Verkiezingen 2014 - Energie: load management als deel van de oplossing

Het verschuiven van de piekvraag is goedkoper dan het bouwen van piekcentrales die weinig gebruikt worden. Mits de juiste incentives – een upfront investeringsvergoeding en een vergoeding per prestaties – kan load shifting een kostenefficiënt deel van de oplossing uitmaken.

Wensen we de security of supply in de periode tot 2030 te vrijwaren, dan moet op relatief korte termijn een nieuwe productiecapaciteit opgebouwd worden die gelijk is aan de huidige piekvraag. Bij de huidige marktomstandigheden zijn spontane investeringen in de eerstkomende jaren echter niet waarschijnlijk. En zelfs wanneer de elektriciteitsprijzen zouden stijgen vanaf pakweg 2017, dan zal de private investeringsbereidheid vooral afhangen van de prijsverwachtingen voor de periode na 2017.

Vertrekkende van de verwachtingen kunnen we vier beleidsopties weerhouden;

1. Incentives om nieuwe capaciteit te installeren die altijd beschikbaar is (fossiel, biomassa en waterkracht);
2. Incentives om oude capaciteit beschikbaar te houden;
3. Incentives om de piekvraag te verschuiven (demand-side management);
4. De uitbouw van een grootschalig opslagsysteem met twee functies, namelijk de oplag van variabele productie op momenten met een lage vraag en het bieden van capaciteit op momenten met een zeer hoge piekvraag (waardoor dure piekcentrales vermeden kunnen worden).

Daarnaast zijn er flankerende maatregelen zoals de expansie van de interconnectiecapaciteit of algemene programma’s om de vraag naar energie te verminderen. Een lagere vraag naar energie kan leiden tot een lagere piekvraag – met een positieve impact in termen van security of supply - maar dit is niet gegarandeerd.

Het gehanteerde beleidskader moet flexibel zijn omdat nieuwe marktomstandigheden een impact kunnen hebben op de bereidheid tot investeren. Bij fors hogere elektriciteitsprijzen in 2020 zijn andere incentives nodig dan bij de marktprijzen die verder dalen tot bijvoorbeeld € 30 per MWh in de periode 2015-2020. Voorts is het natuurlijk relatief goedkoop om oude, afgeschreven centrales langer open te houden in de hoop dat de markt herstelt zodat terug geïnvesteerd kan worden nieuwe centrales. De levensduur van oude en relatief inefficiënte centrales kan niet onbeperkt verlengd worden en wie wil investeren in nieuwe centrales zal wellicht de garantie willen krijgen dat de oude centrales niet nog langer operationeel blijven. Indien de markt echter aarzelend herstelt, dreigt de ondersteuning van oude centrales de business case voor nieuwe centrales eerder te compliceren waardoor de oude centrales net langer dan voorzien ondersteund moeten worden.

De meest goedkope oplossing lijkt in theorie het bespelen van de vraag zodat de piekvraag afgevlakt wordt. Hierdoor kunnen net investeringen in zeer dure piekcentrales met weinig operationele uren vermeden worden. Zeker in regio’s met een belangrijke energie-intensieve industrie is er een interessante capaciteit om de vraag naar energie te verplaatsen. Hoe meer gelijkaardige industriële processen gebruikt worden, hoe groter dit potentieel. Uit een studie van Agora Energiewende voor Zuid-Duitsland blijkt dat de industriële vraag naar elektricteit met ongeveer 1 200 MW zou kunnen verschoven worden gedurende 30 minuten en met ongeveer 850 MW gedurende één tot twee uur. Deze analyse is uitgevoerd voor Bayern en Baden-Würtemberg met samen een piekvraag van ongeveer 14 000 MW. In deze twee industriële regio’s vertegenwoordigt de industriële vraag naar elektriciteit ongeveer 60% van de totale vraag. Uit deze Duitse studie blijkt ook dat warmtepompen en opslagsysteem voor warmte tijdens de nacht op zich ook over een aantrekkelijk potentieel tot het verschuiven van de vraag beschikken – tot 3 000 MW op bepaalde momenten tijdens een referentiedag met een gemiddelde buitentemperatuur van 0°C – maar dat deze capaciteit niet altijd beschikbaar is. Op bepaalde momenten is er helemaal geen capaciteit beschikbaar om de vraag naar elektriciteit te verschuiven. 

Enkele grote Duitse industriebedrijven hebben al eigen load management programma’s om hun piekvraag – tegen hoge prijzen – te kunnen beheersen. Een klein aantal industriebedrijven participeert vandaag al actief in balanceer- en reservemarkten. Uit de studie van Agora Energiewende blijkt dat dit aanzienlijke upfront investeringskosten met zich meebrengt en alleen interessant wordt wanneer de participerende bedrijven hun elektriciteitskosten kunnen verminderen met minimaal 5%. De Duitse regering ondersteunt deze en potentieel geïnteresseerde bedrijven al financieel maar de huidige steunmechanismen worden aanzien als ontoereikend. Er is dus zeker een potentieel om de vraag naar elektriciteit te verschuiven maar het benutten van dit potentieel is andermaal afhankelijk van het juiste beleidskader. Door de unbundling is de rol van elke economische agent bovendien beperkt waardoor de systeembaten van load shifting niet verzilverd kunnen worden door de grote bedrijven. De door de overheid geboden incentives zouden deze systeembaten wel in rekening moeten brengen.

Vertrekkende van de analyse van Agora Energiewende kunnen we veronderstellen dat ook in België een aanzienlijk theoretisch potentieel inzake load management bestaat. Het benutten van dit potentieel zal een prijs hebben maar deze factuur dient vergeleken te worden met duurdere alternatieven zoals het bouwen van piekcentrales die zeer weinig gebruikt worden. Het beschikbare potentieel is wellicht niet zo groot dat het de marktkansen van nieuwe capaciteit ingrijpend zal beïnvloeden. Zelfs bij een zeer succesvolle load shifting blijft de reservemarge voor ons land zo problematisch dat investeringen in nieuwe capaciteit noodzakelijk blijven. Load shifting is een belangrijk, wellicht kostenefficiënt maar beperkt deel van de oplossing. Zonder de juiste incentives wachten de bedrijven echter vooral af. Een combinatie van een upfront subsidie en een vergoeding voor geleverde diensten is wellicht het meest effectief.

Lees het volledige energiedossier van Itinera's verkiezingsreeks hier