Table of Contents

    De forward monitoring van de elektriciteitsbevoorrading brengt de meest recente informatie en studies samen die de toekomstige ontwikkeling van beschikbare capaciteiten en marktprijzen analyseren.

    Zie ook:

    De productievergunningen

    De Algemene Directie Energie leverde onlangs de vergunningen in onderstaande tabel af (update op 15.06.2021):

    Project

    Technologie

    Ontwikkelaar

    Vermogen

    Les Awirs

    STEG

    Electrabel

    875 MW

    Dils-Energie

    STEG

    Dils-Energie

    920 MW

    Tessenderlo

    STEG

    TDS

    900 MW

    Vilvoorde

    STEG

    Electrabel

    875 MW

    ICO Windpark

    Wind

    ICO

    44 MW

    Borealis Kallo

    WKK

    Borealis

    46 MW

    Kristal Solar Park

    Zon

    Kristal

    75 MW

    Seraing

    STEG

    Luminus

    595 MW of 870 MW

    Amercoeur 2

    Gasturbine

    Electrabel

    320 MW

    Bali Wind Manage

    STEG

    Bali Wind

    870 MW

    Na de eerstvolgende Capacity Renumeration Mecanism (CRM)-veiling wordt bovenstaande tabel bijgewerkt.

    De geplande productieonderbrekingen

    Op 28 december 2011 trad de verordening (EU) nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad over de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie (hierna: REMIT) in werking. Die verordening verplicht de marktdeelnemers om essentiële gegevens aan het ACER te bezorgen, zoals de gegevens over de beschikbaarheid en het gebruik van installaties voor de productie, opslag en transmissie die voor de markt belangrijk zijn.

    De gegevens hieronder over de eenheden die niet beschikbaar zijn voor productie en opslag in 2022 zijn afkomstig van het ENTSO-E Transparency Platform. De tabel wordt halfjaarlijks bijgewerkt

    De studies over de vooruitzichten op korte termijn

    De seizoensgebonden vooruitzichten van ENTSO-E (Summer en Winter Outlooks)

    Groen licht

    In februari 2022 kondigde EDF aan dat het zijn raming voor de elektriciteitsopwekking door middel van kernenergie in 2022 bijstelde tot 295-315 TWh, in plaats van 300-330 TWh. Voor 2023 heeft EDF zijn raming voor de elektriciteitsopwekking door middel van kernenergie bijgesteld van 340-370 TWh tot 300-330 TWh

    Een voortdurende monitoring van de bevoorradingszekerheid die door de AD Energie van de FOD Economie wordt aangeboden is beschikbaar op de website. De monitoring bevat zeer regelmatig bijgewerkte gegevens over de belangrijkste concepten die het mogelijk maken om toezicht te houden op de bevoorradingszekerheid.

    In oktober 2022 heeft ENTSO-E een Early Insights of Winter Outlook Report 2022-2023 gepubliceerd.  

    Volgens deze eerste resultaten worden, ondanks de in Frankrijk vastgestelde risicosituaties, voor België voor geen van de bestudeerde scenario's problemen met de continuïteit van de elektriciteitsvoorziening voorspeld.
    In december 2022 publiceert Entso-Eeen volledig verslag.

    De studies over de vooruitzichten op middellange termijn

    De analyses van ENTSO-E in het kader van de MAF (Mid-term Adequacy Forecast)

    De MAF (Mid-term Adequacy Forecast) is een pan-Europese evaluatie, uitgevoerd door de netbeheerders, van de toereikendheid van de middelen van het elektriciteitssysteem voor bepaalde sleuteljaren over een horizon van 10 jaar.

    De resultaten van de laatste analyse van 2020 van ENTSO-E geven aan dat in het geval van het “Base-Case”-scenario, het wettelijk criterium voor de bevoorradingszekerheid voor België verzekerd is (LOLE (Loss of Load Expectation) geschat op 0,4u wat lager is dan de wettelijke limiet van 3u). Dat resultaat moet met grote voorzichtigheid en in het licht van de hypothesen geïnterpreteerd worden. Aangezien een behoefte aan nieuwe nationale elektrische productiecapaciteit in het verleden door verschillende studies werd aangetoond, heeft ENTSO-E in deze studie de effectieve indienststelling van 2,5 GW aan nieuwe capaciteit onderzocht. Niets laat toe om te veronderstellen dat die nieuwe capaciteit op de markt zal komen. Wel is er recentelijk een capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) ingevoerd om vanaf 2025 voldoende capaciteit beschikbaar te hebben.  

