aan meer verantwoordelijkheid voor elke lidstaat. "Europa heeft tot nu toe altijd gedacht dat de markteconomie alle problemen zou oplossen, ten onrechte. Als wij de Europese energiezekerheid willen versterken, hebben we – zoals nu duidelijk blijkt – nood aan meer solidariteit tussen de lidstaten, met interconnecties die goed werken en precieze mechanismen die het mogelijk maken om een land onmiddellijk ter hulp te komen wanneer zijn bevoorrading onderbroken wordt. Zo zou ervoor moeten worden gezorgd dat een land de mogelijkheid heeft om zijn elektriciteits- of gasverbruik vrijwel meteen met 8% (bijvoorbeeld) te verminderen en die energie beschikbaar te stellen aan een ander land dat zonder is gevallen, om welke reden ook. En dat is zeker mogelijk. Onderbreekbare contracten, afsluiting van grote klanten: het zijn mechanismen die de elektriciteits- en gasmaatschappijen goed kennen, maar vandaag kunnen zij die alleen toepassen op het nationale en niet op het Europese niveau. Het zou tegelijk een goed idee zijn om geld, ook overheidsgeld, in de infrastructuren voor grensoverschrijdend elektriciteitsen gastransport te pompen, zeker als we de hernieuwbare energie verder willen ontwikkelen. Er moeten ook sterke maatregelen worden getroffen om dat transport ten dienste te stellen van alle actoren. Ik weet dat een multinationale onderneming als GDF SUEZ zich zeer goed bewust is van de noodzaak van een doorgedreven Europese solidariteit.” “Helaas stel ik vandaag een verkrampt teruggrijpen naar de nationale posities vast. Elk land probeert in de eerste plaats op eigen houtje zijn elektriciteits- en gasbevoorrading veilig te stellen", betreurt de voormalige directeur van het IEA. "Deze heropleving van het nationalisme – die zich niet alleen in Europa, maar ook in de Verenigde Staten en Azië voordoet, en niet uitsluitend in de energiesector – is een van de meest verontrustende gevolgen van de huidige crisis." I

PERSPECTIEF

31

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Risicobeheer is één van de topprioriteiten van GDF SUEZ. Onlangs nog werden comités opgericht om de wisselkoersrisico’s op de energiemarkten en de tegenpartijrisico’s te bestuderen. Om een globaal en geconsolideerd beeld te krijgen, vergaderen ze zeer vaak, zodat GÉRARD LAMARCHE GDF SUEZ, Financieel Directeur

ze de posities van de Groep optimaal kunnen beheren.

Evaluatie en beheer

van financiële risico’s in tijden van crisis ndanks de verslechtering van de economische context Een voorzichtig beheer “Het aandeel van de financieringen door de banken is bij ons duidelijk bevestigde GDF SUEZ in maart jongstleden haar investeringsteruggelopen, niet omdat we dat zo wensten, maar omdat het momenteel plan van netto 30 miljard euro voor de periode 2008-2010. heel moeilijk is om kredieten te vinden”, vervolgt de Financieel Directeur. Om deze financiering te verzekeren, steunt de Groep in de Vóór de crisis namen de banken 50% van de financieringen eerste plaats op haar omvangrijke van de Groep voor hun rekening en waren de geldmarkten kasstromen. Pas in tweede instantie wordt een beroep goed voor de andere helft. Nu is het aandeel van de banken gedaan op externe financieringen, zoals obligatieteruggevallen tot 25%. De banken hebben in de voorbije leningen. “Dankzij onze uitermate gezonde financiële We kunnen structuur zijn we erin geslaagd om met obligaties in financieel zo goed jaren een grote schuldenlast opgebouwd, met als gevolg dat ze hun cash momenteel liever aanwenden om hun enkele maanden tijd bijna 10 miljard euro op als onafhankelijk eigen schulden af te bouwen, veeleer dan om de industrie verschillende markten op te halen”, verduidelijkt Gérard werken gedurende te financieren. De looptijd van nieuwe kredietlijnen is flink Lamarche. “Onze huidige strategie bestaat erin om niet ingekort – doorgaans tot minder dan één jaar – en de volledig afhankelijk te zijn van bancaire financieringen, twee jaar. kosten zijn toegenomen. Maar het echte probleem schuilt en om twee jaar lang financieel zo goed als zelfvooral in het gebrek aan kasmiddelen bij de banken. Die bedruipend te kunnen zijn”. Met dat doel voor ogen situatie heeft de Groep ertoe aangezet om zich op andere manieren te heeft de Groep haar liquiditeit meteen naar een comfortabel niveau financieren, bijvoorbeeld door een beroep te doen op de obligatiemarkt of opgetrokken en de looptijd van haar schulden verlengd van 5 naar 8 jaar. aan de hand van innovatieve instrumenten, zoals de recente plaatsing van Op die manier verzekert ze een herfinanciering op de lange termijn om de obligaties bij particuliere beleggers in België en Luxemburg (afb. 01). huidige crisisperiode te doorstaan.

O

32

PERSPECTIEF

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

afb.

01

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

*lexicon Staatsobligatie

Uitsplitsing van de brutoschuld Excl. IAS 39 (+0,5 mld. €) en overdisponeringen (1,3mld. €)

Leasings 1,5 mld. €

Aangesproken kredietlijnen 1,1 mld. €

Cash pooling Gecentraliseerd beheer van alle bankrekeningen van de ondernemingen van een groep. Het doel is het optimaliseren van de kasbehoeften en -overschotten; cash pooling kan in eigen land of internationaal gevoerd worden, notioneel of via fondsoverdrachten.

Commercieel papier 8,7 mld. €

Stop order Dit type van order, voluit ‘stop market order’ genoemd, maakt het mogelijk om van trendwijzigingen te profiteren, of om zich daartegen in te dekken. Daartoe wordt er een drempel vastgelegd waarboven men wil aankopen of waaronder men zijn effecten wil verkopen. De stop order wordt pas geactiveerd wanneer de vooraf aangegeven limiet (de drempel) wordt overschreden. De order wordt in dat geval een ‘bestensorder’ en wordt bij voorrang uitgevoerd.

Overige bankleningen 10 mld. €

Obligatieleningen 19,8 mld. €

Obligatie die is uitgegeven door een staat.

Begrensde variabele rentevoet

41 mld. €

maar begrensd door een plafond.

De liquiditeit beschermen Vandaag komt het er vooral op aan om de liquiditeit te beschermen. GDF SUEZ hecht dan ook veel belang aan de plaatsing van haar 12 miljard kasmiddelen bij solide tegenpartijen. “We hebben altijd de voorkeur gegeven aan beleggingen met een hoge liquiditeit. Vanaf oktober 2008 hebben we onze tegenpartijrisico’s beperkt door de meest risicovol geachte posities vervroegd af te wikkelen en onze beleggingen een maximale liquiditeit te verlenen door middel van overnight-deposito’s in staatsfondsen of quasi-staatsfonden”, vervolgt Gérard Lamarche. “We hebben onze kasmiddelen hoofdzakelijk geconcentreerd bij enkele grote banken die ook instaan voor onze cash pooling , een zeer goede rating hebben en ons ook in onze ontwikkeling willen begeleiden.” Meer globaal omkadert GDF SUEZ haar tegenpartijrisico’s (vooral in de energietrading) door margin calls te veralgemenen, de periodiciteit van betalingen op te voeren en stop orders te beperken.

*

*

*

De verschillende soorten risico’s goed inschatten en beheren Om een beter zicht te krijgen op de geconsolideerde tegenpartijrisico’s van alle divisies, maar ook om haar posities ten opzichte van bepaalde klanten in alle branches te consolideren, heeft de Groep een comité voor het beheer van marktrisico’s in het leven geroepen. Daarnaast werd er een procedure ingevoerd voor de beoordeling van het kredietrisico van alle klanten van de Groep op Begrensde basis van een gemeenschappelijke methodologie. variabele rentevoet Deze procedure wordt maandelijks opgevolgd. De bedoeling hiervan is om een globaal zicht te 9% krijgen op deze risico’s en om ze te beperken wanneer ze als té groot worden beschouwd. Wat het wisselkoersrisico betreft, bestaat de strategie erin om een gedeelte van het eigen vermogen af te dekken in landen die niet tot de eurozone behoren. De Groep verkiest overigens om dochterondernemingen in de lokale munteenheid te financieren om de cashflows af te dekken (afb. 02).

Een variabele rentevoet,

“Op het vlak van het grondstoffenrisico beheersen we onze risico’s op basis van specifieke risicoprofielen per vakgebied, waarvoor we dan de gepaste dekkingsmaatregelen nemen. In België, bijvoorbeeld, verkopen we onze elektriciteit achttien maanden op voorhand aan onze grote klanten om onze marges veilig te stellen en tegemoet te komen aan de vereisten van onze klanten. Voor 2009 is al 90% van de marges op de verkoop aan industriële klanten gedekt, en voor 2010 geldt hetzelfde voor 60%.” Ten slotte is GDF SUEZ actief in vakgebieden waar vooral de zeer lange termijn speelt. Zo is meer dan 75% van onze schuld momenteel vastrentend of aan een begrensde variabele rentevoet , waardoor de Groep een uitstekend zicht op haar financieringscijfers kan behouden. I

*

afb.

02

Uitsplitsing van de schuld naar rentevoet en munteenheid Nettoschuld (excl. impact IAS 32/39 maar incl. wisselkoerseffect en impact van derivaten)

GBP 1%

Overige 13% USD 23%

Variabele rentevoet 25%

Euro 63%

Vaste rentevoet 66%

PERSPECTIEF

33

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

In het Midden-Oosten ontwikkelt de portfolio van de Groep zich in

een zeer bijzondere context

Sinds de overname, in 1994, van de centrale Al Manah in Oman, is de aanwezigheid van GDF SUEZ in de Golfregio almaar uitgebreid. De Groep is nu actief in vijf Golfstaten. SHANKAR KRISHNAMOORTHY belicht de strategie die gevolgd wordt om de verschillende investeringen uit te voeren.

34

PERSPECTIEF

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN IRAN

IRAK JORDANIË KOEWEIT

SAOEDIARABIË

BAHREIN QATAR VERENIGDE ARABISCHE EMIRATEN OMAN

SHANKAR KRISHNAMOORTHY GDF SUEZ Energy International, CEO Middle East & Africa

> Aanwezig in 5 Golfstaten > 11 elektriciteitscentrales en installaties voor waterontzilting > meer dan 13 000 MW/dag > meer dan 2,5 miljoen m³ water per dag

In de Golfstaten (Oman, Verenigde Arabische Emiraten, Bahrein, Saoedi“Bovenop de omvang van de projecten komt nog het feit dat sommige Arabië en Qatar) is de vraag naar water en energie bijzonder groot. landen van de CCASG eisen dat we in een consortium stappen met Ondanks de financiële crisis wordt er voor de tien komende jaren gerekend plaatselijke staatsbedrijven”, preciseert hij. De Groep geniet eveneens de met een jaarlijkse groei van ongeveer 6%. De regeringen van deze landen steun van een groot aantal internationale banken die in de regio gevestigd spelen een beslissende rol: met hun petroleumeconomieën hebben ze forse zijn. In het kader van het Ras Laffan project werden er leningen door overschotten opgebouwd waarmee ze de financiële 24 banken toegekend. crisis zonder al te veel problemen kunnen Gedeelde risico’s doorstaan. Op het vlak van energie geven de Bij elke De oprichting van een consortium zorgt ervoor overheden blijk van veel betrokkenheid en steun: ze dat de risico’s over verschillende partners liggen aan de basis van vrijwel elke megawatt die er offerteaanvraag komt worden gespreid. Omdat er geen sprake is wordt geproduceerd. De overheid schrijft de GDF SUEZ voor op de van een meerderheids- of controleparticipatie, offerteaanvragen uit voor energieproductie en lijst van potentiële worden de schulden van deze projecten niet waterontzilting. Ze wijst projectontwikkelaars de kandidaten. opgenomen in de geconsolideerde rekeningen terreinen toe waarop de installaties moeten worden van GDF SUEZ. De contracten voor elektriciteitsgebouwd. Ze beslist over het type van brandstof productie en waterontzilting zijn langetermijn(meestal gas) en duidt de leveranciers aan, zodat akkoorden waarvan alle bepalingen op voorhand zijn overeengekomen. ze de facto ook bepaalt welke technologie er wordt gebruikt. En het is De echte bouwwerken gaan bovendien pas van start zodra de financiering opnieuw de overheid die de verkoop van energie en water regelt in het rond is en er een bouwcontract met één enkele partij is getekend. “Die kader van langetermijncontracten. “Precies daarom kunnen de projectmanier van werken vermijdt het risico op geschillen tussen partners risico’s voor promotoren in deze regio als minimaal worden beschouwd. De waardoor de werken zouden kunnen stilvallen. Bij dit type van projecten financiering van projecten wordt gedragen door zowel internationale wordt een aanzienlijke meerwaarde gecreëerd vanaf de ontwikkelingsfase. banken als door banken van de Samenwerkingsraad van de Golf En die fase valt onder de verantwoordelijkheid van de ‘lead developers’ (Cooperation Council for the Arab States of the Gulf, of CCASG) die actief zoals GDF SUEZ”, verduidelijkt Shankar Krishnamoorthy. De knowhow van deelnemen aan de ontwikkeling en de bouw van nieuwe installaties”, GDF SUEZ verleent haar binnen de consortiums niet alleen een verduidelijkt Shankar Krishnamoorthy. aanzienlijke beslissingsbevoegdheid, maar ook grote verantwoordelijkIn de loop der jaren heeft GDF SUEZ zich op deze markt als heden bij de exploitatie en het beheer van de installaties. Met haar een zeer dynamisch projectontwikkelaar geprofileerd 11 vestigingen die over 5 Golfstaten verspreid liggen, kan GDF SUEZ De Groep is al langer dan 15 jaar in de regio gevestigd en heeft geleidelijk toenemende synergieën uitspelen bij de ontwikkeling en het operationeel aan een erkende knowhow opgebouwd in de ontwikkeling en het beheer van installaties. I operationeel beheer van elektriciteitscentrales. En omdat succes succes aantrekt, heeft deze erkenning zich uitgebreid tot alle Golfstaten, met uitzondering van Koeweit waar de elektriciteitsproductie volledig door de staat wordt gecontroleerd. Intussen komt GDF SUEZ bij elke offerte Ondertekening van de akkoorden aanvraag op de lijst van potentiële kandidaten voor. voor de bouw van De immer groeiende omvang van projecten vergt aanzienlijke financiële de elektriciteitscentrale Ras investeringen die niet langer door één enkele operator kunnen worden Laffan C in Qatar. opgebracht. Om een voorbeeld te geven: de totale kostprijs van de Ras Laffan C elektriciteitscentrale in Qatar, één van de recente projecten waaraan GDF SUEZ deelneemt, bedraagt nagenoeg 3,8 miljard US dollar.

PERSPECTIEF

35

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

JEAN-MARIE DAUGER GDF SUEZ Global Gas & LNG, Adjunct-Directeur-Generaal

Met 100 miljard verbruikte m³ per jaar is GDF SUEZ in Europa de grootste aankoper van aardgas. Wereldwijd is het de 3de LNG-invoerder, met 18 miljard m³ per jaar.

Beheer van gasactiva

Hoe gaat de Groep om met de dubbele eis van veiligheid en concurrentievermogen? JEAN-MARIE DAUGER is ervan overtuigd dat er slechts één geschikte strategie is voor het beheer van de gasportfolio. Eén strategie die ons helpt om de economische en politieke uitdagingen het hoofd te bieden: die van de diversificatie.

36

PERSPECTIEF

Welke plaats bekleedt de Groep na de fusie op de wereldwijde gasmarkt? Op de aardgasmarkt nemen we een belangrijke plaats in. Wereldwijd tellen we verschillende miljoenen klanten: grote Europese industriële ondernemingen, kleine ondernemingen in de dienstensector, groothandelaars, distributeurs, miljoenen huishoudelijke klanten, enz. We zijn met onze eigen elektriciteitscentrales zelf ook een zeer grote aardgasverbruiker. De activiteiten in de

aardgassector vertonen een stijgend rendement. Om te kunnen onderhandelen met uiterst machtige nationale operatoren zoals Gazprom, Sonatrach of Statoil, of met majors zoals Shell of Exxon moet je over voldoende kritische massa beschikken. Dat is ook nodig om deel te kunnen nemen aan belangrijke productie- of infrastructuurprojecten. Vanuit dat oogpunt is de fusie tussen Gaz de France en SUEZ ontegensprekelijk gerechtvaardigd. Samen met haar omvang heeft de Groep ook

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

afb.

01

Aardgasbevoorrading op lange termijn Ramingen eind 2008

Trinidad & Tobago 8% Egypte 6% Verenigd Koninkrijk 4% Libië 2% Overige 5%

Noorwegen 23% Nederland 15% Algerije 11% Midden-Oosten en Azië* 12% Rusland 14%

* inclusief langlopend toeleveringscontract

909 TWh

Noorwegen

afb.

02

Nederland

Bevoorrading en toegangspunten tot de infrastructuren

Rusland Verenigd Koninkrijk

Gasleverende landen Bevoorrading met LNG-schepen

Duitsland

Bevoorrading via pijpleiding Transport Onderlinge koppeling Ondergrondse opslag

Jemen Nigeria

Trinidad & Tobago

Algerije

Libië 1

haar bevoorradingsbronnen uitgebreid: een operatie die dubbele winst oplevert.

