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 03.07.2024):

Project	Technologie	Ontwikkelaar	Vermogen
Zeebrugge	Wind	nv ICO Windpark	44 MW
Zoning de Seneffe	Gas-stoomturbines	SA Bali Wind	870 MW
Amercoeur II	Gasturbines	SA Electrabel	320 MW
Saint Ghislain	Gas-stoomturbines	SA Electrabel	378 MW
Seraing	Gas-stoomturbines of gas-turbines	Taranis Power SA	870 MW
Tessenderlo	STEG	Tessenderlo Development Services NV	900 MW
Dilsen	STEG	nv RWE Dils-Energie	920 MW
Les Awirs	Gas-stoomturbines	SA Electrabel	875 MW
Deux Acren	Batterij	Corisa Sole Deux Acren SRL (ex-Innovent)	50 MW
Coo	Pompaccumulatiecentrale	SA Electrabel	99 MW
Coo	Batterij	SA Electrabel	74 MW
Brecht	Wind (extension > 25 MW)	Aspiravi	26,125 MW
Dilsen	Batterij	RWE Energy Solutions Belgium nv	250 MW
site ArcelorMittal Gent	Wind	Storm Gent 3 NV	30,8 MW
site Total Antwerpen	Batterij	TotalEnergie Renewables SAS	25 MW
site Total Feluy	Batterij	TotalEnergie Renewables SAS	25 MW
Vilvorde	Batterij	Electrabel nv	200 MW
Vilvorde	Gas-stoomturbines	Electrabel nv	260 of 385 MW
Engie Drogenbos	Batterij	Electrabel nv	80 MW
Engie Kallo	Batterij	Electrabel nv	100 MW
Garocentre	Batterij	Weerts Logistic Park BER 3 SA	170 MW
Zeebrugge	Batterij	Storm 67 bv	100 MW
Langerlo	Batterij	Storm 90 bv	100 MW
Ruien	Batterij	Storm 91 bv	200 MW
Liege 3 Grâce-Hollogne	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	25 MW
La Louviere DC1, Houdeng-Gœgnies	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Tongeren DC	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Bornem DC	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	25 MW
Kontich DC	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Beersel DC2	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Grimbergen DC1	Batterij	Prologis Belgium GS SRL / bv	50 MW
Harmignies	Batterij	Patronale Solar nv	75 MW
Auvelais	Batterij	Patronale Solar nv	75 MW
Ville-sur-Haine	Batterij	Eneco Wind Belgium SA	50 MW
Duferco La Louvière	Batterij	D-STOR SA	50 MW

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 tussen 2024 en 2027 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)

Summer Outlook 2024

ENTSO-E voert jaarlijks een analyse uit van de bevoorradingszekerheid voor de komende zomer. De "Summer Outlook 2024" werd op 14 juni 2024 tijdens een webinar voorgesteld en stelde geen enkel risico vast voor de toereikendheid van het elektriciteitssysteem voor België tijdens de zomer van 2024.

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 2024. Het is dus belangrijk om de situatie voortdurend in het oog te houden, wat de AD Energie van de FOD Economie ook doet.

Hoewel er a priori geen risico voor de bevoorradingszekerheid bestaat door een gebrek aan capaciteit, zijn er toch risico's op incompressibiliteit van het Belgische elektriciteitsnet in situaties van overproductie (dagen met veel wind en zonneschijn). Dit risico wordt vergroot door verkeerde weersvoorspellingen. De netbeheerder heeft daarom een aantal maatregelen getroffen en de situatie wordt voortdurend gemonitord.

Winter Outlook 2023-2024

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.

De studies over de vooruitzichten op middellange termijn

De analyses van ENTSO-E in het kader van het ERAA 2023

Het ERAA (European Resource Adequacy Assessment) is een pan-Europese beoordeling, uitgevoerd door de netbeheerders, van de toereikendheid van de middelen van het elektriciteitssysteem voor bepaalde sleuteljaren over een periode van 10 jaar. Ze wordt elk jaar uitgevoerd en richt zich voor de editie van 2023 op de jaren 2025, 2028, 2030 en 2033.

Deze studie is uitgevoerd overeenkomstig artikel 23 van de Verordening 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit en is gebaseerd op geavanceerde methodologieën en probabilistische 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 de vraag naar en aanbod van elektriciteit negatief kunnen beïnvloeden. Voor deze editie werd een centraal scenario A bestudeerd, evenals een scenario B met sensitiviteit, dat verondersteld wordt beleggers bloot te stellen aan lagere prijspieken dan in scenario A.