    Overeenkomstig artikel 23 van de Richtlijn 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit, heeft ENTSO-E het eerste European Resource Adequacy Assessment (ERAA) gepubliceerd met toepassing van de nieuwste methodologieën bepaald door ACER. Het ERAA vervangt de MAF-studie. Het EERA is een studie die de toereikendheid van de middelen van het elektriciteitssysteem op pan-Europees niveau analyseert over een horizon van 10 jaar (voor deze editie werden twee streefjaren bestudeerd: 2025 en 2030). Het ERAA is gebaseerd op de allerlaatste methodologieën en probabilistische beoordelingen, ontworpen om gebeurtenissen te modelleren en te analyseren die een negatieve invloed kunnen hebben op het evenwicht tussen de vraag en het aanbod van elektriciteit. 

    De Belgische hypotheses aangeboden in het ERAA 2021 zijn in overeenstemming met die van het zogenaamde "CENTRALE" scenario voor België voor de streefjaren 2025 en 2030, zoals gedefinieerd in het "Elia 2021"-onderzoek. De belangrijkste hypotheses van dit "CENTRALE" scenario zijn gebaseerd op de meest recente officiële doelstellingen en de meest recente openbare informatie, zoals blijkt uit figuur 3-3 van de "Elia 2021"-studie. Bovendien wordt voor België in 2025 2,4 GW aan nieuwe capaciteit als beschikbaar beschouwd. Deze capaciteit is gebaseerd op de hypothese dat deze in het kader van het CRM zal worden geleverd en is gebaseerd op de resultaten van de adequacystudie van Elia van juni 2019. 

    Voor 2025, zonder capaciteitsmechanisme, is voor het centrale scenario de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), hoger dan de betrouwbaarheidsnorm (3u), omdat deze 4.15 uur/jaar bereikt. Dit bevestigt dat België zal moeten vertrouwen op een CRM om zijn adequacy na de kernuitstap in 2025 te waarborgen. In een scenario waarin rekening wordt gehouden met de goedgekeurde Europese CRM's, blijkt uit de EVA-iteraties dat België een nieuwe "extra" capaciteit van 0,5 GW nodig zal hebben (naast de nieuwe reeds voorziene capaciteit van 2,4 GW). Volgens het onderzoek heeft België dus minimaal een nieuwe capaciteit van ~3,0 GW nodig om de adequacy te garanderen. 

    Er kunnen verschillende opmerkingen worden gegeven: 

    • deze resultaten zijn gebaseerd op simulaties die de NTC-methode (Net Transfer Capacity) gebruiken om de uitwisseling tussen landen te modelleren. Deze methode geeft een "optimistisch beeld" van gelijktijdige situaties van tekorten tussen België en andere belangrijke buurlanden, zoals Frankrijk, Duitsland, Nederland, enz. Omdat België in perioden van tekorten sterk afhankelijk is van import, heeft de situatie van de buurlanden invloed op de toereikendheid van het Belgisch elektriciteitssysteem. Door een preciezere methode (Flow Based) op de KERNregio toe te passen, tonen de resultaten aan dat de LOLE die voor België wordt verwacht nog meer zou stijgen in vergelijking met de NTC-simulaties. 
    • de nieuwe capaciteit van 2,4 GW die in de basishypotheses wordt voorzien, wordt in de EVA beschouwd als “bestaande” capaciteit, omdat de datum van de indienststelling ervan wordt verondersteld vóór 2025 te liggen. Daarom is deze capaciteit niet onderworpen aan de CAPEX in de EVA. Uit sanity checks bleek dat als deze capaciteit van 2,4 GW zou worden beoordeeld als een "nieuwe constructie", dit wil zeggen rekening houdend met zowel de FOM als de CAPEX in de EVA, deze niet levensvatbaar zou zijn en door de EVA zou worden ingetrokken. Dit bevestigt de hypothese dat deze capaciteit, zonder CRM, niet levensvatbaar zou zijn.

    Voor 2030 zijn de simulaties 2030 die voor het ERAA 2021 zijn uitgevoerd, net als voor de Mid-Term Adequacy Forecast (MAF) 2020, gebaseerd op de verzamelde nationale hypotheses, zonder de EVA toe te passen. In de verschillende onderzochte scenario's wordt de betrouwbaarheidsnorm nageleefd. Een vereenvoudigd onderzoek naar de levensvatbaarheid uitgevoerd op dit scenario heeft aangetoond dat de meeste bestaande thermische technologieën in België niet economisch levensvatbaar zouden zijn uitgaande van de hypotheses van geïnstalleerde capaciteit in heel Europa in 2030. Volgens Elia geven de resultaten van de adequacy daarom een te optimistisch beeld en moeten ze voorzichtig worden geïnterpreteerd.
     

