Forward Monitoring van de elektriciteitsbevoorrading

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:

• Continue monitoring
   
• Backward monitoring

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)

Winter Outlook

De AD Energie van de FOD Economie publiceert een voortdurende monitoring van de bevoorradingszekerheid. De monitoring bevat regelmatig bijgewerkte gegevens van de belangrijkste concepten die gebruikt worden om toezicht te houden op de bevoorradingszekerheid.

In november 2023 publiceerde ENTSO-E (the European Network of Transmission System Operators for Electricity) de Winter Outlook voor de winter van 2023-2024. Dat rapport analyseert de bevoorradingszekerheid van elektriciteit voor meer dan 35 Europese landen.

ENTSO-E hanteert twee scenario's om de toereikendheid van elektriciteit te evalueren:

• het referentiescenario
• het energiesoberheidsscenario

ENTSO-E concludeert dat er in Frankrijk een risico bestaat voor de bevoorradingszekerheid in het referentiescenario en dat dit risico een lokale invloed kan hebben op België en Groot-Brittannië.

Desondanks is het niveau van dat risico zeer laag, gezien een voor België berekende LOLE (Loss of Load Expectation) van slechts 0,019h. Door geen rekening te houden met een op stromen gebaseerd marktkoppelingsmodel (Flow based model), kan het risico bovendien worden overschat, zoals ENTSO-E in zijn rapport erkent.

In de studie van netbeheerder Elia van juni 2023 over de toereikendheid in België, werd met zo’n model voor deze winter trouwens geen risico voor de bevoorradingszekerheid vastgesteld.

Ten slotte gaf Frankrijk in de opmerkingen over het rapport aan dat de door ENTSO-E berekende LOLE veel hoger is dan de door RTE in hun eigen nationale beoordeling geraamde LOLE en dat er alleen een risico bestaat in het geval van een combinatie van ongunstige gebeurtenissen zoals een zeer koude winter, een hogere vraag en/of een lager dan verwachte beschikbaarheid van hun nucleair park. In de Winter Outlook van november 2023 kan het risico voor Frankrijk daarom als overschat worden beschouwd, net als de waarschijnlijkheid van gevolgen voor België.

Duitsland van zijn kant gaf in de opmerkingen bij het rapport aan dat de totale vraag waarmee ENTSO-E in het referentiescenario rekening hield te hoog was en dat de hypothesen in het energiesoberheidsscenario realistischer waren. 

Met betrekking tot het door ENTSO-E geanalyseerde energiesoberheidsscenario werd er voor België geen risico voor de bevoorradingszekerheid vastgesteld.

De situatie van de bevoorradingszekerheid voor de winter van 2023-2024 wordt daarom als geruststellend beschouwd. Toch wordt de situatie voortdurend opgevolgd om elk risico voor België te voorkomen.

 

Summer Outlook

ENTSO-E voert jaarlijks een analyse uit van de bevoorradingszekerheid voor de komende zomer. De Summer Outlook 2023 werd in juni 2023 gepubliceerd  en signaleert geen risico voor de toereikendheid van het Belgische elektriciteitssysteem deze zomer. 

Er werden twee scenario's bestudeerd. Het eerste gaat uit van een Europese markt onder normale bedrijfsomstandigheden, terwijl het tweede bepaalde middelen toevoegt die buiten de markt om worden geactiveerd wanneer een behoefte wordt vastgesteld. Voor beide scenario's vond ENTSO-E geen risico voor de bevoorradingszekerheid in België. 

De gegevens die zijn gebruikt om deze analyse uit te voeren, dateren van maart 2023, dus het is belangrijk om de situatie voortdurend in het oog te houden. Deze voortdurende monitoring wordt uitgevoerd door de AD Energie en ook door de netbeheerder, Elia. 

Bovendien bevestigde Elia in juni 2023 aan de overheden dat de bevoorradingszekerheid in België geen probleem zal vormen in de zomer van 2023. Niettemin heeft Elia de spelers van de energiemarkt gewaarschuwd dat ze voorzichtig moeten zijn met de Belgische exportcapaciteit. In feite zou het kunnen gebeuren dat we in een situatie van overproductie terechtkomen, gezien de hoge beschikbaarheid van de nucleaire eenheden, de onderhoudswerkzaamheden van Coo en de productie van hernieuwbare energie, en dat de stillegging van bepaalde productie-eenheden zou kunnen gevraagd worden. Dit zal niet gebeuren op een normale dag, maar het kan wel gebeuren als er veel zonneschijn en sterke wind is in het weekend.