1. DIVERSIFICATIE VAN DE BEVOORRADING

Eens die vaststelling gemaakt, rijst de essentiële vraag: hoe kan GDF SUEZ de bevoorrading voor haar klanten op de meest veilige en concurrentiële manier verzekeren? Het antwoord op die dubbele eis kan in één woord worden samengevat: diversificatie. Daarbij zijn er 4 punten die de aandacht verdienen:

In tegenstelling tot elektriciteit wordt aardgas over het algemeen niet gewonnen in de nabijheid van de verbruikszones. Het wordt dus vrijwel volledig geïmporteerd. Het is al decennialang onze strategie om onze bevoorradingsbronnen – de landen van waaruit we onze markten bevoorraden – te diversifiëren, maar ook de operatoren met wie we contracten afsluiten. De portfolio van de

Egypte

Groep is überhaupt de meest gediversifieerde, en dat is een essentieel element voor de bevoorradingszekerheid (afb. 01).

2.

DIVERSIFICATIE VAN AANVOERROUTES Diversificatie van de bevoorrading is niet voldoende. Het gas moet immers ook tot bij onze klanten aangevoerd worden (afb. 02). Daarom gaat de Groep ook op zoek naar diversificatie in de aanlevering en in de




PERSPECTIEF

37

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

CONTEXT

MW MW

afb. Geografische spreiding van de productie

03

Geografische spreiding van de productie en reserves van gas en aardolie Geografische spreiding van de reserves 2P**

Productie 51,3 Mbep geproduceerd in 2008(*) 74% gas, 26% aardolie * incl. 1,1 Mbep afkomstig van de verworven activa van NAM

Duitsland 22% Noorwegen 20% Verenigd Koninkrijk 20% Nederland 36% Overige 2%




Productie 704 Mbep op 31/12/08 70% gas, 30% aardolie **proven & probable (bewezen & waarschijnlijk)

Duitsland 21% Noorwegen 49% Verenigd Koninkrijk 11% Nederland 17% Overige 2%

keuze van de routes doorheen het Europese netwerk van gasleidingen. Het aandeel van LNG in onze bevoorrading is daarbij een belangrijk voordeel. LNG wordt met LNG-schepen getransporteerd, wat zorgt voor meer flexibiliteit op het vlak van de bestemmingen. De Groep ontvangt in België, Duitsland, Frankrijk en Spanje bijvoorbeeld Noors gas via de gasleidingen, maar ook onder de vorm van LNG dat ook geschikt is voor de bevoorrading van andere markten.

3.

DIVERSIFICATIE VAN DE TOEGANG TOT DE GRONDSTOFFEN We maken gebruik van onze bevoorradingscontracten op lange termijn. Daarnaast kopen we gas op de markten en hebben we onze eigen productie. We streven ernaar om op lange termijn over een gasreserve van 1 500 miljoen barrel of oil equivalents (BOE) te beschikken (afb. 03). Met onze upstream-posities willen we niet alleen onze knowhow te gelde maken, maar de Groep ook in staat stellen om deel te nemen aan upstream-projecten en, meer nog, zelf met investeringen en projecten van start te gaan. Omdat we niet overal ter wereld aanwezig kunnen zijn, hebben onze teams een beperkt aantal doelstellingen, die aan onze downstream-posities zijn gekoppeld. Het is immers onze bedoeling om onze exploratie- en winningsactiviteiten rechtstreeks of onrechtstreeks met onze activiteiten op de eindmarkt te verbinden.

4. DIVERSIFICATIE VAN HET BEHEERSPERSPECTIEF Aardgas bevindt zich in zekere mate altijd in een concurrentiepositie met andere bronnen (aardolie, steenkool, hernieuwbare energie). Dat is

38

PERSPECTIEF

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

zowel het geval voor leveringen aan eindverbruikers als aan de elektriciteitscentrales. Maar er is wel degelijk een verschil in reactietijd tussen beide afnemers. Grote industriële klanten moeten op korte tijd tussen verschillende energiebronnen kiezen. Voor huishoudelijke klanten, daarentegen, is de reactietijd langer en sterker verbonden met hun perceptie rond veiligheid en servicekwaliteit. Hoe zorgt u, los van deze diversificaties, voor waardecreatie? Dankzij integratie van de gasstromen. Er is een continue optimalisatie tussen onze verbintenissen op korte, middellange en lange termijn, tussen onze transportactiviteiten over land en zee, en tussen onze opslag- en productiecapaciteit. In tegenstelling tot elektriciteit wordt gas via pijpleidingen vervoerd. Er moet dus constant geoptimaliseerd worden. De waardecreatie is ook het resultaat van het dynamische beheer van de contractportfolio, productieactiva en klanten en van onze aanwezigheid op verschillende markten. Ook hier levert onze grootte voordelen op. Tegelijkertijd worden de gasstromen centraal beheerd, en zo wordt de waardecreatie voor de Groep nog verhoogd. I

In 2008 werden er 27 exploratieputten geboord, waarvan 12 met succes. Kostprijs: 174 miljoen euro.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

De Russisch-Oekraïense crisis: een schoolvoorbeeld Jean-Marie Dauger illustreert het beheer van de gasactiva door GDF SUEZ aan de hand van de recente Russisch-Oekraïense crisis. Die crisis heeft de problematiek van de gasbevoorrading van Europa duidelijk in de actualiteit gebracht. Op 1 januari jongstleden onderbrak Rusland de gasleveringen aan Oekraïne, maar ook aan andere Europese landen die traditioneel via het grondgebied van Oekraïne worden bevoorraad. Het gevolg was een lange crisis. Op 19 januari werd een compromis bereikt en konden de leveringen worden hervat. “In een periode van strenge winterkoude en net op het ogenblik dat sommige LNGbronnen in Algerije tijdelijk onbeschikbaar waren, liet één van onze belangrijkste leveranciers ons in de steek. Niettemin hebben we de bevoorrading op elk ogenblik weten te garanderen. En dat had niets met toeval te maken”, verduidelijkt Jean-Marie Dauger. “We waren op een dergelijke crisis voorbereid. We hebben in de praktijk kunnen aantonen dat onze diversificatieinstrumenten erop berekend zijn om zo’n uitzonderingstoestand het hoofd te bieden.” Om het gebrek aan Russisch gas op te vangen, stelde de Groep drie grote hefbomen in werking: haar opslagcapaciteit die over heel Europa verspreid ligt, de optimalisering van haar marktoperaties en haar goede betrekkingen met enkele grote leveranciers. De Groep heeft de Oost-Europese landen die sterker afhankelijk zijn van Russisch aardgas en die om hulp hadden gevraagd, tot op zekere hoogte kunnen helpen. Voorbeelden zijn Slowakije, Griekenland en Bosnië. Verder werkte de Groep mee aan de maatregelen die de Europese Commissie heeft genomen om een oplossing

voor het conflict te vinden. “In alle bescheidenheid denk ik dat ons ingrijpen bijgedragen heeft tot een oplossing voor het Oekraïense transitprobleem. Onze onderneming heeft daardoor aan geloofwaardigheid gewonnen. De les die we uiteindelijk uit deze crisis kunnen trekken, is dat Europa voor haar bevoorradingszekerheid zeker gebaat is bij de aanwezigheid van grote operatoren zoals GDF SUEZ”, besluit hij. Oplossingen voor de tekortkomingen van het Europese systeem Het ontbreekt Europa aan middelen en instrumenten. Wie in Frankrijk gasoperator wil worden, moet de bevoegde instanties bewijzen dat hij in staat is om een zeker aantal gebeurtenissen (extreme

weersomstandigheden, crisis) gedurende een bepaalde periode het hoofd te bieden. Europa beschikt op dat vlak niet over een eengemaakt normatief systeem. De opslagcapaciteit moet worden uitgebreid, wat niet betekent dat er ‘strategische’ voorraden moeten worden opgeslagen. Er moet ook meer diversificatie komen. In de praktijk komt dit waarschijnlijk neer op meer LNG voor landen die geen andere bevoorradingskanalen hebben. Het betekent echter vooral: meer onderlinge koppelingen. De RussischOekraïense crisis heeft enkele bottlenecks in het Europese netwerk van gaspijpleidingen blootgelegd. Er zijn dan ook aanzienlijke investeringen nodig om die knelpunten weg te werken en andere

bevoorradingskanalen te bevorderen. De crisis heeft ook onverenigbaarheden aan het licht gebracht tussen de huidige interpretatie van de mededingingsregels en de dwingende eisen op het vlak van bevoorradingszekerheid. Volgens Jean-Marie Dauger moet Europa blijven vasthouden aan grote marktspelers die op voet van gelijkheid kunnen onderhandelen met grote wereldoperatoren. Net zoals in de petroleumsector moeten deze grote bedrijven het hoofd kunnen bieden aan de overal ter wereld groeiende concurrentiestrijd om de toegang tot grondstoffen. Dit is een absolute vereiste die niet noodzakelijk tegen de regels van het verdrag indruist.

Rusland

Oekraïne

Ernstig getroffen landen Gedeeltelijk getroffen landen Gaspijpleidingen

Bron: www.bbc.co.uk

PERSPECTIEF

39

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De aardgasbevoorrading van de Groep en haar klanten waarborgen ÉDOUARD SAUVAGE GDF SUEZ Global Gas & LNG, Directeur Bevoorradingen

Wij waken over het globale evenwicht van onze portefeuille en over de optimalisering van onze activa. ÉDOUARD SAUVAGE leidt één van de vijf business units van de bedrijfstak Global Gas & LNG. Die tak is onder meer verantwoordelijk voor de aankoop van gas en de distributie naar klanten in heel Europa. Hij legt uit wat het beheer van een gasactivaportefeuille inhoudt en hoe men bij GDF SUEZ te werk gaat.

40

PERSPECTIEF

Waaruit bestaat de gasactivaportefeuille van de Groep? In onze activaportefeuille zitten enerzijds een vijftigtal langlopende bevoorradingscontracten – sommige ervan zijn al 40 jaar oud – met ruim vijftien leveranciers. Deze contracten zijn belangrijke activa. Ze hebben elk hun eigen kenmerken, flexibiliteitsinstrumenten en prijsformules. De Groep kan ook gas kopen op de marktplaatsen. Anderzijds reserveren wij capaciteit voor het vervoer en de opslag van gas. Zo is niet alleen de aankoop verzekerd, maar ook de levering aan al onze klanten, en dit volgens hun behoeften. Voor de huishoudelijke klanten variëren die behoeften naargelang van de seizoenen, voor de industriële klanten naargelang van het productieniveau. Dankzij haar opslagcapaciteit is de Groep bijvoorbeeld in staat om het gas goedkoop aan te kopen in de zomer en duurder te leveren in de winter. Dit is ook een manier om de gasvoorziening aan onze

klanten te garanderen en ons aanbod dagelijks aan te passen aan hun vraag. De Groep GDF SUEZ is aanwezig in de hele gasketen, van exploratie tot productie, transport, distributie en LNG. Waarom wilt u de hele keten beheersen? Het maakt integraal deel uit van ons vak als gasbevoorrader. Zo garanderen wij onze klanten dat we altijd het nodige gas kunnen leveren, ook als een infrastructuur of leverancier het laat afweten. Op die manier nemen we een belangrijke voorsprong op onze concurrenten. Het blijven beheersen van de hele keten is essentieel voor ons. Het is ons instrument om waarde te creëren. Waarom is de grootte van de Groep een onmiskenbaar voordeel in uw activiteit? Dankzij die grootte hebben wij de middelen om, bijvoorbeeld, activa te kopen en te beheren voor een hele LNG-keten, van de exploratie-productie

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

tot de LNG-ontvangstterminal. Zo'n keten komt onze keuzes op basis van de evolutie van overeen met een investering van 10 miljard de energieprijzen, die door de Groep worden dollar. Een kleinere speler zou zich tevreden bepaald. Dat gebeurt aan de hand van moeten stellen met een beperktere aanwezigvergelijkingen met de activa die wij al in bezit heid en een minder vergaande beheersing hebben en de valorisatiealternatieven, en aan van deze keten. de hand van waarschijnlijkheidsberekeningen De grootte van GDF SUEZ stelt ons ook in staat en extreme scenario's. Deze grote keuzes ervoor te zorgen dat geen enkele van onze worden afgestemd op de bedrijfsplannen van leveranciers meer dan 20% van de Groep, die zijn opgesteld onze bevoorradingen vertegenvanuit een heel precieze visie De Groep beheert op onze gasbalansen over een woordigt. Deze diversificatie is van fundamenteel belang om tijdspanne van 10 jaar. een gasaankooponze klanten leveringszeker- volume dat ongeveer Wij streven er permanent naar heid en gas tegen de beste om alle activa van onze overeenstemt met de portefeuille te optimaliseren, prijs te garanderen. Door onze totale Duitse grootte kost het ons bovendien om misschien een beetje meer minder om aanwezig te zijn gas of een beetje meer gasmarkt. in verschillende landen van capaciteit te hebben dan onze Europa, zodat wij de risico's kunnen spreiden. klanten strikt nodig hebben. Dit streven is ook belangrijk voor onze verdere ontwikkeling en De voorbije jaren hebt u gastankers, terminals voor onze aandeelhouders. Zodra we extra en ontginningsvelden moeten ontwikkelen of capaciteit beschikbaar hebben, proberen we aankopen. Welke selectiecriteria hanteert u die te verkopen via onze tradingmaatschappij voor deze nieuwe activa? Gaselys, of te valoriseren in de verschillende Als wij op zoek gaan naar nieuwe activa, letten opslaginstallaties waarover we beschikken, we altijd op het globale evenwicht van onze bijvoorbeeld in Duitsland en in Slowakije. Die portefeuille. De prijs is uiteraard een sleutelcapaciteit kan worden gebruikt om onze factor. Maar ook de ligging van de activa is behoeften in die twee landen te dekken, maar belangrijk: de mate waarin ze ons op ook om de behoeften te dekken in buurlanden concurrentiële wijze toegang kunnen als België, die niet over zulke geologische verschaffen tot nieuwe markten. Wij maken mogelijkheden beschikken.

Welke synergieën zijn er ontwikkeld met de bedrijfstak Energy Europe? Wij stellen een gasoplossing voor aan onze collega's van de elektriciteitssector. Zij gaan na of ze best elektriciteit produceren uit gas, waterkracht of steenkool. Het is voor hen dus belangrijk om constant te weten tegen welke prijs wij ons gas aanbieden. Kan de aanvoer van Russisch gas niet op korte termijn worden geoptimaliseerd door ook routes te gebruiken die niet door Oekraïne lopen? Inderdaad. Wij willen niet alleen diversifiëren wat de leveranciers betreft, maar ook wat de aanvoerroutes betreft. Fysieke infrastructuren houden immers eveneens risico's in. Noors gas, bijvoorbeeld, wordt ons geleverd via verschillende routes. Het is voor de Groep belangrijk om Russisch gas niet alleen via Oekraïne maar ook via de noordelijke routes te betrekken. Daarom hebben wij onze interesse in het Nord Stream-project, dat Rusland met Duitsland verbindt via de Oostzee, nooit onder stoelen of banken gestoken. Een gedeelte van onze volumes zal trouwens via deze weg worden geleverd, zodra de pijpleiding in gebruik is genomen. I

LNG-terminal in Everett, Boston, VS

PERSPECTIEF

41

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Vakgebieden beheersen

voor een beter rendement en risicobeheer DENIS BONHOMME GDF SUEZ Energy Services, Directeur Strategie

De Branche Energy Services van GDF SUEZ levert energie- en milieuefficiëntieoplossingen aan ongeveer 120 000 openbare en particuliere klanten in meer dan 30 landen. Haar ruime contractportfolio, de diversiteit van haar klanten en de uiteenlopende behoeften van ondernemingen en openbare besturen vormen een krachtige hefboom voor innovatie en groei in de drie belangrijkste vakgebieden van de Branche: ontwerp, installatie en energiediensten.

42

PERSPECTIEF

Een evenwichtige en gediversifieerde klantenportfolio De Branche Energy Services is vooral gericht op openbare besturen, de industriële sector en grote tertiaire ondernemingen. De kernactiviteiten van de branche zijn het ontwerp, de realisatie en exploitatie van energie-installaties. Onze omzet realiseren we in drie grote segmenten: de tertiaire sector (50%), de industrie (30%) en infrastructuren (20%). Het evenwicht tussen onze installatieactiviteiten en energiediensten (50 000 klanten voor installaties, 70 000 voor energiediensten) staat garant voor de ontwikkeling van de Branche. Energie- en milieuefficiëntie, gemeenschappelijke noemer van onze activiteiten Door de aanhoudend hoge prijzen van fossiele brandstoffen gaan grote verbruikers – zoals industriële ondernemingen en openbare besturen – op zoek naar vernieuwende oplossingen om hun energiefactuur te drukken. De milieuverplichtingen stuwen hen in de richting van hernieuwbare energiebronnen. Steeds meer klanten plooien zich terug op hun corebusiness. Die trend opent de weg naar het uitbesteden van randactiviteiten. Een andere groeifactor is de openstelling van de markten in groeilanden.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Energie- en milieuefficiëntie voeren de boventoon in nieuwe Amsterdamse wijken.