    De analyses van het Pentalateraal Forum

    De “Generation Adequacy Assessment”-studie (GAA) die in april 2020 gepubliceerd werd, baseert zich op de hypothesen van de laatste “Mid-Term Adequacy Forecast“ (MAF). Die werd eind 2019 door ENTSO-E gepubliceerd en beschrijft meerdere gevoeligheden die de transmissienetbeheerders omschreven en die door de ministeries gevalideerd werden. Over die studie werden de regulatoren van het Pentalateraal Forum (PLEF) geraadpleegd.

    Ter herinnering, het PLEF vormt het kader voor de regionale samenwerking in de CWE-zone (Central Western Europe) om de marktintegratie van de elektriciteit en de bevoorradingszekerheid te verbeteren.

    Volgens de hypothesen van de PLEF GAA-studie, zal er in België in 2025 een aanzienlijke behoefte aan nieuwe capaciteit zijn, ondanks de veronderstelde verhoging en ontwikkeling van het vraagbeheer, de hernieuwbare energie, de opslag en de interconnectiecapaciteit.

    Een essentiële conclusie van het onderzoek, die geen capaciteitsremuneratiemechanisme in België in rekening brengt, is dat het structureel tekort op het gebied van de vastgestelde geschiktheid sterk afhangt van de risico's die aan de controle van België ontsnappen. De verschillende regionale gevoeligheden die in de studie (“Low Gas”, “Low NUC”) worden toegepast, onderstrepen immers op welk punt de onbeschikbaarheid van de productie of van de interconnectiecapaciteit in het buitenland een impact heeft op de geschiktheid in België (de resultaten van de studie tonen voor die gevoeligheden de respectievelijke Loss of Load Expectation (“LOLE”) van 8,1u en 4,6u in 2025 aan).  

    De nationale analyses van de bevoorradingszekerheid

    • De analyses uitgevoerd in het kader van de strategische reserve

      De strategische reserve is een mechanisme die de Belgische netbeheerder van het elektriciteitstransport de mogelijkheid geeft om stopgezette productiecapaciteiten te activeren indien op korte termijn een niet te verwaarlozen elektriciteitsschaarste wordt vastgesteld. De productiecapaciteiten in de strategische reserve maken geen deel uit van de elektriciteitsmarkt en leveren dus enkel pas energie op verzoek van de netbeheerder indien er een tekort wordt geconstateerd. Mogelijkheden voor vraagbeheer kunnen ook deelnemen aan dit mechanisme. Dit mechanisme is door de DG Concurrentie van de Europese Unie toegelaten.

      Zich baserend op een analyse van netbeheerder Elia, evenals op het advies uitgebracht door de Algemene Directie Energie voor de periode 2020-2021, heeft de minister van Energie op 13 januari 2021 besloten om geen strategische reserve aan te leggen voor de periode van 1 november 2021 tot 31 maart 2022.  
       

    • De analyse uitgevoerd door Elia in het kader van de studie over de adequacy- en flexibiliteitsbehoefte voor 2022-2032. 

      In overeenstemming met art. 7bis §4bis van de Elektriciteitswet, moet Elia de noden van het Belgische elektriciteitssysteem inzake de adequacy en de flexibiliteit van het land voor de komende tien jaar analyseren en dat ten laatste op 30 juni van iedere tweejaarlijkse periode. De basishypotheses en -scenario’s alsook de methodologie die voor die analyse gebruikt worden, bepaalt de transmissienetbeheerder in samenwerking met de Algemene Directie Energie en het Federaal Planbureau en in overleg met de CREG.

      De resultaten van het EU-BASE-scenario van die studie geven aan dat er vóór 2025 in België geen problemen met de bevoorradingszekerheid zijn.

    pre-2025 overview of the margin need in the different scenarios and sensitivities

    Anderzijds bevestigt de studie de nood aan een CRM vanaf 2025. De capaciteit die ontbreekt om de betrouwbaarheidsnorm te behalen bedraagt 2 GW in 2025; 2,6 GW in 2028; 3,2 GW in 2030 en 3,9 GW in 2032.

    Post-2025 Overview of the need in the different scenarios and time horizons

    Ook de studie “Adequacy and Flexibility” van de netbeheerder besluit dat er voldoende geïnstalleerde capaciteit zal zijn om de flexibiliteitsbehoeften te dekken.

    De analyses van de bevoorradingszekerheid op lange termijn

    De netbeheerder heeft in november 2017 een studie over de energietransitie en de ermee verbonden elektrische scenario’s uitgevoerd.

    Laatst bijgewerkt
    24 oktober 2022