De studies over de vooruitzichten op middellange termijn

De analyses van ENTSO-E in het kader van ERAA 2022

De ERAA (European Resource Adequacy Assessment) is een pan-Europese beoordeling, uitgevoerd door netbeheerders van de toereikendheid van de middelen van het elektriciteitssysteem voor bepaalde sleuteljaren over een tijdshorizon van 10 jaar. Het is een jaarlijkse evaluatie en voor de editie 2022 richt het zich op de jaren 2025, 2027 en 2030.

Deze studie is uitgevoerd overeenkomstig artikel 23 van Richtlijn 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit en is gebaseerd op de meest recente probabilistische methoden en beoordelingen. Deze methodologieën worden voornamelijk bepaald door ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) en maken het mogelijk modellen op te stellen en gebeurtenissen te analyseren die het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektriciteit negatief kunnen beïnvloeden. Voor deze editie heeft ENTSO-E alleen een centraal scenario zonder capaciteitsvergoedingsmechanisme bestudeerd.

De ERAA 2022 gebruikte Belgische hypothesen die door Elia werden verstrekt en vertegenwoordigen de meest actuele hypothesen op het ogenblik van de studie. In deze studie is rekening gehouden met de nieuwe capaciteit die tijdens de CRM 2021 veiling is gecontracteerd. Daarnaast wordt ook een verlenging van twee kerncentrales, Doel 3 en Tihange 4, van 2026-2027 overwogen, overeenkomstig de wensen van de Belgische autoriteiten.

• Voor 2025, zonder capaciteitsmechanisme, voor het centrale scenario, is de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), hoger dan de betrouwbaarheidsnorm (3u), namelijk 6,5 uur/jaar.
• Voor 2027, zonder capaciteitsmechanisme, voor het centrale scenario, is de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), hoger dan de betrouwbaarheidsnorm (3u), namelijk 10,4 uur/jaar.
• Voor 2030, zonder capaciteitsmechanisme, voor het centrale scenario, is de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), hoger dan de betrouwbaarheidsnorm (3u), namelijk 11 uur/jaar.

Er kunnen verschillende opmerkingen worden gemaakt:

• In elk van de sleuteljaren ligt de LOLE boven de betrouwbaarheidsnorm, wat duidelijk aangeeft dat er een mechanisme voor capaciteitsvergoeding nodig is in België om de betrouwbaarheidsnorm te halen.
• De resultaten kunnen afwijken van de resultaten die Elia heeft verkregen in zijn tweejaarlijkse studie over toereikendheid en flexibiliteit "Ad&Flex" omdat de veronderstellingen aanzienlijk zijn veranderd. Bovendien gaat de ERAA uit van volledige kalenderjaren, in tegenstelling tot Elia, waarvoor het referentiejaar begint op 1^er november en eindigt op 31 oktober (om de winterperiode niet op te splitsen).
• De resultaten van ENTSO-E werden sterk beïnvloed door de veronderstellingen over de brandstofprijzen en de geopolitieke situatie. Ten tijde van de studie en ook nu nog zijn deze parameters onzeker. In juni 2023 zal Elia, in het kader van de volgende tweejaarlijkse studie over toereikendheid en flexibiliteit, de situatie beter kunnen beoordelen.
• Tijdens de EVA waren diverse vereenvoudigingen noodzakelijk en werden bijgevolg ook uitgevoerd. Dit leidt tot een voorzichtige benadering van de resultaten ervan.

ACER heeft op 28 februari 2023 besloten het ERAA 2022 niet te valideren of te wijzigen. Een soortgelijk besluit werd genomen voor het EERA 2021. ACER erkent echter dat er vooruitgang is geboekt met betrekking tot de methodologische aspecten, en in het bijzonder met betrekking tot de manier waarop actief vraagbeheer wordt gemodelleerd en met betrekking tot de gemaakte aannames. ACER erkent daarom de inspanningen van ENTSO-E in de context van de energiecrisis. 

ACER heeft een aantal manieren voorgesteld om de volgende editie van het ERAA te verbeteren, waaronder het beter afstemmen van de aannames op de Europese Fit-For-55 doelstellingen en het beperken van de methodologische vereenvoudigingen die tot minder robuuste resultaten leiden. De resultaten van het ERAA 2023 worden in november 2023 gepubliceerd. Entsoe inventariseert op zijn website al het werk dat op dit gebied is geleverd. 

 

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.