70 000 klanten voor energiediensten

50 000

klanten voor installaties Al onze klanten willen voortaan beschikken over krachtigere, intelligentere, energiezuinigere én milieuvriendelijkere systemen. De energiedienstenbedrijven van GDF SUEZ bespelen zowel de aanbodzijde, met de levering van nuttige energieën voor industrieprocessen, als de vraagzijde, door het optimaal beheer van het energieverbruik van hun klanten. Dankzij een netwerk van meer dan 1 300 vestigingen opereren ze altijd in de nabijheid van hun klanten.

30

landen

1 300

vestigingen in Europa

Geografische spreiding Uitsplitsing van de omzet per land (2008)

Frankrijk 49% Nederland 10% België 9% Italië 9% Verenigd Koninkrijk 4%

Spanje 3% Duitsland 3% Zwitserland 3% Overige 10%

Contracten met verschillende looptijden

14 mld. € Omzet 2008

De looptijd van contracten varieert sterk: voor installaties van enkele maanden tot 1 jaar, voor energiediensten gemiddeld 5 tot 10 jaar. Sommige contracten lopen zelfs al 40 jaar. Bij installatiewerken is het ‘werfrisico’ van korte duur, maar daartegenover staat het grote aantal contracten dat we tekenen. Bij de diensten is het ‘klantenrisico’ dan weer groter, maar blijft er altijd de mogelijkheid bestaan om de looptijd van contracten aan te passen. Onze klantenportfolio is zeer evenwichtig, waardoor de risico’s kunnen worden afgezwakt.




PERSPECTIEF

43

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW




CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

Internationale ontwikkeling Door onze aanwezigheid in complementaire vakgebieden kunnen we internationaal verschillende ontwikkelingsstrategieën aanhouden. Bij de installaties leggen we ons vooral toe op klantenbegeleiding, zoals in de sector van de grootdistributie in Oost-Europa. In de energiediensten diversifiëren we ons in de regio’s waar energie-efficiëntie in de lift zit, zoals in het Midden-Oosten, Centraal-Europa en Oost-Europa. De Branche bezit een benijdenswaardige knowhow in warmte- en koudenetten en dat komt ons in deze nieuwe regio’s goed van pas. Voor onze netprojecten in Qatar is onze lokale partner en co-investeerder een investeringsfonds van de staat. In deze regio’s willen we samen met SUEZ ENVIRONNEMENT werken aan de nieuwe steden die er overal verrijzen.

Weinig technologische risico’s Een ander kenmerk van onze branche is dat zij niet blootgesteld is aan technologische risico’s of grondstoffenrisico’s. Enerzijds passen wij technologieën van constructeurs toe en kiezen we de technologie die het best aansluit bij de behoeften van onze klanten. Anderzijds rekenen we prijsverhogingen en -verlagingen rechtstreeks aan onze klanten door. Zo zijn we intussen de op één na grootste gasverbruiker van Frankrijk. Ons engagement bestaat er niet alleen in onze klanten energie (warmte/koude) te leveren, maar ook de beste service tegen de scherpste prijs. We moeten dus in staat zijn om de meest competitieve energieoplossingen voor onze klanten te kiezen. In dit verband is het interessant om weten dat de leveringscontracten met onze klanten onderbreekbaar zijn, wat de Groep een zekere flexibiliteit kan verlenen in periodes dat ze ‘krap in het gas’ zit.

44

PERSPECTIEF

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Samengevat: er is geen strategie per klant maar per activiteit. We ontwikkelen onze activiteiten binnen gerichte marktsegmenten, zoals bijvoorbeeld warmtenetten, gezondheidscentra, data centers, infrastructuurnetten (transport) of warmtekrachtkoppelingseenheden. Dergelijke projecten interesseren ons omdat ze technische competenties, contracten of langetermijnperspectieven koppelen aan een beheerst risico. De eerste filter is rentabiliteit, daarna volgt de

logica van onze activiteiten rond energie- en milieuefficiëntie en het risico van het aangewende kapitaal. Ten slotte moeten er binnen de Groep nog heel wat synergieën worden ontwikkeld. Vele infrastructuurprojecten vereisen hetzij engineering, hetzij installatiewerken en diensten. Opdrachten die wij voor andere Branches van de Groep kunnen uitvoeren. I

Eerste centrale regelkamer van het Climespace-koudenet in Parijs

PERSPECTIEF

45

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De energiemix kan niet zonder kernenergie

PHILIPPE VAN TROEYE GDF SUEZ Energy, Benelux & Germany Directeur-Generaal Productie

Diversificatie is het codewoord binnen het productiepark van GDF SUEZ. PHILIPPE VAN TROEYE legt ons uit hoe de Groep haar gediversifieerde activaportfolio beheert en hoe de strategie van grote Europese energiebedrijven eruit ziet.

Welk criterium hanteert u om een welbepaalde centrale in te schakelen, en niet een andere? Productie-eenheden worden gerangschikt volgens hun variabele productiekosten, en niet op basis van hun vaste kosten (investeringen in de centrale, personeelskosten, enz…). Precies daarom draaien de kerncentrales, die de basisenergie leveren, vrijwel onafgebroken. We gaan dagelijks na welke productie-eenheden de laagste variabele kosten hebben, en die schakelen we het eerst in.

Hoe wordt de rangschikking gemaakt? De curve van het productieaanbod is het resultaat van de rangschikking van de productie-instrumenten, uiteraard op basis van variabele kosten. In onze vaktaal spreken we van de ‘merit order’, een klassering volgens ‘verdienste’. De keuze om een productieinstrument te activeren, hangt af van de dagelijkse elektriciteitsvraag en haar vrijwel voortdurende schommelingen, in de wetenschap dat er elke dag verschillende piekperiodes te verwachten zijn.

Waaruit bestaan die variabele kosten? De variabele kosten worden vooral bepaald door de brandstofkosten en de aankoopprijs van CO2-emissierechten. Als we de bestaande elektriciteitsproductietechnologieën rangschikken, komen de hernieuwbare energiebronnen – die buiten onderhoud geen variabele kosten met zich mee brengen – als goedkoopste uit de bus. Daarna volgt kernenergie, want splijtstof heeft een betrekkelijk geringe kostprijs. De rij wordt gesloten door steenkool- en gascentrales. Voor die laatste wordt de keuze op basis van de marktprijzen gemaakt.

Kunnen we na 2015 verder zonder kerncentrales? Kerncentrales zijn zeer competitieve en betrouwbare instrumenten om in de basisproductie te voorzien. Ze staan in voor 50% van onze elektriciteitsproductie. Als ze worden vervangen door andere instrumenten, zoals gas- of steenkoolcentrales of zelfs windturbines, zal dat onvermijdelijk gepaard gaan met bijkomende kosten voor de Belgische verbruiker. Er zijn verschillende nieuwe thermische centrales nodig om het wegvallen van kernenergie op te vangen. Eens er bijkomende windturbineparken in gebruik worden genomen, zullen de onver-

46

PERSPECTIEF

STEG-centrale van Herdersburg

mijdelijke productieschommelingen met andere productiemiddelen moeten worden opgevuld, met een bijkomende CO2-uitstoot als gevolg. Om die reden overweegt de Europese Commissie om windturbineparken op de Noordzee aan elkaar te koppelen. Op die manier zouden de productieschommelingen enigszins beperkt kunnen blijven. Voor het ogenblik ondernemen we al het nodige om de

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Om een gediversifieerd productiepark en een hoge bevoorradingszekerheid te behouden, zijn zware investeringen vereist.

Kerncentrale van Doel

levensduur van de kerncentrales tot na 2015 te verlengen. Naarmate die datum dichterbij komt, wordt de beslissing om investeringen over een bijkomende periode van 10 jaar toe te staan moeilijker. Zoals binnen Electrabel al werd geopperd, zijn we van mening dat de politieke besluitvormers tegen eind 2009 een duidelijk signaal moeten geven over de toekomst die de oudste eenheden na 2015 tegemoet gaan.

België hoopt om tegen 2020 13% van zijn energie uit hernieuwbare bronnen te halen. Is dat realistisch? Van alle hernieuwbare energiebronnen is windenergie de snelste groeier. Maar ook die technologie is niet zonder impact: geluidshinder, stroboscoopeffect, enz. Het dicht bevolkte België is dan ook niet echt geschikt voor de ontwikkeling van grote windturbineparken. We ondervinden overigens enorm veel problemen met onze windenergieprojecten, ook die waarvoor alle nodige vergunningen al afgeleverd zijn. 13% hernieuwbare energie is dan ook een zeer ambitieus streven, te meer daar de subsidiemechanismen geen rekening houden met de indirecte impact van deze energievorm (onderbroken beschikbaarheid, transportkosten, enz.). Momenteel maakt windenergie slechts een beperkt deel uit van ons productiepark. Wanneer onze windturbines bij gebrek aan wind inactief zijn, kunnen we dat vandaag nog makkelijk opvangen door andere eenheden op te starten. Als wordt beslist om de windenergiecapaciteit op de Noordzee uit te breiden (in België momenteel 1 600 MW), zal men die belangrijke vermogensschommelingen moeten compenseren met flexibele thermische productie-eenheden, zoals gasgestookte piekeenheden. Maar ook dat kan niet zonder investeringen in nieuwe productiemiddelen. Omdat verschillende eenheden stilaan hun levenseinde naderen, zouden ze bijvoorbeeld kunnen worden

vervangen door gasturbines met een hoger rendement. In dat geval hebben we echter nood aan een versterkt gastransportnet en bijkomende leveringscontracten. Anders zal onze afhankelijkheid van bepaalde gasleveranciers verder toenemen. Waarom zijn die investeringen nog niet verricht? Sinds de liberalisering van de Europese markten worden de investeringsstrategieën bepaald door de marktprijs van elektriciteit. De huidige prijzen zijn niet hoog genoeg om de kosten te dekken die met een vernieuwing van het productiepark gepaard gaan. De Europese energiebedrijven hebben dan ook geopteerd voor een optimalisatie van hun productiepark, door het te renoveren in plaats van massaal in nieuwe centrales te investeren. Er is immers een spanning tussen de wil om op korte termijn goedkope energie aan te bieden en de noodzaak om prijzen aan te rekenen die investeringen op lange termijn mogelijk maken. Elk Europees land heeft overigens een eigen visie op de ideale energiemix. Dat heeft geleid tot verschillende beleidsaccenten van land tot land, wat opnieuw een rem op investeringen kan zetten. Zo is de bouw van een nieuwe steenkoolcentrale in België niet evident omdat we geen CO2-emissierechten voor steenkool ontvangen, en dat in tegenstelling tot Duitsland, waar ze bijna volledig gratis worden toegekend. I

PERSPECTIEF

47

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De realisatie van een thermische centrale: technische, wettelijke en financiële criteria Samen met zijn team verzekert JEAN-PIERRE JEUNIEAUX operationele ondersteuning voor de ontwikkeling en realisatie van Europese projecten op basis van thermische technologieën (gas, steenkool en co-verbranding van biomassa en steenkool). Aan PERSPECTIEF legt hij uit welke belangrijke fasen worden doorlopen tijdens het haalbaarheidsonderzoek en het bouwheerschap.

48

PERSPECTIEF

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

JEAN-PIERRE JEUNIEAUX GDF SUEZ Energy Europe, Verantwoordelijke Thermische Technologieën

verschillende aspecten: het opvolgen van het projectverloop, het beheer van de activa en het behoud van het rendement.

Werf van de steenkoolcentrale in Willemshaven

Welk investeringsbeleid voert de Groep? GFD SUEZ wil een belangrijke speler zijn in Europa, waar het groeipotentieel nog aanzienlijk is. De huidige economische crisis is dan wel ernstig, maar toch ook van voorbijgaande aard. De crisis zal vermoedelijk geen effect hebben op de lange termijn. Daarom voert de Groep een ambitieuze strategie die gericht is op industriële ontwikkeling. Eens er beslist is om te investeren en zich te vestigen in een bepaald land, gaat onze aandacht uit naar

Welke criteria bepalen of in een land al dan niet een centrale moet worden ontwikkeld? Enerzijds zoeken lokale ontwikkelaars actief naar opportuniteiten die nauw aansluiten bij onze kernactiviteiten. Stroomopwaarts in dit proces moeten haalbaarheidsstudies de gunstige en ongunstige argumenten detecteren, zoals de technische haalbaarheid van een project, de stabiliteit van een land of een regio, de energiebehoeften van de streek, de aansluitingsfaciliteiten op het gas- en elektriciteitsnet, enz. Op die basis kan een eerste selectie gemaakt worden. Naast de lokale ontwikkelaars en het departement productie, zijn bij dit proces ook andere mensen en departementen van de Groep betrokken: strategie, financiën, juristen, het studiebureau, enz.

Prehaalbaarheidsstudies en haalbaarheidsstudies worden systematisch uitgevoerd om na te gaan of een project op technologisch vlak aansluit bij de strategie en de middelen van de onderneming.

Welke technische aspecten en terreinkenmerken worden onderzocht vooraleer een site wordt aangekocht? Bij de keuze van een grond voor de bouw van een centrale moeten er een heel aantal voorwaarden vervuld zijn. De oppervlakte moet voldoende groot zijn: minimaal vijf hectare voor een gascentrale. Het terrein moet op een bepaalde hoogte liggen, want de hoogte beïnvloedt het rendement. We moeten ook de eventuele vervuilingsgraad kennen, net als de seismische en geologische kenmerken en de topografie. De capaciteit van het elektriciteitsnet moet afgestemd zijn op de verwachte energieproductie en het gasnet moet voldoende gas kunnen transporteren onder de vereiste druk. Ook de logistieke omgeving is van belang. We gaan na of er een haven in de buurt is voor de aanvoer van steenkool, of er al dan niet een koudebron is voor een koeling in open circuit, atmosferische koeling of luchtcondensatiekoeling. We bekijken in welke




PERSPECTIEF

49

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

CONTEXT

afb.

01

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Europees typeproject voor een volledig nieuwe stoom- en gascentrale Offerteaanvragen

•

Analyse van de site Prehaalbaarheidsen haalbaarheidsstudies

Aanvang van het project

4 tot 6 maanden1

Indiening van de offertes Vergelijking van de offertes en onderhandelingen

Definitie van de technische specificaties

2 maanden

•

3 maanden

9 maanden

+/- 18 maanden (verlopen sinds de start van het project) Duur van het project: 57

maanden (bij normaal verloop),

1

afhankelijk van de moeilijkheden (vervuiling, aard van het terrein, nabijheid van een elektriciteit- of gasnet, een koudebron, enz.)




mate het wegennet of andere transportnetten toegankelijk zijn voor zware uitrustingen. Tot slot moet met de elektriciteitsnetbeheerder en/of de gasleverancier(s) onderhandeld worden over hun commerciële voorwaarden (op korte en lange termijn) en over de technische vereisten die ze vooropstellen. Voor een goed zicht op de lokale wettelijke vereisten, moeten ook de overheden benaderd worden. Zij kunnen bijvoorbeeld opleggen dat een gasinstallatie bij een gastekort ook moet kunnen werken op fuel. Recent kon de centrale van Dunamenti in Hongarije haar productie voortzetten dankzij een dergelijke brandstofpolyvalentie. De kenmerken van de markt (het verbruiksprofiel van elektriciteit) en het productiepark

50

PERSPECTIEF

Met de milieuverplichtingen wordt rekening gehouden vanaf de technische studie. (kernenergie, fossiele brandstof, hernieuwbare energie, …) verschillen van land tot land en zijn bepalend voor het exploitatietype (een basistype zoals in Hongarije of Griekenland, een cyclisch type zoals in Italië of Spanje, of een piekeenheid). Daarmee wordt ook rekening gehouden in de technische haalbaarheidsstudie

en de definitie van de technische specificaties. Maar de strategische zijde van een site kan ook beïnvloed worden door andere aspecten. Slaagt de Groep erin om als eerste operator in een bepaalde regio een nieuw project te introduceren, dan levert dit een competitief voordeel op, omdat dit toekomstige vergunningsaanvragen door concurrenten kan bemoeilijken. Het project kan kaderen in een partnershap met een industriële klant (levering van elektriciteit en stoom dankzij warmtekrachtkoppeling, valorisatie van hoogovengas, …). De mogelijkheid om leveringscontracten te kunnen afsluiten met industriële klanten in de nabijheid van de site, houdt een reële commerciële opportuniteit in.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

info

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Selectie van de offerte en bestelling

•

Notice to proceed (NTP) – Opdracht voor het begin van de werken

Verkrijgen van de vergunningen

•

De commerciële ingebruikname van een nieuwe centrale is het sluitstuk van een meerjarenproject. Voor een gaseenheid loopt

de eigenlijke realisatie over 33 maanden, voor een steenkooleenheid over 47 maanden. De bouwperiode wordt gebruikt om toekomstige operationele medewerkers en onderhoudspersoneel aan te werven en op te leiden.

•

Eerste ontsteking

Bouw

Ingebruikname en tests

Operationele centrale

6 maanden tot 2 jaar

27 maanden

6 maanden

Voorlopige oplevering

33 maanden (realisatie van het project)

77 maanden (bij moeilijk verloop).