De Belgische hypothesen die in het ERAA 2023 worden gebruikt, werden door Elia verstrekt na overleg met de AD Energie en vertegenwoordigen de meest actuele hypothesen op het ogenblik van de studie. Er is rekening gehouden met de nieuwe capaciteiten die tijdens de CRM-veilingen van 2021 en 2022 werden gecontracteerd, evenals met de verlenging van de twee kerncentrales Doel 3 en Tihange 4, vanaf 2025-2026, in overeenstemming met de wensen van de Belgische overheid en de wijziging van de wet van 2003 betreffende de uitstap uit kernenergie.

• Voor 2025, voor het centrale scenario, ligt de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), onder de betrouwbaarheidsnorm (3u), namelijk 1,9 uur/jaar. Voor scenario B met sensitiviteit wordt echter niet voldaan aan de betrouwbaarheidsnorm, omdat de LOLE op 6,3 uur/jaar ligt.
   
• Voor 2028, voor het centrale scenario, ligt de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), hoger dan de betrouwbaarheidsnorm (3u), namelijk 4 uur/jaar. Voor scenario B, waarin een sensitiviteit is opgenomen, is de LOLE zelfs nog hoger, namelijk 9,8 uur/jaar, ruim boven de betrouwbaarheidsnorm van 3 uur.
   
• Voor 2030, voor het centrale scenario, valt de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), licht terug, namelijk 2,9 uur. Dit betekent dat België nu weer net onder zijn betrouwbaarheidsnorm zit. Voor scenario B met sensitiviteit wordt daarentegen niet voldaan aan de Belgische norm, omdat de LOLE op 7,3 uur/jaar ligt.
   
• Voor 2033, voor het centrale scenario, ligt de gesimuleerde LOLE voor België, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), terug boven de betrouwbaarheidsnorm, namelijk 6 uur/jaar. Voor scenario B met gevoeligheid bereikt de LOLE zelfs 19,3 uur/jaar, wat ver boven de Belgische betrouwbaarheidsnorm ligt.

Er kunnen verschillende opmerkingen worden gemaakt: 

• Aan de betrouwbaarheidsnorm wordt in geen enkel van de scenario's met sensitiviteiten voldaan, wat wijst op risico's voor de bevoorradingszekerheid in het geval van ongunstige investeringsomstandigheden gekoppeld aan lagere prijspieken in de toekomst.
• Zelfs voor het centrale scenario leiden sommige van de bestudeerde jaren tot LOLE's boven de betrouwbaarheidsnorm, wat wijst op problemen met de bevoorradingszekerheid als er geen maatregelen worden getroffen.
• De resultaten kunnen afwijken van de resultaten die Elia heeft verkregen in de tweejaarlijkse studie over toereikendheid en flexibiliteit "Ad&Flex" aangezien de hypothesen tussen de twee studies zijn veranderd. Bovendien gaat het ERAA uit van volledige kalenderjaren, in tegenstelling tot Elia, voor wie het referentiejaar begint op 1 november en eindigt op 31 oktober (om de winterperiode niet op te splitsen).
• De maatregelen die door de regering werden genomen, met name de invoering van een CRM, zijn gerechtvaardigd gezien de risico's voor de bevoorradingszekerheid van elektriciteit in de komende jaren. Deze maatregelen zullen voorkomen dat deze risico's werkelijkheid worden.

ACER heeft op 2 mei 2024 besloten het ERAA 2023 te valideren. Dit is de eerste editie van het ERAA die is gevalideerd door ACER, dat daarmee de aanzienlijke verbeteringen op het gebied van methodologie en hypothesen heeft erkend. De robuustheid van de ENTSO-E-studie is voor ACER aanzienlijk toegenomen en rechtvaardigt daarom de goedkeuring ervan.

Niettemin heeft ACER punten geïdentificeerd die voor verbetering vatbaar zijn om ervoor te zorgen dat de volgende editie van het ERAA nog robuuster is.

Het eerste punt dat voor verbetering vatbaar is, is het versterken van de consistentie van het model door de iteratieve aanpak te gebruiken voor het modelleren van de investeringsbeslissingen in plaats van de methode voor kostenminimalisatie, die soms tot inconsistent gedrag leidt.

Daarnaast moet ook de modellering van de grensoverschrijdende handel worden verbeterd, waarbij de methode van het "flow-based model" wordt gebruikt om de risico's voor de bevoorradingszekerheid correct vast te stellen.

Ten slotte beveelt ACER aan ENTSO-E aan om de marktregels (bijvoorbeeld de maximumprijzen) en de risicoaversie van de investeerders beter weer te geven door een grotere transparantie van de parameters en een frequente herziening van deze parameters te hanteren. 

De resultaten van het ERAA 2024 worden in november 2024 gepubliceerd. 

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.