Onderzoek naar toereikendheid- en flexibiliteitsbehoeften voor de periode 2024-2034 (NRAA van juni 2023)

Elia heeft op 29 juni 2023 haar tweejaarlijkse studie over de toereikendheid- en flexibiliteitsbehoeften van het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2024-2034 gepubliceerd. De belangrijkste resultaten van de studie met betrekking tot de toereikendheid worden hieronder samengevat.

Voor de winter 2023-2024 heeft Elia geen enkel risico voor de bevoorradingszekerheid vastgesteld, noch in het EU-BASE scenario, noch in het EU-SAFE scenario, dat meer pessimistische hypothesen in aanmerking neemt. Voor het EU-BASE scenario zou de marge van het Belgische elektriciteitssysteem 2800 MW bedragen en 800 MW voor het EU-SAFE scenario. 

Voor de winter 2024-2025 werd er opnieuw geen risico voor de bevoorradingszekerheid vastgesteld en berekende Elia een marge van 2100 MW voor het EU-BASE scenario en 300 MW voor het EU-SAFE scenario. Deze marge bewijst dat de Low Carbon Tender  (art7 duodecies van de Elektriciteitswet) niet langer nodig was. In de studie van 2021 berekende Elia een behoefte van 500 MW. Sindsdien zijn er echter een aantal elementen veranderd.  Vooral dankzij het lager dan verwachte elektriciteitsverbruik en de grotere opslagcapaciteit in Europa kan België deze winter gerust zijn over zijn bevoorradingszekerheid.

Voor de winter 2025-2026 geeft het EU-BASE scenario een marge van 200 MW voor het Belgische elektriciteitssysteem aan, terwijl in het EU-SAFE scenario de behoefte 2000 MW bedraagt. Het is belangrijk om op te merken dat de situatie actief wordt gemonitord door de overheden en dat er al maatregelen voor de bevoorradingszekerheid zijn genomen, zoals het CRM. De beschikbaarheid van Doel 4 en Tihange 3 tijdens de winter van 2025-2026 zou deze behoefte met 1.700 MW verminderen. 

Vanaf de winter 2026-2027 zal de elektriciteitsbehoefte groter zijn, gezien de decarbonisatie-doelstellingen en de aanzienlijke elektrificatie van onze maatschappij die daarmee gepaard gaat. Dientengevolge is de geïnstalleerde/beschikbare capaciteit onvoldoende om aan de toekomstige vraag naar elektriciteit te voldoen. 

Hieronder wordt de ontwikkeling van de behoeften volgens het EU-BASE- en het EU-SAFE scenario voor de jaren vanaf 2026 geïllustreerd aan de hand van een grafiek uit de studie van Elia. De jaren in de grafiek lopen van 1 september tot 31 augustus. 

Hieronder volgt een samenvatting van het vorige onderzoek uit 2021. De energiesector evolueert voortdurend en hypothesen van slechts 2 jaar geleden zijn vaak al achterhaald. Dientengevolge is het belangrijk om de Adequacy & Flexibility-studie van juni 2023 te beschouwen als de relevante studie om de bevoorradingszekerheid van het Belgische elektriciteitssysteem voor de komende jaren te beoordelen. 

Studie van de toereikendheid- en flexibiliteitsbehoeften voor de periode 2022-2032 (NRAA van juni 2021)

• De resultaten van het EU-BASE-scenario van die studie van 2021 geven aan dat er vóór 2025 in België geen problemen met de bevoorradingszekerheid zijn.

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.

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 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 studie over de flexibiliteitsbehoeften en -mogelijkheden in de Penta-regio, gepubliceerd in maart 2023, voorspelt een aanzienlijke toename (factor 3 tot 5) van de flexibiliteitsbehoeften (dagelijks, wekelijks en seizoensgebonden) in deze regio tegen 2030, 2040 en 2050, als gevolg van de massale intrede van intermitterende hernieuwbare energiebronnen. De toegepaste technologische scenario's (op basis van de "Ember study 2022") variëren van land tot land, afhankelijk van de behoeften en het potentieel voor verschillende flexibele technologieën.

Verwacht wordt dat flexibiliteit aan de vraagzijde en de opslag tegen 2040 een belangrijke bijdrage zullen leveren aan de flexibiliteit, waarbij een belangrijke rol wordt verwacht van elektrolyse en waterstofproductie, met name in België. Uit de studie blijkt dat regionale samenwerking (op Penta-niveau) de behoefte aan flexibiliteit aanzienlijk kan verminderen (met 10-20%). De studie gaat vergezeld van een reeks aanbevelingen inzake bestuur, de uitvoering (en herziening) van de richtlijn betreffende de elektriciteitsmarkt (EMD) en de elektriciteitstransmissie- en -distributienetwerken.

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.