Hoe staat het met de wettelijke en ecologische aspecten? Idealiter moeten de milieuverplichtingen van een land (uitstootlimieten van Nox, CO2, thermische uitstoot, geluidsniveau…) van bij het begin van het project gekend zijn, zodat de technische impact ervan geanalyseerd kan worden. De Groep observeert de evoluties ervan zodat ze de toekomstige verplichtingen redelijkerwijs kan anticiperen. Vandaar dat onze aandacht bij de ontwikkeling van prototypes vandaag uitgaat naar de CO2-afvang en -opslag voor steenkoolcentrales. De bouw- en exploitatievergunningen zijn in het ene land moeilijker te verkrijgen dan in het andere en op het ene niveau gemakkelijker dan op het andere (federaal, regionaal, gemeentelijk) enz. Bovendien kunnen zich

ook lokale moeilijkheden voordoen (eventueel protectionisme, hoge invoertaksen, groeperingen van tegenstanders). Een aanvraag kan extreem veel tijd in beslag nemen, en soms zelfs jaren aanslepen (afb. 01). In het beste geval moet enkel de levensduur van een bestaande productiesite verlengd worden, of moet er een nieuwe eenheid worden toegevoegd. In dat geval is de impact kleiner en staan de omwonenden minder afkerig tegenover het project, dat gebruikmaakt van moderne technologieën zodat de hinder wordt beperkt. Bovendien wordt getracht om de plaatselijke economische activiteit in stand te houden. Hoe verloopt de bouw van een centrale eens de studies voltooid zijn? De voorbije drie jaar werden ondernemingen

gespecialiseerd in voorzieningen voor elektriciteitsproductie overstelpt met bestellingen. Daarop hebben ze hun kosten en leveringstermijnen naar boven toe bijgesteld. Het gevolg was dat de Groep gegroepeerde en gelijktijdige bestellingen heeft geplaatst, om de realisatie van de geplande projecten te kunnen verzekeren. De huidige economische crisis heeft weliswaar verandering gebracht in deze situatie. In elk geval heeft deze ervaring ons een aantal nuttige praktijken bijgebracht. Een contract met een leverancier vergt maanden voorbereiding. Er worden technische specificaties ontwikkeld, offertes voorbereid en vergeleken, er wordt onderhandeld over de zogenaamde algemene voorwaarden enz. Dit proces kan dan ook

PERSPECTIEF




51

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

MW MW

Stoom- en gascentrale, Montoir de Bretagne, operationeel in 2010




enkel worden aangevat als het project geloofwaardig is. De contracten moeten ook voortdurend worden aangepast op basis van technische en commerciële feedback. De selectie van de beste offerte aan het eind van het proces is een belangrijke stap, die toelaat de investeringskosten (CAPEX) aanzienlijk te verminderen en die rekening houdt met de exploitatie- en onderhoudskosten en met de rendabiliteit van de installatie. De Groep legt regels op inzake vergunningen en veiligheid, definieert het kwaliteitsniveau en streeft naar een technische uniformisering van het park.

Stoom- en gascentrale (400 MW)

352 mln.€

Castelnou centrale, Spanje

Tegelijkertijd wordt een minimale diversiteit van leveranciers behouden, om de concurrentie te waarborgen. Wat is de huidige kostprijs van een centrale? Voor 2009 beschikken we nog niet over een Europese referentie. Zonder dus rekening te houden met de impact van de economische crisis, kan de ontwikkeling en realisatie van een gaseenheid (stoom- en gascentrale) met een vermogen van 400 MW voorzichtig geschat worden op 352 miljoen euro. Een ultrasuperkritische steenkoolcentrale (hoge temperatuur)

afb.

02

Uitrustingskosten 315 mln.€ Owner’s cost 26,4 mln.€

Opstartkosten 2,83 mln.€

Verdeling van de projectkosten per post

Ultrasuperkritische steenkoolcentrale (800 MW)

1,2 mld.€

Ontwikkelingskosten 6 mln.€ Onvoorziene kosten 24 mln.€ Opstartkosten 18 mln.€

52

PERSPECTIEF

zal ongeveer 1,2 miljard euro kosten voor een productie van om en bij de 800 MW (afb. 02). Daarbij komen nog enkele tientallen miljoenen euro voor de voorraad van strategische reserveonderdelen, de aansluiting op het gasen elektriciteitsnet, de noodzakelijke brandstof voor de ingebruikname, de prestaties van het projectteam en de bouwheer, de verzekeringen, enz. Voor het totale budget moet ook rekening gehouden worden met de ontwikkelingskosten, de aankoop van de site, het verkrijgen van de bouwvergunning, enz. I

januari 2009

Ontwikkelingskosten 1,77 mln.€ Onvoorziene kosten 6 mln.€

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

Uitrustingskosten 1 092 mln.€ Owner’s cost 60 mln.€

Het volstaat niet om een ideale site te vinden. Er moet ook nog een leverancier worden gekozen, en eventueel een partner. Dan moet de centrale uiteraard nog gebouwd worden.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Windenergiepark: talrijke factoren bepalen de keuze van een locatie

LUC GOOSSENS GDF SUEZ Energy Europe, Verantwoordelijke Hernieuwbare Energieën

LUC GOOSSENS coördineert de ondersteuning voor de Business Units van GDF SUEZ. Die ondersteuning richt zich meer bepaald tot de technische en budgettaire aspecten voor nieuwe projecten rond windenergie, zonne-energie, biomassa en waterkracht (kleine en middelgrote schaal).

Het team Hernieuwbare Energieën coördineert en stuurt ook verscheidene werkgroepen aan om synergieën tussen verschillende landen te bevorderen. De werkgroepen houden zich bijvoorbeeld bezig met de onderhoudsstrategie van de windturbineparken en de dagelijkse prognosemodellen van hun productiviteit.

De keuze van een regio Luc Goossens vertelt ons welke regio’s het interessantst zijn voor de inplanting van een windturbinepark. “Enerzijds zijn er de wettelijke beperkingen en de subsidies. Denk maar aan de groencertificaten in België of de ‘feed-in tariffs’* in Duitsland. Daarnaast is het windpotentieel uiteraard een cruciale factor”. Voor offshore-energie zijn de interessantste omstandigheden te vinden in Groot-Brittannië, gevolgd door België en Duitsland. In Frankrijk zijn de

projecten momenteel moeilijk te rentabiliseren, in de eerste plaats vanwege de ontoereikende ondersteuning door de regering. Voor onshore-projecten zijn de kuststreken interessant, vooral aan de oceaan. Zij bieden 20 tot 30% meer rendement in vergelijking met een installatie in het binnenland. De Groep zoekt ook regio’s met ‘positieve’ lokale effecten. Voorbeelden zijn de zogenaamde sea/land breeze in de Rhonevallei of de reliëfverschillen in Wallonië (België), waar op de toppen sterkere wind te vinden is.

De keuze van de site Eenmaal de regio gekozen is, moet een locatie gevonden worden die optimaal beantwoordt aan alle criteria. Een haalbaarheidsstudie peilt naar * Verplichte aankoop van groene stroom tegen een vast, gewaarborgd tarief voor elk type van productie.

PERSPECTIEF

53




DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

MW MW

afb.

01

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

GELUIDSIMPACT Windturbinepark type 2MW 105 dB(A) op 100m Inplanting Individuele woning Woonzone

Geluidsimpact 39 dB(A) 44 dB(A) 49 dB(A)




de aard van de bodem (de vereiste weerstand voor de funderingen, eventuele vervuiling), de toegankelijkheid (voor de aanvoer van uitrusting en kranen en vervolgens voor het onderhoud), de ligging van het terrein tegenover de overheersende winden, de verwachte hinder (turbulentie, schaduw, vallend ijs), de nabijheid van het elektriciteitsnet, enz.

Windturbines in kustgebieden hebben een 20 tot 30% hoger rendement dan windturbines in het binnenland.

Luc Goossens vermeldt ook een aantal factoren die de omvang, het vermogen, het aantal en de positionering van de windturbines beïnvloeden, evenals het type van generatoren: “Men zou geneigd kunnen zijn om een plaats met hoge windpieken te kiezen, om zo een hoog vermogen te ontwikkelen. Een windturbine is echter rendabeler wanneer de winden regelmatig en frequent zijn.” Bepaalde locaties in de nabijheid van grote obstakels zijn eveneens uitgesloten omdat de wind er te turbulent is. Om langetermijnvoorspellingen te kunnen doen (10 jaar) worden één jaar lang windmetingen genomen. De gegevens van die metingen worden dan gecorreleerd met die van een weerstation in de nabijheid. De metingen op verschillende plaatsen helpen om heel gedetailleerde windatlassen op te maken voor

54

PERSPECTIEF

een regio of zelfs een land. Tractebel Engineering stelde zo een windatlas op voor België, voor de Rhonevallei en voor Peru.

Visuele en akoestische impact

Om de nodige vergunningen te verkrijgen moet de visuele impact geëvalueerd worden, op basis van simulaties door een landschapsarchitect. Daarnaast is een gedetailleerde studie vereist over de impact op woningen, fauna en flora in de buurt. De termijn voor het verkrijgen van een vergunning varieert van 6 maanden tot 5 jaar. Een goede communicatie naar de bevolking, de lokale verenigingen en de activistengroeperingen toe draagt bij tot het succes van het project. “De bewoners vrezen meestal een visuele achteruitgang van de omgeving en het landschap, geluidsoverlast en negatieve gevolgen voor het ecosysteem, in het bijzonder voor vogels en vleermuizen. De esthetiek van een windturbine is een subjectieve kwestie. Toch werden de voorbije jaren tal van projecten geblokkeerd omwille van esthetische bekommernissen. Er zijn tal van studies vereist om de geluidsimpact te

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

afb.

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

02

IMPACT VAN DE SLAGSCHADUW Windturbinepark 2MW op 100 m Inplanting Individuele woning

info

Woonzone op basis van het bestemmingsplan Schaduw 30 uur/jaar 40 uur/jaar 50 uur/jaar 60 uur/jaar 80 uur/jaar 100 uur/jaar

Over windturbines…

> Een rotor wordt uit één stuk gemaakt (bijvoorbeeld 40 à 50m). Voor de aanvoer zijn dus voldoende brede en vrije wegen vereist.

> De afstand tussen twee windturbines moet vier à vijf keer de diameter van de rotor bedragen. > Een windturbine neemt gemiddeld een oppervlakte van 1 600 m² in (werkzone voor de kranen + funderingen). > Het terrein wordt niet aangekocht, wij gebruiken een ‘opstalrecht’. > De betonfunderingen hebben een diameter van 20 meter en zijn 3 meter diep.

verminderen. Die kan oplopen tot 105 dB op het niveau van de gondel. Feit is wel dat de nieuwe generatie windturbines een aanzienlijk lager mechanisch en aerodynamisch geluidsniveau genereren. In de meeste gevallen wordt het probleem opgelost dankzij de geldende reglementering, die een minimumafstand (+/- 300 meter) voorschrijft van de dichtstbijzijnde woningen (afb. 1). Wat de problematiek van de vogels betreft, is de kans op botsingen zeer gering als we de trekroutes vermijden.”

Een windturbine is rendabeler op plaatsen waar de wind regelmatig en frequent is.

Schaduw en ijs Luc Goossens wijst op mogelijke andere vormen van hinder: de schaduw van de rotor en vallend ijs. “Bij lage zon veroorzaakt het draaien van de rotor een stroboscopisch effect. Om hieraan te verhelpen worden de windturbines voorzien van een systeem dat de rotor automatisch stillegt wanneer deze situatie zich voordoet.” In Duitsland en België vragen de autoriteiten aan de ontwikkelaar om dit effect te beperken tot maximum 30 uur per jaar (afb. 2). “In bepaalde regio’s kunnen een zeer lage temperatuur en een hoge luchtvochtigheid ijsvorming op de rotor veroorzaken. Ijsvorming verlaagt de elektriciteitsproductie. Tegelijkertijd ontstaat het gevaar van vallend ijs.” Door de rotatie kan dat ijs tot 200 meter ver geprojecteerd worden. Daarom moet dus een risicozone afgebakend worden en moeten ijsdetectoren geïnstalleerd worden die de windturbine automatisch stilleggen.

Nabijheid van een elektriciteitsnet Doorgaans moeten de windturbineparken voor de netbeheerders rechtstreeks worden aangesloten op een transportpost. De kosten van deze aansluiting kunnen 15% van het totale bedrag van het budget vertegenwoordigen, afhankelijk van de afstand van de post. Ligt het percentage hoger, dan zal het project niet gerealiseerd worden. Het park van Fafe in Portugal is aangesloten met een hoogspanningskabel van 30 km. “De aansluiting is nog duurder bij offshore-projecten omdat daar onderzeese kabels gebruikt worden, en dat over grote afstand. Voor een park van meer dan 10 windturbines moet het net vaak versterkt worden om de geproduceerde energie te kunnen absorberen,” besluit hij. In bepaalde landen worden de aansluitingskosten volledig gedragen door de netbeheerder. Dat is bijvoorbeeld het geval in Duitsland. In andere landen draagt de netbeheerder een deel van de kosten, zoals in België (Vlaanderen). I

PERSPECTIEF

55

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De centrale van Chehalis

KARIM BARBIR GDF SUEZ Energy North America, Senior Vice President Strategy

Activatransfer van de westnaar de oostkust, voor een meer

evenwichtige portefeuille In september 2008 verkocht GDF SUEZ Energy North America (GSENA) de elektriciteitscentrale van Chehalis (520 MW) en werd FirstLight, exploitant van circa 1 600 MW, aangekocht. KARIM BARBIR legt uit waarom deze wijzigingen in de activaportefeuille van de Groep in de Verenigde Staten nodig waren.

Wat is de positionering van GDF SUEZ op de Noord-Amerikaanse markt? Wij zijn vooral aanwezig in de oostelijke helft van de Verenigde Staten (van Texas tot Maine), en wel in vrij belangrijke mate in de hele energieketen. GSENA bezit en/of beheert meer dan 70 installaties voor elektriciteitsproductie, die in totaal 7 750 MW vertegenwoordigen. Wij leveren ook stoom en koud water aan industriële klanten. In Massachusetts importeren wij LNG (vloeibaar aardgas), dat zeer nuttig is om aan de vraag naar gas in de regio te voldoen. In New England zorgt GSENA voor meer dan 20% van de aardgasvoorziening. Wat de verkoop van energie aan industriële en commerciële klanten betreft, zijn wij actief op de geliberaliseerde markten van New England en New York, op de markt van Pennsylvania Maryland - New Jersey, en in Texas.

56

PERSPECTIEF

Waarom werd in het verleden gekozen voor de bouw van een elektriciteitscentrale aan de westkust van de Verenigde Staten, in Chehalis? Eind jaren 90 werd voor deze locatie, tussen Seattle en Portland, in het noordwesten van de VS gekozen, omdat er daar een stijgende vraag naar energie was voorspeld. In 2003 werd de centrale in bedrijf gesteld. Wij hadden geanticipeerd op een deregulatie van de groothandelsmarkt in het noordwesten. Onze centrale in Chehalis werd beschouwd als een toegangspoort tot de regio. Maar de deregulatie en de evolutie naar een economisch concurrentiemodel, gekenmerkt door een liquide groothandelsmarkt, hebben geleid tot een stagnatie in de noordwestelijke regio aan de Stille Oceaan. Daarom zijn wij niet van plan om onze positie in Chehalis verder te ontwikkelen. Door het verdwijnen van de ontwikkelingsmogelijkheden was een

geïsoleerde aanwezigheid, ver verwijderd van de rest van onze portefeuille, niet langer verantwoord. Wij evalueren constant onze Noord-Amerikaanse portefeuille. Wij aarzelen niet om niet-strategische activa af te stoten, om het vrijgemaakte kapitaal in interessantere opportuniteiten te herinvesteren. De optimalisatie van het globale rendement blijft uiteraard onze doelstelling. De verkoop van Chehalis heeft liquiditeiten gegenereerd waarmee we nieuwe overnames kunnen financieren en onze positie op onze centrale markten kunnen consolideren. Niet lang na de verkoop heeft GSENA de onderneming FirstLight overgenomen. Wat waren de drijfveren voor deze nieuwe investering? Onze strategie bestaat erin ons opnieuw te richten op het oostelijke deel van de Verenigde

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Liberalisering van de elektriciteit per staat

Activa FirstLight

Spaarbekkencentrales: beproefde technologie maakt het mogelijk om het elektriciteitsnet op een betrouwbare manier te exploiteren.

info

Geliberaliseerde zone Zone met uitgestelde liberalisering Niet-geliberaliseerde zone

In dalperiodes wordt het water naar

hooggelegen spaarbekkens gepompt. In piekperiodes wordt het naar een

turbine geleid. De centrales dragen in

belangrijke mate bij tot de exploitatieTurners Falls Dam

zekerheid van het elektriciteitsnet,

omdat ze snel en met onregelmatige tussenpozen grote hoeveelheden

Bulls Bridge

elektriciteit kunnen opwekken.

Spaarbekkencentrales werken als

oplaadbare batterijen. Ze slaan de

energie die nodig is om elektriciteit

te produceren doeltreffend op. Windelektriciteit wordt vandaag sterk Mt. Tom

Rocky River Cabot

gepromoot en GDF SUEZ wil er een belangrijk deel van de productieportefeuille aan wijden. Deze

elektriciteit is echter niet permanent

Staten en een kritische omvang te bereiken op onze referentiemarkten. De overname van FirstLight was een unieke kans om onze productieportefeuille uit te breiden met 15 bestaande elektriciteitsproductiesites en 2 sites in aanbouw, in Massachusetts en Connecticut. Hierdoor is GSENA de op vier na belangrijkste energieproducent van New England geworden. Met een marktaandeel van 5% verschaft de combinatie van onze oorspronkelijke activa en de activa van FirstLight ons een stevige en duurzame basis in deze regio. Door de integratie van FirstLight diversifiëren we ook onze technologieën voor energieproductie, die vooral gebaseerd zijn op thermische gasgestookte elektriciteitscentrales en warmtekrachtkoppeling. De activa van FirstLight omvatten immers voornamelijk spaarbekkencentrales (zoals Coo in België) en klassieke waterkrachtcentrales. Welke synergieën zijn er mogelijk tussen de nieuwe activa van FirstLight en de rest van de portefeuille van GSENA? Door onze productiecapaciteit te verhogen, krijgen we toegang tot een ruimere markt, en de spaarbekkencentrales completeren ons energieaanbod. Door deze centrales in ons

uitwisselingsplatform te integreren, kunnen we efficiënter reageren op pieken in de vraag naar energie. De waterkrachtcentrales diversifiëren onze activaportefeuille, zodat we beter gewapend zijn tegen de prijsschommelingen van elektriciteit en brandstoffen (gas, steenkool, enz.). Overigens is SUEZ Energy Resources North America (SERNA), onze NoordAmerikaanse tak voor de detailverkoop aan industriële en commerciële klanten, sterk aanwezig in het noordoosten. SERNA moet capaciteit, energie en hernieuwbare energiekredieten (kredieten voor elektriciteit uit hernieuwbare bronnen) op de markt kopen. De nieuwe activa dragen ook bij tot het verminderen van de CO2-emissies door de volledige portefeuille van GSENA. Aan deze eisen zal voortaan kunnen worden voldaan dankzij FirstLight. Welke ontwikkelingsstrategie zal de komende jaren worden gevolgd voor de portefeuille in de Verenigde Staten? Gezien het vrij uitzonderlijke karakter van deze overname, wordt het moeilijk om nog meer activa van deze kwaliteit te koop te vinden. We moeten nu de integratie van FirstLight in onze bestaande structuur optimaliseren. Uiteraard

beschikbaar. Spaarbekkencentrales

vormen een uitstekende aanvulling op

windturbineparken, want waterkrachtelektriciteit draagt aanzienlijk bij tot

het waarborgen van een verzekerde en continue exploitatie van het net.

blijven we nieuwe projecten bestuderen, zowel overnames als nieuwbouw, om onze aanwezigheid op onze referentiemarkt te consolideren. Zo onderzoeken we aanvullende hernieuwbare-energieprojecten, vooral zonneen windenergie, om voordeel te halen uit de overheidsstimulansen voor groene energie. Toekomstige investeringen zullen ook afhangen van de beschikbaarheid van kapitaal in deze crisisperiode en de bestemming ervan in de regio's waar GDF SUEZ actief is. Uiteraard zullen onze toekomstige investeringen ook bepaald worden door de prijsniveaus van de activa die te koop zijn. Noord-Amerika is een regio waarin de kansen zich zullen blijven aanbieden, dankzij de omvang van de markt en het grote aantal exploitanten. I

PERSPECTIEF

57

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN MW MW

CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De aankoop van brandstoffen: een complexe activiteit zonder grenzen

GIE GEERAERTS is bij GDF SUEZ Energy International verantwoordelijk voor de coördinatie, ondersteuning en opvolging van activiteiten op het vlak van Trading, Wholesale Markets en Commodities. Hij biedt een overzicht van de vier brandstoftypes die onmisbaar zijn voor de optimale werking van de activa van de Groep.

58

PERSPECTIEF

Steenkool Australië, Indonesië, Zuid-Afrika en Colombia zijn de grootste steenkoolexporterende landen ter wereld. De Verenigde Staten en China zijn ook grote producenten, maar hun steenkool is enkel bestemd voor binnenlands verbruik. GDF SUEZ heeft steenkoolcentrales in alle uithoeken van de wereld. Elke centrale is bovendien ontworpen voor een specifieke steenkoolkwaliteit. Op het terrein volgen de inkopers de regionale en internationale markten van zeer nabij, en alle nuttige informatie koppelen ze terug naar België. Tussen de divisies van de Energiebranche bestaat er een intensieve informatie-uitwisseling en samenwerking. In het verleden werd de steenkoolprijs zeer regionaal bepaald, met een zeker gebrek aan transparantie tot gevolg. In de loop van de voorbije jaren is de situatie echter verbeterd, met de opkomst van internetplatformen zoals «globalCoal™». Momenteel wordt de prijs bepaald door vraag en aanbod, en dat is zonder meer een positieve evolutie. Bij de steenkoolbevoorrading komt heel wat logistiek kijken.

Aardolie De aardolieprijs wordt op wereldvlak bepaald. Bepaalde aardolietypes (WTI, Brent) gelden als referentie voor de prijsbepaling van andere types (er bestaan meer dan 150 soorten ruwe aardolie!). Aardolie is geen belangrijke bevoorradingsbron voor GDF SUEZ, maar de prijs van de meeste andere brandstoffen is wel aan de aardolieprijs gekoppeld. In 2007-2008 is de aardoliekoers over de hele wereld sterk gestegen. De stijging van de vraag, vooral in de BRIC-landen (Brazilië, Rusland, India en China), voedde de vrees dat de bestaande productiecapaciteit niet zou volstaan om in de wereldbehoefte te voorzien. Speculatie via hedgefondsen zorgde voor nog een versterkend effect. De vraag rees dan ook of niet-conventionele energiebronnen in staat zouden zijn om de groeiende olievraag te compenseren. De huidige recessie heeft de prijzen echter gevoelig doen dalen. Ook de speculatie is grotendeels verdwenen, maar niemand kan de prijsevolutie van aardolie met zekerheid voorspellen. Er spelen heel wat geopolitieke factoren mee, maar ook de natuur kan aanleiding geven tot prijsverhogingen. De aankoop van aardolie gebeurt altijd lokaal, op basis van bestaande infrastructuren,

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

voorraden en materiële leveringsmogelijkheden. Per operationele eenheid is er een lokale inkoper actief, wat een gecentraliseerde opvolging moeilijk en zelfs overbodig maakt.

Aardgas Wereldwijd beschikt de GDF SUEZ Groep over een groot aantal gascentrales. De infrastructuur (pijpleidingen, opslaginstallaties) is essentieel voor de bevoorrading van deze centrales. Er moet een duidelijk onderscheid worden gemaakt tussen de Verenigde Staten, waar de markt volledig gedereguleerd is, en de rest van de wereld, waar gasinfrastructuren meestal in handen van de staat zijn (Europa heeft voor een semiregulering gekozen). In het geval van staatseigendom liggen de tarieven grotendeels vast en is de prijs doorgaans gekoppeld aan de aardolieprijs1, wat een betrekkelijke transparantie biedt, maar een groter risico van staatsinmenging inhoudt. Dat was het geval in Rusland en Oekraïne, met de gekende gevolgen voor Europa. Op een vrijgemaakte markt, zoals de Verenigde Staten, wordt de gasprijs bepaald door de wet van vraag en aanbod. Dit principe geldt ook, zij het in mindere mate, voor West-Europa. De meeste gasleveringscontracten voor Europa zijn gekoppeld aan de aardolieprijs, wat een bodem legt onder de prijs. Onze gascentrales moeten dan ook rekening houden met een eventueel prijsrisico, zowel bij de aankoop van gas als bij de verkoop van elektriciteit. Bijgevolg is het van groot belang om aankoop en verkoop goed op elkaar af te stemmen. Vroeger was het Noordzeegebied een belangrijke bevoorradingsbron voor Europa. In de voorbije jaren heeft aardgas uit Rusland (via gaspijpleidingen) en het Midden-Oosten (aangevoerd met LNG-schepen) deze bron gedeeltelijk vervangen. LNG vormt een goed alternatief wanneer transport via gaspijpleidingen onmogelijk is. 1

behalve wanneer het LNG naar de Verenigde Staten wordt vervoerd. In dat geval is de prijs gekoppeld aan de gasprijs die geldt op het Amerikaanse grondgebied (recent fenomeen).

Biomassa In het geval van biomassa speelt de densiteit (of dichtheid) een cruciale rol bij het bepalen van de opslag- en transportprijs. Hoe lager de densiteit, hoe meer volume er voor eenzelfde calorische waarde moet worden getransporteerd. Rijstafval,

bijvoorbeeld, is een uitstekende brandstof maar heeft het nadeel van een te lage densiteit. Houtkorrels hebben een hogere densiteit maar kunnen, net zoals rijstafval, niet in open lucht worden opgeslagen. Er wordt momenteel intensief onderzoek verricht om nieuwe technologieën te ontwikkelen die buitenopslag van biomassa mogelijk moeten maken. I

GIE GEERAERTS GDF SUEZ Energy International, Senior Vice President Trading

info

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

De grootste aandachtspunten bij de aankoop van brandstof

De solvabiliteit van de partijen die bij de transactie zijn betrokken, speelt een wezenlijke rol. Er moet worden voorzien in toereikende waarborgen (cash, garantiebrieven, kredietbrieven, enz.) om de tegenpartij in het geval van problemen schadeloos te stellen. Ondernemingen met een zwakke solvabiliteit komen in principe niet in aanmerking als leverancier. Door de huidige financiële crisis is het vertrouwen overigens broos. Het afdwingen van een optimale prijs vormt een tweede cruciaal element van het aankoopproces. De marge voor de verkoper moet klein en marktconform zijn. Een perfecte kennis van marktcijfers en -trends is onontbeerlijk om correcte aankopen te verrichten.

PERSPECTIEF

59

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De rol van het elektriciteits-

transport

Bij energie produceren houdt het niet op. De energie moet ook tot bij de gebruiker geraken, via een grensoverschrijdend net van hoogspanningslijnen. MARCEL CAILLIAU legt uit welke rol het elektriciteitstransport speelt voor trading en voor portfolio management.



PERSPECTIEF

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

MARCEL CAILLIAU GDF SUEZ Energy Europe, Senior Advisor Trading & Origination

Waarom hebben de landen in Europa een geïntegreerd hoogspanningsnet? Het internationaal Europees hoogspanningsnet werd oorspronkelijk uitsluitend ontwikkeld om de bevoorradingsveiligheid te verzekeren. Wanneer in één van de landen   MW wegvalt, produceren centrales in het verbonden net een stukje meer om het evenwicht te herstellen en de afname te compenseren. Vijftien jaar geleden zorgde elk land voor zijn eigen optimalisatie. Na de liberalisering veranderde dat echter. Voortaan waren er minder geïntegreerde nationale operatoren, kwamen er nieuwe spelers en werden productie en transport gescheiden. De internationale elektriciteitshandel expandeerde, maar de configuratie van de hoogspanningsnetten is niet ontworpen voor commerciële elektriciteitstransporten. Arbitrage tussen verschillende zones kan maar voor zover het transport het toelaat. In de zone Benelux, Frankrijk en Duitsland, bijvoorbeeld, wordt het transport vergemakkelijkt dankzij een uitstekende verbinding tussen de netten. De verbinding tussen Spanje en Italië en de rest van Europa is daarentegen eerder beperkt. Zelfs al streeft Europa naar een eenheidsmarkt, dan nog blijven er in elk van de landen veel technische en commerciële uitdagingen bestaan. Een Europese regulator en een regionale netuitbating zijn voorwaarden voor verdere integratie.

Welke gevolgen heeft de internationale uitwisseling via trading voor de prijzen? Niet alleen de samenstelling van het park en de lokale marktwerking, ook de transportmogelijkheid via de internationale hoogspanningslijnen bepaalt de elektriciteitsprijs. Voor de liberalisering van de elektriciteitsmarkt was het grootste deel van de nationale elektriciteitsproductie voor binnenlands gebruik bestemd. Vandaag zijn de commerciële overwegingen om elektriciteit in en uit te voeren sterk toegenomen, en wordt voortdurend de productie geoptimaliseerd in functie van de marktprijzen zowel in het binnen- als het buitenland. Welke invloed hebben grote windturbineparken op het net? In het noorden van Duitsland staat een geïnstalleerde capaciteit van nu al bijna 25  MW aan windturbines. De capaciteit van het Duitse net is ontoereikend om die elektriciteit te transporteren naar de zuidelijke industriecentra, waar er grote vraag naar elektriciteit is. De elektriciteit kiest de weg van de minste weerstand en gaat naar het zuiden van Duitsland via buurlanden Polen, Nederland, België en Frankrijk. De windproductie in Duitsland heeft dus een grote impact op de netten van de buurlanden. Als de wind hard waait, zijn de lijnen tussen Nederland en Duitsland volledig belast. In Nederland en Duitsland zijn er heel wat offshore windturbineparken gepland in het

kader van de Europese doelstelling voor 2% hernieuwbare energie. De situatie zal er dus niet eenvoudiger op worden. De bestaande leidingen moeten de energie opvangen die door windenergie is geproduceerd, terwijl ze er niet voor ontworpen zijn. Daarnaast is er nog de enorme kost aan infrastructuur om de energie tot op het land en tot bij de klanten in het binnenland te brengen. Ook de schommelingen in de windproductie moeten worden gecompenseerd. Als er geen wind is, moeten thermische centrales het roer overnemen. Ook de gedecentraliseerde productie is een uitdaging voor het net. De gebruikers produceren zelf energie via zonnepanelen en warmtekrachtkoppeling. Vanuit strikt technisch oogpunt vormt een penetratiegraad van enkele procenten hernieuwbare energie geen probleem voor het transportnet, maar dat kan wel het geval zijn als dat percentage stijgt. Om het wisselvallige karakter van hernieuwbare energiebronnen op te vangen, onderzoekt men innovatieve technisch-economische mogelijkheden, zoals stockage en intelligente systemen waarbij de klant meer verbruikt wanneer er veel productie is en omgekeerd. Wat gebeurt er bij een overbelasting van het net en kan men nog lijnen bijbouwen? Een lijn kan een bepaalde hoeveelheid stroom transporteren. Wordt die hoeveelheid overschreden, dan raakt de lijn oververhit. Om schade te voorkomen, schakelt de lijn




PERSPECTIEF



DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

Door trading groeien de elektriciteitsprijzen naar elkaar toe.

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S




BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

dan uit. Op dat ogenblik wordt de belasting overgenomen door een andere lijn, waardoor een domino-effect kan ontstaan. Als het volledige net zijn limiet bereikt, dreigt er een ‘black-out’. Om het probleem te verhelpen, moet de capaciteit worden verhoogd door de aanleg van nieuwe hoogspanningsleidingen. In Duitsland zou er bijvoorbeeld   km hoogspanninglijnen moeten bijkomen. Het duurt meer dan tien jaar om  km aan te leggen, het is dus de hoogste tijd. In werkelijkheid duurt de aanleg maar een jaar, maar het is erg moeilijk om de vergunningen te krijgen van de bevoegde autoriteiten.

Bovendien zijn de vereiste investeringen ook aanzienlijk:  miljoen euro per kilometer. Een ondergrondse kabel kost vijf keer zoveel. Daarnaast, ongeacht de transportcapaciteit, moet de netspanning op peil gehouden worden door permanent draaiende lokale productie-eenheden. Op welke manier draagt GDF SUEZ bij tot de veiligheid van het net? Iedere operator moet zorgen dat zijn eigen productie en verkoop in evenwicht is. Dit wordt de dag ervoor geoptimaliseerd en op de dag zelf bijgeregeld. Daarnaast heeft de UCTE,

Kaart van het UCTE-net

2

PERSPECTIEF

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

(Union for the Coordination of Transmission of Electricity), een conventie opgesteld om het productieverlies van een centrale of een onevenwicht op internationaal niveau te kunnen opvangen. GDF SUEZ levert in dat kader een aantal ondersteunende diensten aan de nationale netoperatoren. Een gedeelte van de productiecapaciteit van enkele van onze

*

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

centrales is voorbehouden om deze internationale steun te leveren. Ten eerste is er de primaire regeling: internationaal in de UCTE-zone reageren een aantal centrales in een paar seconden wanneer het evenwicht verstoord is. De secundaire regeling doet productie-eenheden binnen het kwartier reageren in het land waar de storing is opgetreden. (Een STEG kan in tien minuten enkele honderden MW extra leveren.) Ten derde is er ook een reserve voor de netoperator voorzien. Een andere hulpdienst is eveneens nodig om de spanning in het net te regelen, dit gebeurt met centrales die blindstroom regelen. Ten slotte heeft GDF SUEZ een aantal productie-eenheden ter beschikking die bij een algemene panne zonder stroom terug kunnen opstarten, dit heet een ‘Black start’. I

*Lexicon

Het netwerk is in evenwicht als het elektriciteitsaanbod en de vraag hetzelfde niveau hebben. Als de frequentie op het net verandert, moet de productie daaraan aangepast worden. Als men er niet in slaagt om tijdig in te grijpen, blijft er maar één oplossing over: de netbeheerder sluit een aantal klanten uit om opnieuw een evenwicht te bereiken tussen gebruik en productie.

De frequentie is het aantal trillingen per seconde van de wisselstroom (een snelle opeenvolging van positieve en negatieve fases), die wordt gebruikt voor het transport van elektriciteit omdat die minder onderhevig is aan energieverlies dan gelijkstroom. In Europa en in het grootste deel van Azië en Afrika wordt gebruikgemaakt van een frequentie van 50 Hertz (Hz).

BLACK-OUT Marcel Caillau licht toe welke kettingreactie aan de basis lag van de gedeeltelijke Europese black-out in 2006.

“Op een moment van lage belasting (zaterdagavond, 4 november 2006) werd in Duitsland een elektriciteitskabel uitgeschakeld om een boot de haven te laten binnenvaren. De

last werd overgenomen door andere lijnen, maar die raakten op hun beurt overbelast. Ze werden automatisch uitgeschakeld, waardoor die last opnieuw moest overgenomen door andere kabels. Dit creëerde het al vermelde dominoeffect waarbij steeds meer lijnen overbelast en uitgeschakeld werden. Dit verdeelde Europa in twee

helften, één met een te hoge productie (Oost-Europa) en een andere (West-Europa) met een te lage productie. Om dit probleem op te vangen, waren verschillende netbeheerders genoodzaakt klanten af te schakelen. Bovendien werden, omwille van de te lage frequentie , windturbines in Spanje – goed voor een totaal van

*

3 000 MW – automatisch uitgeschakeld. De veiligheidsregels die toen van kracht waren schreven dit voor. De nieuwe technische richtlijnen eisen echter dat windturbines ook in het net moeten blijven bij een lage frequentie. De windturbines in Spanje worden verplicht aangepast en andere landen zullen volgen. “ I

PERSPECTIEF



DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De Branche Infrastructuren van GDF SUEZ beschikt over activa die bijdragen tot het evenwicht van de Groep in de gassector en die stevige en weerkerende resultaten opleveren. De cijfers spreken voor zich. De Branche beschikt over de op één na grootste ontvangsten hervergassingscapaciteit én over de op één na grootste opslagcapaciteit voor aardgas in Europa. Tegelijkertijd vertegenwoordigt de Branche het grootste net voor gastransport en -distributie op het oude continent.

Europees leider




in aardgasinfrastructuren 1. 2. 7 medewerkers

5,5 mld.€ omzet over 28

2%

van het bedrijfsresultaat van de Groep



PERSPECTIEF

LNG is voor de Groep van bijzonder groot strategisch belang: het is de ideale oplossing voor de ontginning van gasvelden in verafgelegen gebieden waar de bouw van een pijpleiding voor gasvervoer niet haalbaar is. LNG draagt op die manier bij tot de diversificatie en bijgevolg veiligstelling van de aardgasbevoorrading. In Frankrijk beheert GDF SUEZ (Elengy) drie LNG-terminals waar vloeibaar aardgas per schip aangevoerd, vervolgens hervergast en uiteindelijk in het transportnet gevoed wordt. Het gaat om de terminals van Fos-Tonkin (ontvangstcapaciteit van 7 Gm LNG per jaar), Montoir-de-Bretagne (capaciteit van  Gm/ jaar) en de terminal van Fos-Cavaou (capaciteit van 8,25 Gm/jaar) die in de tweede helft van 29 in gebruik zal worden genomen. In België heeft de Groep via de Branche Infrastructuren een participatie in de terminal van Zeebrugge (capaciteit van 9 Gm/jaar). Omwille van technische redenen is het vereist om enkele LNG-opslagtanks stroomopwaarts van de hervergassingseenheid te bouwen. Deze tanks hebben een louter technische functie. In sommige landen met een geringe opslagcapaciteit voor aardgas (Spanje, Japan) werden die terminals met bijkomende opslagtanks uitgebreid, om de bevoorrading op het specifieke verbruik te kunnen afstemmen. Deze bijkomende capaciteit wordt meegerekend in de nationale voorraadcijfers. Ten slotte zijn er enkele landen (Verenigd Koninkrijk, Nederland) die een miniem deel van hun aardgasproductie vloeibaar maken en in de vorm van LNG opslaan (buiten de LNGterminals).

De ondergrondse opslag van aardgas vormt een essentiële schakel in de gasketen. De hoeveelheden die tijdens het jaar worden aangevoerd, zijn niet moduleerbaar genoeg om de gasvoorraden aan seizoensgebonden verbruiksschommelingen aan te passen. Het aardgasverbruik (overwegend voor verwarmingsdoeleinden) hangt immers in hoge mate samen met de weersomstandigheden. In Frankrijk, bijvoorbeeld, ligt het in december vijf maal hoger dan in augustus. Het overtollige gas dat in de zomer wordt ontvangen, moet bijgevolg worden opgeslagen om bij de eerste koude beschikbaar te zijn. Oostenrijk, Frankrijk, Duitsland en Italië kunnen met hun aardgasvoorraden meer dan 22% van hun jaarverbruik dekken. Met die omvangrijke voorraden stellen deze nietproducerende landen hun bevoorradingszekerheid enigszins veilig. Alle overige landen van de EU-5 beschikken slechts over geringe voorraden (waarmee ze in het beste geval minder dan 5% van hun jaarverbruik kunnen dekken). De producerende landen Denemarken, Nederland en het Verenigd Koninkrijk gebruiken hun swing capacity, of de maximale modulatie van hun productiecapaciteit over bepaalde periodes, om de continuïteit van de gasvoorziening tijdens de winter te verzekeren (in de zomer wordt de productiecapaciteit in de Noordzee teruggeschroefd en tijdens de winter maximaal benut). Met 2 ondergrondse opslaginstallaties in Frankrijk en opslagcapaciteit in het Verenigd Koninkrijk en Duitsland beschikt GDF SUEZ (Storengy) in Europa over een gasvoorraad van  miljard m³, of 2% van

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

info

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

De internationale distributieactiviteiten van GDF SUEZ (uitgezonderd Duitsland en de Benelux)

> 49 791 km distributienetten in Europa. > 15 428 km gastransport- en pijpleidingen buiten Europa. > 6 gasdistributiebedrijven in Mexico. > 1 gasdistributiebedrijf in Argentinië (Litoral Gas). > Participatie in 1 gasdistributienet in Peru (TGP). > 1 gastransport en -distributiebedrijf in Thailand (PTT NGD).

LNG-tanker Provalys in de LNG-terminal van Montoir-de-Bretagne, (Frankrijk)

Spuitkruis van een ondergrondse gasopslag in zoutholtes (Peckensen, Duitsland)

hoeveelheid gas in de leidingen aanpassen door de gasdruk te bespelen. Is er te veel gas, verhogen we de druk. In het tegengestelde geval verlagen we de druk.

4. 3.

de Europese opslagcapaciteit. En ook in Québec (Canada) heeft GDF SUEZ een aandeel in twee opslaginstallaties. In Europa bezit GDF SUEZ het grootste transportnet voor aardgas (2  km). Dit net wordt beheerd door gespecialiseerde dochterondernemingen in Frankrijk (GRTgaz – % dochteronderneming), België (Fluxys – 5% dochteronderneming), Duitsland (Megal – % dochteronderneming) en Oostenrijk (BOG – % dochteronderneming). De Groep is van

plan om haar transportcapaciteit tegen 2 met 5% uit te breiden, niet alleen om het hoofd te bieden aan de toenemende marktvraag naar aardgas maar ook om nieuwe stoom- en gascentrales en LNG-terminals aan het net te kunnen koppelen. In Europa is de Groep ook actief in het elektriciteitstransport, meer bepaald in België via een participatie van 25% in Elia. Los van de synergieën met de opslaginstallaties kenmerkt het gastransportnet zich nog door een andere opvallende flexibiliteit: bij een onevenwicht tussen vraag en aanbod kan men de

GDF SUEZ bezit ook het grootste distributienet voor aardgas in Europa. Dit net bestaat hoofdzakelijk uit middenen lagedrukleidingen. Hun taak: het aardgas tot bij de eindverbruiker brengen. In Frankrijk beheert de Groep een netwerk van 8  km via haar dochteronderneming GrDF, en buiten Frankrijk bijna   km leidingen van andere gasoperatoren. GDF SUEZ bedient daarmee , miljoen klanten in 9 25 Franse gemeenten. De Europese wetgeving verplicht beheerders van infrastructuren ertoe om hun installaties ter beschikking te stellen van alle leveranciers die op de markt aanwezig zijn. Zo hebben in 28 niet minder dan 22 klanten de opslaginstallaties van de Groep gebruikt en werd aan 7 leveranciers toegang verleend tot de distributienetten van GrDF. I

PERSPECTIEF

5

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

ERIC BOSMAN GDF SUEZ Energy, Benelux & Germany Directeur-Generaal Portfolio Management

ERIC BOSMAN legt uit welke rol portfolio management speelt in het Europese energielandschap.

Produceren of ko De hamvraag bij portfolio Waaruit bestaat het beheer van een activaportfolio in energie? Aan de ene kant heb je onze centrales en langlopende brandstofcontracten, aan de andere kant onze klanten, onze echte ‘activa’. Het is de taak van het portfoliomanagement of portefeuillebeheer om de marge tussen productie en verkoop te optimaliseren en om die marge in de toekomst veilig te stellen. Het voortbestaan van een onderneming zoals de onze staat of valt met haar investeringsbeleid. Dat beleid bepaalt de marge op



PERSPECTIEF

lange termijn. Diezelfde marge maakt het mogelijk om eerdere investeringen terug te betalen en nieuwe te financieren. We investeren op duurzame wijze in centrales die de basisproductie verzekeren. Die centrales vergen aanzienlijke investeringen, maar kenmerken zich door een lage brandstofkost (zoals de kerncentrales). Daarnaast investeren we ook in centrales die voor de piekproductie instaan. Hun investeringskosten zijn lager, maar hun variabele kosten liggen dan weer aanzienlijk hoger.

Wat is het nut en doel van trading? Een tradingdepartement is een open venster op de markt. We zijn actief op de lokale markten die we op die manier goed leren kennen. Het aftasten van markten via trading is een belangrijke factor op minder ontwikkelde markten, die vaak aan een specifieke regelgeving zijn onderworpen. Dankzij onze ‘tradingzaal’ heeft onze onderneming zich zeer correct weten te positioneren, vooral omdat we zowel aankoop- als verkoopposities kunnen innemen. We bieden een ruime waaier van

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

pen? management producten aan, die gekoppeld zijn aan de gas-, aardolie- of steenkoolprijzen. Wanneer heeft de Groep zich voor het eerst op de beursmarkten geworpen? Tien jaar geleden is met de liberalisering ook een nieuw marktmodel tot stand gekomen. GDF SUEZ heeft destijds geïnvesteerd in de Scandinavische beurs Nord Pool. Op het vasteland waren wij de eersten om aan fysieke arbitrage op Europese schaal te doen. De knowhow van GDF SUEZ was ook meer dan welkom bij de oprichting van de APX beurs in Nederland en de Powernext beurs in Frankrijk.

In dit verband moet wel een onderscheid worden gemaakt tussen de zogenaamde ‘spotmarken’ en de financiële beurzen op langere termijn. De korte termijn (spot) Alle netoperators in Europa eisen dat de vraag en productie van elke marktspeler in evenwicht is, en wel op ‘elk’ ogenblik. Volgens de marktregels moeten wij elke middag om 2u een programma voor de daaropvolgende dag voorleggen dat in evenwicht is. Anders uitgedrukt: we moeten eventuele productieoverschotten of –tekorten van de volgende dag wegwerken. Dat doen

we door ze aan te bieden op de spotmarkt, waar alle marktspelers hun overschotten en tekorten verhandelen. De beurzen bepalen vervolgens de marktprijs op basis van vraag en aanbod. De bijsturing van het nationale aanbod gaat gepaard met een groepering van het aanbod van de verschillende deelnemende landen, voor zover er transportcapaciteit aan de grenzen bestaat. Wanneer die transportcapaciteit toereikend is, wordt er één enkele prijs voor de volledige betrokken zone gevormd. Is dat niet het geval, dan komt enkel het gunstigst geprijsde aanbod voor grensoverschrijdend transport in

PERSPECTIEF




7

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT




BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

aanmerking. Dit hele mechanisme leidt in de praktijk tot een optimale prijsconvergentie tussen de verschillende markten. Zo zullen de prijzen meestal identiek zijn in Frankrijk, België, Nederland en binnenkort ook in Duitsland. Dit laat ons ook toe om de exploitatie van ons productiepark in die landen te optimaliseren. Dankzij het bestaan van beurzen kunnen wij ‘tot het laatste ogenblik’ beslissen om te produceren, dan wel te kopen. We zullen immers proberen om onze overschotten te verkopen, maar ook om capaciteit aan te kopen die overeenstemt met de productie van een installatie waarvan de werking duurder uitvalt. Tezelfdertijd zullen we trachten om de niet-gebruikte productiecapaciteit van onze duurdere centrales op de beurzen te verkopen. Het is immers niet

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

ondenkbaar dat een andere marktspeler die capaciteit wil aankopen om op zijn beurt een nóg duurdere centrale te kunnen stilleggen. Financiële markten of termijnmarkten De meeste termijnmarkten bieden de mogelijkheid om contracten met een looptijd tot 2-25 af te sluiten. Verbruikers en leveranciers ontmoeten er elkaar om hun marktrisico in te perken. De verhandelde producties zijn standaardproducten (productie over één kalenderjaar, een kwartaal, een maand). Er zijn verschillende modellen gangbaar. Zo gaan sommige transacties gepaard met een fysieke levering terwijl andere beperkt blijven tot de financiële vereffening van de waarde van de betrokken transactie. In het geval van een fysieke levering zal de verkoper de bestelde energie

op het overeengekomen tijdstip aan de beurs afstaan. Vervolgens zal de beurs dezelfde hoeveelheid energie op de aankoper overdragen. Eén van de specifieke kenmerken van zowel spot- als termijnmarkten is dat alle deelnemers volstrekt anoniem opereren. De aankoper kent de identiteit van de verkoper niet, en omgekeerd. Hun enige gesprekspartner is de beurs die als doorgeefluik fungeert. Er is een duidelijke evolutie merkbaar in de richting van internationale beurzen die zowel over een spotmarkt als een termijnmarkt beschikken. Het resultaat is dat de gasprijzen (in België, Nederland en het Verenigd Koninkrijk) en de elektriciteitsprijzen (op de zogeheten ‘koperplaat’: de Benelux, Frankrijk en Duitsland) in de landen van Noordwest-

De exploitatie van centrales optimaliseren “Eens de centrales gebouwd en in bedrijf gesteld zijn, stellen we inzetplannen op. Via onze verkoopdiensten vernemen we hoeveel we in de komende jaren zullen moeten produceren: de centrales worden voor die toekomstige productie toegewezen. We rangschikken de centrales trapsgewijs volgens hun brandstofkosten. Anders uitgedrukt: we organiseren hun exploitatie zodanig dat er een marge wordt gecreëerd tussen de variabele kosten van de verschillende eenheden en de marktprijs. De kerncentrales

8

PERSPECTIEF

staan in voor de basislast. De moduleerbare groepen, die de middenlast voor hun rekening nemen, functioneren op steenkool en gas. Ten slotte zijn er de eenheden die de extreme belastingpieken moeten opvangen, zoals de pompcentrale van Coo. Op korte termijn verloopt de toewijzing van de productieeenheden op een zeer concrete manier: we moeten de netbeheerder het productievolume van elke centrale voor een gegeven dag opgeven. We moeten ook melden welke centrales standby staan, zodat

Europa steeds dichter bij elkaar komen te liggen. Hoe zorgt u voor die optimalisatie tijdens de dag zelf? Alles wordt de avond voordien gepland (‘day-ahead’ in het vakjargon), wat niet wegneemt dat er zich tijdens de dag zelf gebeurtenissen of buitenkansen kunnen voordoen (‘intra-day’). Er kan bijvoorbeeld een panne in het productiepark optreden, of een klant heeft plots méér energie nodig dan gepland. Ook hier maken we permanent terug de afweging of we zelf moeten produceren of aankopen. We beschikken overigens over eenheden waarmee we voorziene – en onvoorziene – schommelingen in de elektriciteitsvraag

de netbeheerder het evenwicht van het net kan garanderen. Tezelfdertijd stellen we ons voortdurend de vraag of het voordeliger is om de geleverde energie zelf te produceren of op de markt aan te kopen, zowel op het ogenblik zelf als voor onze toekomstige leveringsverbintenissen. Die beslissing, produceren of aankopen, noemen we de ‘make or buy’beslissing. Als nutsbedrijf nemen we die beslissing op basis van een rigoureus risicobeheer, waarbij we de aankoop van brandstoffen en/of elektriciteit afstemmen op

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

kunnen opvangen. Meestal gaat het om STEG-centrales (stoom- en gasturbines) die hun productievermogen zeer snel kunnen moduleren. Wanneer het bijvoorbeeld begint te regenen, worden overal de lichten ontstoken, wat een plotse verbruikspiek veroorzaakt. De pompcentrale van Coo wordt gebruikt om de piekvraag op de middag en ‘s avonds op te vangen.

de hoogspanningsverbinding over de Pyreneeën, dan is er geen transport mogelijk en zijn we verplicht onmiddellijk elektriciteit in Spanje aan te kopen om onze leveringsverbintenis te kunnen nakomen. Als een gevolg daarvan zal de Spaanse elektriciteitsvraag toenemen en de prijs stijgen, terwijl we op hetzelfde ogenblik onze geproduceerde en niet-verbruikte elektriciteit in Frankrijk zullen moeten verkopen – helaas tegen een lagere prijs, want in Frankrijk zal er een overschot aan de aanbodzijde zijn ontstaan. Ook het weer speelt een overheersende rol. Zo heeft de dooi een rechtstreekse impact op de waterkrachtproductie, en neemt de productie van windenergie aanzienlijk toe wanneer er een heel krachtige wind staat. I

Welke factoren beïnvloeden de prijs op korte termijn? Op korte termijn zijn de beschikbaarheid van de transportnetten en de weersomstandigheden essentiële factoren. Laten we even aannemen dat we gepland hebben om elektriciteit uit Frankrijk aan Spaanse klanten te leveren. Doet er zich een panne voor op

de verkoop van elektriciteit. Als we bijvoorbeeld de verbintenis aangaan om onze klanten elektriciteit te leveren die in 2012 door ons productiepark zal worden opgewekt, dan moeten we er zeker van zijn dat we de nodige brandstof tegen de voordeligste prijs kunnen aankopen. Kunnen we dat niet, en is er een forse stijging van de brandstofprijzen op het ogenblik van levering van de beloofde elektriciteit, dan komt onze marge ernstig in het gedrang en zouden we zelfs verlies kunnen lijden.”

Activagebruik in functie van de energievraag gedurende 24 opeenvolgende uren Bijkomend verbruik voor het oppompen van water in de pompcentrale van Coo

12 000

10 000

8 000

MW

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

6 000

4 000

2 000

0 uur

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

I kernenergie I warmtekrachtkoppeling I steenkool I waterkrachtelektriciteit

13

14

15

16

I biomassa energievraag

17

18

19

20

21

22

I STEG-centrale

PERSPECTIEF

9

23

24

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Meridionale stroming; een van de belangrijkste weerspatronen in Europa

GUILLERMO PÉREZ MATO GDF SUEZ Energy, Benelux & Germany, Meteoroloog

De weersverwachtingen, een bepalende factor voor energietrading Heel wat factoren bepalen de operationele beslissingen rond energiehandel die de tradingcel neemt. Tot die factoren behoren ook de weersverwachtingen. Zij spelen een belangrijke rol in het evenwicht tussen vraag en aanbod. Op die manier hebben ze ook een impact op de energieprijzen. De weersverwachtingen kunnen het verbruik beïnvloeden, maar ze kunnen ook een direct effect op de productie hebben. GUILLERMO PÉREZ MATO onderstreept het belang ervan aan de hand van een paar concrete voorbeelden.

Direct effect Voor de tradingcel is een globaal overzicht van de weersverwachtingen uiteraard een groot pluspunt. Bijzondere weersomstandigheden aan de ene kant van Europa kunnen een direct effect hebben aan de andere kant van het continent. Eén tot twee keer per winter wordt West-Europa getroffen door Siberische lucht. Soms mengt die zich met koude lucht uit IJsland. Omdat deze combinatie kan leiden tot extreme temperaturen, kan ze een invloed hebben op ons gas- en elektriciteitsverbruik. Voor de Groep is het belangrijk te weten hoe lang de koudegolf zal aanhouden. Gewoonlijk gaat het om een periode van een week. De afgelopen winter



PERSPECTIEF

duurde de koudegolf echter twee weken, met duidelijke gevolgen in Europa. De hittegolf in de zomer van 2 heeft dan weer geleid tot stroomonderbrekingen in heel Europa, vanwege het grotere verbruik door airconditioners. Dit is een element waar de Groep voortaan rekening mee houdt.

Lokale verschijnselen Er moet niet alleen met de bekende algemene tendensen, maar ook met andere elementen rekening worden gehouden. Een voorbeeld is de hoeveelheid wind, naargelang van de seizoenen, de geografische zones

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

Weerkaart van 7 januari 2009, de koudste dag van de koudegolf uit Rusland die Europa de voorbije winter heeft getroffen.

of de hoge- en lagedrukgebieden. In Scandinavië valt de piek bijvoorbeeld in de winter, terwijl er in de zomer heel weinig wind is. In het Middellandse Zeegebied, daarentegen, zijn de herfst en de lente de meest winderige periodes. Guillermo Pérez Mato wijst ook op een aantal interessante lokale verschijnselen. "Ik denk aan windenergie, die heel gevoelig is voor weersschommelingen en dus heel volatiel is. In Duitsland, Spanje en Denemarken - landen met veel windmolenparken - heeft men vastgesteld dat er zich om de vijf minuten veranderingen kunnen voordoen." Deze drie landen hebben een opgesteld vermogen van respectievelijk 24 ,   en 3  MW. De productie hangt rechtstreeks af van de windkracht en heeft dus een onmiddellijk effect op de trading. Als een extra productie van 5  MW door Duitse windmolens de energieprijs doet dalen, kan het voor België interessant zijn de productie van zijn centrales te verminderen, voorrang te geven aan de aankoop van energie en bepaalde eenheden die te duur zijn, zoals gascentrales, stil te leggen. Een ander voorbeeld is de productie van waterkrachtenergie in de Alpen. "Wanneer de sneeuw smelt, van maart tot april, gebeurt het vaak dat de productie van elektriciteit uit waterkracht stijgt, soms tot 40%. Dit maakt dat de energie er goedkoper is in de lente. En dat heeft dan weer gevolgen voor de productie van elektriciteit bij ons", aldus Guillermo Pérez Mato. Dit jaar heeft het veel gesneeuwd.

Een van de vele tabellen die worden gebruikt om de regenen temperatuurtendensen te beoordelen. (bron: Wetterzentrale.com)

Er zal bijgevolg meer goedkopere elektriciteit zijn, geproduceerd door waterkrachtcentrales. Het smelten van de sneeuw is dus wel degelijk een factor die de markt stuurt.

Voordelen en beperkingen

De weersvoorspellingen die ik één tot twee keer per dag doe, bieden de tradingcel een belangrijk kompas bij hun dagelijkse beslissingen.

Het weer voorspellen is niet altijd gemakkelijk en soms zijn de voorspellingen fout. "Ik werk vooral met internetbronnen", zegt de meteoroloog. "Ik gebruik allerlei grafieken, diagrammen, tabellen, kaarten, statistieken en andere wetenschappelijke studies. Een veelzijdige aanpak die een beter overzicht biedt." De modellen maken voorspellingen voor 5 dagen. De voorspellingen voor 3 - 4 dagen zijn vrij nauwkeurig, maar die voor 5 dagen zijn veel onzekerder. Soms spreken de modellen elkaar tegen. De traders die ze raadplegen, zullen niet het risico nemen om alleen op basis hiervan te beslissen. De voorbije winter voorspelden de weerberichten een koudegolf in Europa. Bijgevolg steeg de marktprijs voor elektriciteit in Frankrijk op één dag met € 4. De traders hadden besloten om gas aan te kopen om de extra vraag naar elektriciteit door de koudegolf op te vangen. De dagen daarop werden de voorspellingen voor de volgende week herzien. De markt zat daardoor opgescheept met te grote gasvolumes die verkocht moesten worden. Hierdoor zakte de gasprijs met meer dan € , en de elektriciteitsprijs volgde met een daling van € 8. I

PERSPECTIEF



DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

De risico’s van de regelgeving

CHRISTOPHE BAUGNET GDF SUEZ Energy, Benelux & Germany Verantwoordelijke Strategy & Risk

Het beheer van een park van industriële activa is een complexe aangelegenheid, zeker in een voortdurend veranderende omgeving. CHRISTOPHE BAUGNET legt uit hoe zijn departement er voortdurend naar streeft de portefeuille van activa voor de elektriciteitsproductie van GDF SUEZ in België te optimaliseren. Hij houdt daarbij rekening met alle mogelijke risico’s waar het bedrijf mee wordt geconfronteerd: marktrisico’s, nieuwe regelgeving, milieurisico’s, technologische risico’s, enz.

2

PERSPECTIEF

De opdracht van zijn departement bestaat erin de installaties van het productiepark van Electrabel te analyseren, en hun rentabiliteitsniveau te evalueren in het licht van de vele endogene en exogene beperkingen waaraan ze zijn onderworpen. Op basis daarvan worden ‘guidance regels’ geformuleerd voor het management, voor wat betreft de investeringen en desinvesteringen. Maar ook externe factoren zoals de evolutie van de

economische context worden in rekening gebracht. “De huidige regelgevende omgeving in België zet steeds meer de rem op bepaalde optimalisaties. Dat is met name het geval voor de productie op basis van steenkool. De afschaffing van de CO2certificaten brengt Electrabel ertoe om de steenkoolinstallaties gaandeweg om te bouwen zodat er biomassa kan worden verbrand”, aldus Christophe Baugnet.

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

De repowering van Amercoeur 1, een eenheid van 400 MW die in april 2009 in gebruik werd genomen, bestond in de omvorming van de oude bestaande steenkoolgroep naar een nieuwe STEG-centrale met hoog rendement.

Partnerschap in de strijd tegen de beperkingen Nieuwe regels nopen soms tot een strategiewissel. De verantwoordelijke Strategy and Risk licht toe: “Als gevolg van de marktliberalisering zijn de mogelijkheden om nieuwe productiecapaciteit te bouwen voor de dominante marktspeler Electrabel beperkt. Om die beperking uit de weg te gaan en tegelijk een productieniveau te behouden dat de bevoorradingsveiligheid van onze klanten kan waarborgen, gaat Electrabel steeds vaker op zoek naar partners. Dat doet ze bijvoorbeeld met andere energieproducenten als RWE voor de WKK-eenheid van Zandvliet Power, die ontwikkeld werd bij een van onze klanten BASF, of nog met de ontwikkeling van een nieuwe valorisatie-eenheid van hoogovengassen van Sidmar in de haven van Gent.

In het kader van een toenemende concurrentie op de Belgische markt wat betreft de elektriciteitsproductie, is er ook het project van capaciteitsuitwisseling met E.ON. Sinds half 2009 beschikt dat bedrijf over een klassieke en nucleaire portefeuille van bijna 1 700 MW in België.” Het zijn projecten die gunstig worden onthaald, omdat ze de komst van nieuwe actoren op de markt bevorderen of omdat ze beantwoorden aan de milieudoelstellingen. De centrale in het hart aanpassen Ook repowering kan een oplossing bieden. Met repowering kan de infrastructuur van een bestaande site gebruikt worden, wat potentiële besparingen oplevert op het vlak van de investeringskosten. Het vergemakkelijkt bovendien het proces van de exploitatie-

vergunningen, de uitstoottoelatingen en maakt de sites gemakkelijker aanvaardbaar door de lokale bevolking. Een bestaande site beschikt ook reeds over een logistieke infrastructuur en over verbindingen voor bevoorrading en distributie op het net. In België is de belangrijkste productiewijze de gastechnologie (gecombineerde cyclus). Nieuwe kerncentrales of steenkoolcentrales passen momenteel niet in het politieke plaatje. Grensoverschrijdende inspanning De optimalisatie-activiteiten beperken zich niet tot België. Ze passen ook in een permanente coördinatie binnen de ‘North West Electricity Market’, dit wil zeggen de ‘koperen plaat’ die het elektriciteitsnet van België, het Groothertogdom Luxemburg, Nederland, Duitsland en Frankrijk met elkaar verbindt. Door de verhoogde interconnectiviteit aan de grenzen en de organisatie van elektriciteitsbeurzen, zet de integratie van deze markten zet zich steeds sterker door. De beurzen werken in synergie en verhogen de liquiditeit tussen vraag en aanbod. “Onze studies voor strategische positionering of onze analyses van de vraag zijn dus niet beperkt tot het nationale grondgebied om de waarde van de portefeuille te optimaliseren. De beslissing om te investeren in een nieuw instrument zal gebaseerd zijn op een arbitrage die rekening houdt met de specificiteit van elke markt en het geïntegreerde elektriciteitslandschap,” onderstreept Christophe Baugnet. De strategische positie die Electrabel inneemt op de Belgische markt is voornamelijk gericht op consolidatie en optimalisatie van de bestaande productieportefeuille, met het oog op een grote beschikbaarheid van zijn kerncentrales en conventionele centrales. De onderneming wil bovendien een vooraanstaande speler zijn in duurzame ontwikkeling en stelde ook een ambitieus plan op voor windenergie en het gebruik van de biomassa. I

PERSPECTIEF

3

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

CONTEXT

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

COSTA RICA PANAMA I

COLOMBIA

PERU BRAZILIË Lima

BOLIVIA Rio de Janeiro

Met Chili als voorbeeld laat

ARGENTINIË

Florianópolis

MANUEL COLCOMBET ons kennismaken met het

MANUEL COLCOMBET GDF SUEZ Energy International, Senior Vicepresident Strategy & Portfolio Management

Buenos Aires Santiago

investeringsbeleid van de Groep in Latijns-Amerika. Om de energievoorziening op

CHILI I Dochteronderneming in Colombia Kantoor

lange termijn veilig te stellen zijn een optimale energiemix

Elektriciteitscentrale in bedrijf

en een degelijk risicobeheer vereist. Hij overloopt de

Elektriciteitscentrale in aanbouw

regiospecifieke risico’s en de

LNG-ontwikkeling

maatregelen die zijn genomen om

Gasdistributie

deze risico’s in te dijken.

Gaspijpleiding in bedrijf

Beheer van de

bevoorradingsrisico’s in Chili In het noorden van Chili zijn er geen ‘bruikbare’ primaire energiebronnen. Niettemin opereren er grote mijnbedrijven – zoals de onderneming Codelco die er koper wint – met een aanzienlijke elektriciteitsbehoefte. Bij gebrek aan verbindingen met andere regio’s die over grote waterkrachtreserves beschikken, was de regio in het verleden volledig aangewezen op de invoer van steenkool en stookolie. De Chileense elektriciteitsprijzen lagen dan ook dubbel zo hoog als die van haar gasrijk

4

PERSPECTIEF

buurland Argentinië. Die situatie zette de Groep ertoe aan goedkoop Argentijns aardgas aan te bieden aan de mijnbedrijven in NoordChili. Fysieke risico’s In 8 begint Tractebel met de aanleg van een   km lange gaspijpleiding naar NoordChili, dwars door de Andes en tot op een hoogte van 4  meter. Na deze investering volgt nog de bouw van een gasgestookte

elektriciteitscentrale van 4 MW. Omdat een onderbreking van de gasaanvoer hier niet denkbeeldig is, kan de centrale ook op stookolie draaien. De pijpleiding doorkruist immers een risicovolle regio: aardschokken, landverschuivingen en overstromingen komen er geregeld voor. Het is wel een feit dat de elektriciteitsproductie op basis van stookolie in dit geval duurder is, een lager rendement heeft en de uitrusting sneller doet verslijten. Geopolitieke risico’s Terwijl fysieke onderbrekingen binnen twee tot drie weken kunnen worden opgelost, kunnen onderbrekingen door politieke of economische gebeurtenissen in de regio wel eens jaren aanslepen. Zo werd Argentinië, de belangrijkste gasleverancier van Chili, in 22 door een zware economische crisis getroffen. In twee jaar tijd kromp het BNP met 8% en steeg de werkloosheid tot 23%. De gastarieven werden in de lokale munt bevroren, terwijl de brandstofprijzen in 24 wereldwijd de pan uitrezen. Omdat alle andere brandstoffen tot zeven maal duurder waren geworden, steunde het economisch herstelplan van het land hoofdzakelijk op gas. Daarbij kwam dat de lage gasprijzen niet bepaald een aanmoediging vormden voor de producenten om bijkomende gascapaciteit te exploreren. Geconfronteerd met een explosief toegenomen gasvraag op de thuismarkt, besloot de Argentijnse

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

RISICO’S EN PRIJZEN HANGEN SAMEN Wat is het regelgevingsrisico? Het regelgevingsrisico omvat alle vormen van ingrepen: taksen, prijsbegrenzingen of verplichte aankopen. Wanneer een project onder een dergelijk onzeker gesternte begint, is het normaal om die risico’s met een hogere winstmarge te compenseren. Ook proberen we risico’s te beperken door partnerschappen met diverse betrokken partijen op te zetten en ze

als aandeelhouders bij het project te betrekken. Dat kan om privéondernemingen gaan, maar ook om openbare bedrijven en beursgenoteerde pensioenfondsen. Overheden willen soms aan projecten deelnemen via openbare bedrijven om de uitvoering van investeringen en de energiebevoorrading veilig te stellen. Het belangrijkste is echter om klanten te hebben die in staat zijn om een

regering om de gasexport aan banden te leggen. Chili zag daardoor zijn aardgasbevoorrading opdrogen. Het land kon ook niet terecht bij het gasrijke Bolivia omwille van een oud grensconflict*. De elektriciteitsprijs in Chili steeg vanwege de hogere brandstofprijzen – een risico waartegen de leveringscontracten van de Groep gedeeltelijk waren ingedekt. De Chileense industriële verbruikers ondervonden dan ook geen rechtstreekse hinder, te meer omdat de prijzen van grondstoffen zoals koper eveneens waren gestegen. Voor deze klanten was en is bevoorradingszekerheid dan ook het hoogste goed. Naar een energiemix Om de toekomstige elektriciteitsproductie van de regio veilig te stellen, is het noodzakelijk om een nieuwe energiemix samen te stellen waarin het Argentijnse gas een minder prominente plaats inneemt. Met dat doel zal GDF SUEZ enerzijds twee elektriciteitscentrales (2 x 5 MW) op steenkool bouwen, de traditionele brandstof in het noorden van Chili. Deze hoogtechnologische centrales kunnen eveneens biomassa stoken. Anderzijds zal er een LNGhervergassingsinstallatie met een drijvend opslagsysteem op de Stille Zuidzee worden gebouwd, ter hoogte van Mejillones. Deze

correcte prijs voor hun energie te betalen.

Hoe vindt u dan klanten die bereid zijn die prijs te betalen? Onze klanten verlangen een betrouwbare en altijd toereikende energievoorziening, en ze beseffen dat daarvoor een prijs moet worden betaald. Het gaat om een natuurlijke hefboom in opkomende markten. In markten

die jaarlijks met 1% groeien, gaat de regering of de klant ervan uit dat de bestaande productiecapaciteit wel zal volstaan om voldoende energie voor het volgende jaar te produceren. Wanneer de markt daarentegen met 5 tot 7% per jaar groeit, zijn klanten bereid om een hogere prijs voor hun bevoorradingszekerheid te betalen.

Wij geloven in het principe van een veelheid van

technologieën, brandstoffen, klanten en landen.

Dat principe is essentiëel voor de financiële soliditeit van onze vestigingen. Toekomstige LNG-hervergassingsterminal, Mejillones, Chili

installatie zal de bestaande STEG-centrales van gas voorzien (5,5 Gm³ per dag of het equivalent van   MW elektriciteit). De terminal zal in een latere fase worden uitgebreid met opslagvoorzieningen aan land, een samenwerking tussen GDF SUEZ en Codelco.

aanwezig in Panama, een land dat zij ook tot een basismarkt wil verheffen. Deze markt is gekoppeld aan die van Costa Rica, waar de Groep onlangs Econergy heeft overgenomen. Tot dusver blijven de ontwikkelingen in Costa Rica beperkt omwille van regelgevende factoren. I

Toekomstige ontwikkelingen De Groep zet haar ontwikkeling in ZuidAmerika voort vanuit de basismarkten Brazilië, Peru en Chili. Ook in Colombia, waar het veiligheidsrisico is afgenomen, wil zij investeren. De Groep is eveneens

* Tijdens de Salpeteroorlog van 1879 verloor Bolivia een groot stuk van zijn grondgebied (200 000 km², met kuststrook) aan Chili.

PERSPECTIEF

5

DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

BRUNO GEORIS GDF SUEZ Energy Europe, Verantwoordelijke Portfolio & Green Commodities

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

Milieuverplichtingen,

een ware uitdaging De regelgeving rond de uitstoot van broeikasgassen dwingt de industrie ertoe om milieuvriendelijkere oplossingen voor te stellen. Alleen door de inzet van hernieuwbare energiebronnen kunnen we onze planeet redden. BRUNO GEORIS vertelt ons alles over de invloed van de milieuverplichtingen op de activiteitenportfolio van de Groep en op de beheersmodellen.



PERSPECTIEF

Wat moeten we verstaan onder milieuverplichtingen? Milieuverplichtingen voor de energiesector, en meer bepaald voor de elektriciteitsproductie, hebben vooral te maken met de schade die wordt veroorzaakt door het gebruik van fossiele brandstoffen. Het gaat concreet om drie types schade: - schade aan de natuur, materialen en aan de mens door luchtverontreiniging, - schade als gevolg van waterverontreiniging, bodemverontreiniging, lawaaihinder enz., - klimaatverandering en de gevolgen van de ophoping van CO2 en andere broeikasgassen in de atmosfeer. Milieuverplichtingen kunnen ook van toepassing

zijn op de exploitatievestigingen, denk maar aan de milieuvergunningen. Ze kunnen ook een ruimer bereik hebben. De groene certificaten en de SOX /NOX-certificaten in Vlaanderen zijn een voorbeeld op gewestelijk niveau. Op nationaal of internationaal niveau heb je bijvoorbeeld de CO2-certificaten. Waaruit bestaan de CO2-verplichtingen precies? Tot in 22 zullen de elektriciteitscentrales die onder het Europese ETS-stelsel (European Union – Emission Trading Scheme) vallen een zeker aantal certificaten blijven ontvangen, de zogenaamde CO2-emissievergunningen. De toekenning van die certificaten verschilt van

land tot land, en ook van technologie tot technologie. In België, bijvoorbeeld, ontvangen steenkoolcentrales niet langer certificaten, in tegenstelling tot gascentrales. België en Nederland krijgen bovendien minder certificaten dan andere landen. Die maatregelen benadelen Electrabel, toch sterk vertegenwoordigd in beide landen. Vandaag zijn de emissievergunningen nog gratis. Vanaf 23 zullen de industriële sectoren die onder het ETS-stelsel vallen ervoor moeten betalen. Op die manier wil men de sectoren ertoe aanzetten hun CO2uitstoot terug te dringen. De maatregel geldt onder meer voor de energiesector, die in belangrijke mate bijdraagt tot de uitstoot, samen met de staalindustrie, de cementnijverheid en de (petro)chemie.

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

landen. Als wereldspeler beheert GDF SUEZ een CCA-activiteit (Carbon Credit Activity). Op die manier kan de CO2-portfolio worden aangevuld. Heeft GDF SUEZ volgens u een voorsprong uitgebouwd op milieuvlak? Ja, omdat we altijd al een vooruitziend beleid hebben gevoerd. Wat ons vandaag soms parten speelt, is het feit dat we al flink wat inspanningen hadden geleverd om de SOX- en NOX-emissies van onze centrales terug te dringen toen de milieuverplichtingen voor het eerst opdoken. Dat betekent dat onze armslag om de uitstoot verder te beperken, heel wat kleiner is geworden. Aangezien de verplichtingen steeds strenger worden, proberen we om onze technologieën aan te passen, maar dat wordt steeds moeilijker. Ook de kosten lopen steeds hoger op.

Hoe beheer je een portfolio van elektriciteitscentrales met CO2De energievraag stijgt. U moet dus verplichtingen? tegelijkertijd méér elektriciteit produceren Elektriciteitscentrales mogen CO2 uitstoten, én minder CO2 uitstoten? maar dat heeft natuurlijk een prijs. Er moet dus We staan voor een enorme uitdaging. Vanaf permanent worden nage2 dreigt de situatie problematisch te gaan welke centrales best worden. De beleidsmakers willen dat hernieuwworden ingezet. Dat is zowat bare energiebronnen de klassieke energiede dagtaak van de beheerbronnen op korte termijn ders van de centralevervangen, zonder zich De echte portfolio’s: de optimalisatie echter af te vragen of dat uitdaging zal erin van middelen en de dispatwel een haalbare ching. De beheerders van de doelstelling is. Europa bestaan om de CO2-portfolio moeten dan probeert op dat vlak een consument te laten weer zorgen voor een peractiever beleid te voeren inzien dat de manent evenwicht tussen de dan andere continenten. ontwikkeling van CO2-certificaten die ze We mogen dus steeds vandaag al hebben (toestriktere eisen verwachten. milieuvriendelijkere kenning en aankoop) en de industrie kan niet anders producten onvermijdelijk De certificaten die nodig zullen dan zich bij die eisen neer met hogere prijzen zijn om de werkelijke uitstoot te leggen en wordt dus gepaard zal van de centrales te dekken. aangespoord om oplossinDie evenwichtsoefening gen te zoeken en haar gaan. vereist een goed zicht op technologieën aan te toekomstige emissies. De passen. Maar de echte marktprijs van de CO2-emissiecertificaten uitdaging zal erin bestaan om de consument te vormt de basis voor de selectie van specifieke laten inzien dat de ontwikkeling van milieucentrales. Het evenwicht wordt verzekerd vriendelijkere producten onvermijdelijk met door de aan- en verkopen die het Trading hogere prijzen gepaard zal gaan. Men kan Departement op de markten verricht. In immers niet terzelfder tijd goedkopere werkelijkheid is het systeem nog complexer, elektriciteit én een milieu-efficiënter product want het is ook mogelijk om andere certificaatverlangen. Het probleem wordt nog verscherpt types in te zetten. Het gaat dan om de aankoop door het feit dat met de liberalisering ook of financiering van CDM-projecten (Clean goedkopere elektriciteit in het vooruitzicht werd Development Mechanism, Mechanisme voor gesteld. En goedkopere elektriciteit leidt Schone Ontwikkeling). Die projecten zijn gericht onvermijdelijk tot een hoger verbruik, met als op verminderde uitstoot in de ontwikkelingsgevolg: nog meer emissies.

Wordt kernenergie niet bevoordeeld door die steeds strengere milieuverplichtingen? Kernenergie is één van de oplossingen voor het CO2-probleem, maar de splijtstofreserves zijn beperkt. We zullen in de komende vijftig jaar hoe dan ook niet buiten kernenergie kunnen. Niet alleen biedt kernenergie een antwoord op de CO2-problematiek, ze is ook prima combineerbaar met andere productiemethodes. Je kan je probleemloos een productiepark voorstellen waarin meer hernieuwbare energiebronnen, spaarbekkencentrales en kernenergie gecombineerd worden. Windturbines leveren bijvoorbeeld alleen energie als er voldoende wind staat. Spaarbekkencentrales kunnen een oplossing bieden; een schone oplossing, die de CO2impact van de elektriciteitsproductie nog verder zou verkleinen. Spaarbekkencentrales worden immers vooral in piekperiodes ingezet. Maar die oplossing blijft een beetje utopisch, want er zijn enorme investeringen mee gemoeid. Ook ecologisch zijn er niet geringe problemen (adequate sites). Ook de publieke aanvaarding is evenmin vanzelfsprekend. Een gevarieerde mix van technologieën, zoals wij die altijd hebben voorgestaan, blijft de beste waarborg voor een betrouwbare energievoorziening tegen stabiele prijzen. I

info

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

WAARVOOR STAAT

EU ETS?

Het European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS) is een Europees systeem voor de verhandeling van emissiequota voor broeikasgassen en is sinds 1 januari 2005 operationeel. Het doel is de lidstaten te helpen hun verbintenissen rond de verminderde uitstoot van broeikasgassen na te komen, zoals vastgelegd in het Kyotoprotocol. Voor de EU-15 gaat het om een gezamenlijke verbintenis van -8%. Het EU ETS is het eerste internationale systeem voor de verhandeling van CO2-emissierechten ter wereld. Het bestrijkt ongeveer 11 400 installaties, die verantwoordelijk zijn voor bijna de helft van de CO2-emissies in Europa. Tijdens de periode 2005-2007 werden er jaarlijks 2,17 miljard quota toegekend. Bron: Wikipedia

PERSPECTIEF



DE VRAAG NAAR ENERGIE OPVANGEN CONTEXT

BEHEER VAN FINANCIËLE RISICO’S

ANTOINE VAN INNIS GDF SUEZ Energy International, Strategy Officer

BEHEER VAN ACTIVA/BEVOORRADINGEN

ANTOINE VAN INNIS, die voor GDF SUEZ Energy Asia in Bangkok werkt, heeft een akkoord bereikt met China Guodian: de Groep krijgt CO2-kredieten in ruil voor de bouw van twee waterkrachtprojecten in China. De projecten kaderen in het Mechanisme voor Schone Ontwikkeling, zoals vastgelegd in het Kyoto-protocol.

GDF SUEZ investeert in schone

ontwikkelingsprojecten Het Kyoto-protocol wil de klimaatverandering bestrijden door de koolstofemissies te beperken. Een land kan op verschillende manieren zijn emissiequota halen, zoals die door de Europese regeringen zijn opgelegd. Ten eerste kan het zijn CO2-uitstoot inperken door projecten met een hogere energieefficiëntie te ontwikkelen, of door het opzetten van hernieuwbare en bijgevolg minder vervuilende projecten. Maar het is ook mogelijk om EUA (European Union Allowances) aan te kopen. Dat zijn

8

PERSPECTIEF

‘pollutierechten’, quota, die Europese regeringen toekennen aan de industrieën waarop het Kyoto-protocol betrekking heeft, en die op de Europese markten verhandeld worden. Naargelang hun productievolume, zullen de industrieën de ontvangen quota ofwel overschrijden, of ze zullen ze niet volledig benutten. Een industrie die minder vervuilt, heeft een overschot aan EUA, die ze op de georganiseerde markten kan verkopen. Wanneer ze daarentegen te veel CO2 uitstoot, zal ze bijkomende EUA moeten aankopen.

Een derde mogelijkheid zijn de zogenaamde ‘Clean Development Mechanisms’ (CDM), of ‘Mechanismen voor Schone Ontwikkeling’. Die zijn in het leven geroepen om westerse landen toe te laten hun CO2-emissies te verminderen door te investeren in ontwikkelingsprojecten. Vooraleer een project een CDM-label krijgt, moet het aan de VN-criteria voldoen. Dan krijgt het een bepaald type van koolstofkrediet toegekend, een CER (Certified Emission Reduction – Gecertificeerde Emissiereductie), die verkocht

BEHEER VAN DE MARKT/NETWERKEN

BEHEER VAN EXTERNE VERPLICHTINGEN

info

interview Wat heeft u ertoe aangezet om in CDM-projecten te investeren? Een jaar geleden heeft Electrabel met GSEI (GDF SUEZ Energy International) een aantal samenwerkingsmogelijkheden bestudeerd om koolstofkredieten aan te kopen. Het doel was GSEI te helpen projecten te identificeren, op internationaal niveau. Dat zou ons moeten toelaten om kredieten aan te kopen die rechtstreeks kunnen worden overgedragen naar de portfolio die door de teams van Electrabel in Brussel wordt beheerd. Omdat GSEI ernaar streeft om hernieuwbare projecten te ontwikkelen, wisten we dat we het meeste kans maakten om een hernieuwbaar project in Azië of Zuid-Amerika als CDM-project te laten registreren – een voorwaarde om koolstofkredieten te kunnen genereren. Samen hebben we een reeks van projecten geëvalueerd waarin we eventueel kunnen investeren en een marktstudie uitvoeren. We hebben de landen gedefinieerd die mogelijk in aanmerking komen, en hun belangrijkste spelers. Vervolgens hebben we beslist om ons vooral toe te spitsen op China en ZuidoostAzië, twee regio’s waar we ook

in de elektriciteitsproductie actief zijn. Waarom hebt u China uitgekozen om kredieten aan te kopen? China bleek zich al snel op te werpen als de meest geschikte markt. In de eerste plaats vanwege zijn uitgesproken beleid van hernieuwbare ontwikkeling omdat zijn energiebehoeften zo gigantisch groot zijn. Zeker, er wordt massaal gebruik gemaakt van steenkool, maar China moet ook zijn potentieel op het vlak van waterkracht en windenergie aanspreken. In volume uitgedrukt, is China wereldwijd goed voor meer dan 5% van de CER. De plaatselijke overheden verlenen dan ook heel wat steun aan CDMprojecten. Hoe verliepen de onderhandelingen met China Guodian die uitgemond zijn in de aankoop van CER in twee waterkrachtprojecten? In 22, nadat de energiesector werd geherstructureerd, werd het gros van de capaciteit verdeeld over vijf ondernemingen – de zogenaamde ‘Big Five’. Zij ontwikkelen op dit ogenblik de meeste projecten in China, onder meer

Het Kyoto-protocol

Dat omvat een kalender voor de uitstootvermindering van 6 broeikasgassen die als de belangrijkste oorzaak worden beschouwd van de klimaatopwarming tijdens de afgelopen vijftig jaar. In het geval van 38 geïndustrialiseerde landen legt het dwingende verbintenissen inzake uitstootvermindering op. Tegen 2012 moeten de CO2-emissies globaal met 5,2% zijn afgenomen in vergelijking met de emissiewaarden van 1990.

kan worden. CER’s kunnen worden uitgewisseld en gebruikt door de geïndustrialiseerde landen, om hun CO2-doelstellingen gedeeltelijk te bereiken. CER is een mechanisme dat de duurzame ontwikkeling stimuleert. Tegelijk verleent het de geïndustrialiseerde landen een zekere flexibiliteit in de manier waarop ze doelstellingen kunnen halen op het vlak van emissiebeperking.

CDM-projecten. Om onze eerste aankoopplannen van kredieten te realiseren, hebben we één van die ondernemingen – China Guodian – benaderd, waarmee we al een bilaterale samenwerking hadden opgezet rond twee waterkrachtprojecten. We hebben een contract ondertekend dat ons de exclusiviteit verleent op alle kredieten die door deze twee CDM-projecten worden gegenereerd. In ruil daarvoor bieden we China Guodian technische ondersteuning bij het vervullen van de criteria om als CDM-project te worden erkend. Op dit ogenblik is er nog geen enkel krediet gegenereerd, omdat beide projecten nog in aanbouw zijn en bij de Verenigde Naties ter goedkeuring voorliggen. Eind dit jaar worden ze operationeel als CDM-projecten. Voor beide projecten ramen we het aantal kredieten op ongeveer ,5 miljoen. Uitgaande van een referentieprijs van  euro per krediet, komt dat neer op een aankoopwaarde van 5 miljoen euro. De Groep zal deze certificaten over een periode van drie tot vier jaar verwerven. I

In volume uitgedrukt, is China wereldwijd goed voor meer dan 50% van de Gecertificeerde Emissiereducties.

Bron: Wikipedia

PERSPECTIEF