Met de vele projecten die op stapel staan mag er zeker kapitaal bij komen. Met de investeringen van de afgelopen jaren is er ondertussen een goede balans tussen investeringen (activa) en kapitaal (inbreng). Waar nodig zullen we bijkomend een lening nemen. Die kan op enkele jaren ingevuld worden met kapitaal van burgers.

Het grootste deel van de coöperanten heeft slechts één aandeel. Daar is dus zeker nog mogelijkheid dat coöperanten bijkopen. Daarnaast blijven er ook nieuwe coöperanten toetreden. Het zou mooi zijn als elke coöperant één nieuwe coöperant aanbrengt.

Voor SeaCoop zal er een gezamenlijke campagne gevoerd worden. Ecopower denkt op dit moment niet aan crowdlending omdat de inbreng vrij goed loopt. Mochten er nog (veel) bijkomende projecten komen, zal er ook campagne gevoerd worden. Misschien komen andere manier van funding dan in beeld?

Dat is op dit moment niet onze intentie. Er zijn wettelijke beperkingen op het uitschrijven van leningen en de opvolging op korte termijn is intensief. Een aandeel kopen is nog steeds de beste manier om te investeren in nieuwe Ecopower-projecten.

Het gaat over een deel van de zichtrekening die op een termijnrekening staat. Doel is  om een hogere interest te krijgen. Dit zijn geen risicobeleggingen.

Als er subsidies toegekend worden voor installaties die afgeschreven worden (over verschillende jaren in schijven in kosten genomen), dan zullen die subsidies over dezelfde periode in opbrengst genomen worden. Dat komt op de rubriek 75.

Er is inderdaad voldoende kapitaal beschikbaar om grote investeringen aan te gaan. Daar ligt ook de absolute prioriteit van Ecopower en het intussen 19-koppige projectteam. In 2022, 2023, 2024, 2025 en 2026 zien we weer voldoende hoge investeringen om de balans tussen inbreng en projecten in verhouding te krijgen.

Dit bestaat voor een klein deel uit licenties, het grootse deel zijn certificaten.

Ja, dat kan inderdaad. Al is ons eerste doel om burgers mee te laten investeren. We sloten in het verleden al wel eens leningen af en we sluiten dat niet uit voor de toekomst. Dat is in eerste fase om gespreide instroom van kapitaal te kunnen faciliteren. 

We zijn sterk in het ondersteunen van coöperanten. We kunnen goede afbetalingsplannen afspreken. Daar is geen fonds voor nodig.

Volgende stappen zijn minder eenvoudig. Een systeem moet op lange termijn haalbaar zijn en fair ten opzichte van alle coöperanten. Samen met andere coöperaties onderzoeken we mogelijkheden. Een fonds kan hiervoor een optie zijn.

Op dit moment kunnen er maximaal 20 aandelen gekocht worden door coöperanten en maximaal 5 miljoen euro per jaar. 

Als er echt heel grote projecten aan komen, zoals wind op zee, zal een campagne opgezet moeten worden. Het zou kunnen dat het maximum aantal aandelen per persoon dan verhoogd wordt. Dat is een beslissing van het bestuursorgaan. 

Tot op heden is de instroom van kapitaal voldoende om de investeringen te financieren. Soms wordt een lening afgesloten op een relatief korte termijn van enkele jaren. Op die manier kan de natuurlijke instroom behouden blijven. Een andere keuze zou zijn om bij elke investering een oproep te doen en op andere momenten geen aandeelhouders toe te laten - of maximaal 1 aandeel. Het is dus een keuze. Voorlopig behouden we de natuurlijke instroom. Als er grotere projecten aan komen kan een campagne opgezet worden voor extra inbreng.

Obligaties is mogelijk, maar tot op heden geen optie. 

Het is de tweede keer op rij (over 2021 en 2022) dat de extreme marktomstandigheden voor energie een rol spelen. En bovendien twee jaren met weinig wind. Uiteindelijk moeten we tevreden zijn dat we het jaar positief afsluiten, ondanks de bijzonder moeilijke marktomstandigheden. We moeten niet beschaamd zijn dat de mindere inkomsten ten voordele van de klanten zijn geweest. Het had slechter kunnen lopen. 

Bovendien blijkt het een goede keuze om de winst van de installaties naar de klanten te laten gaan. Mochten we ervoor gekozen hebben om de winst naar de coöperant te laten gaan, zouden we nooit kunnen bewijzen dat er geen overwinsten waren. 

In 2023 bestaat er ook nog de overwinstbelasting. Tegelijk is de toekenning van groenestroomcertificaten gedecimeerd. Ondertussen zijn de marktprijzen gedaald en zijn er eind vorig jaar aankoopcontracten afgesloten aan hogere prijzen. De grote winsten zullen er dus niet zijn in 2023. 

In ons investeringsbeleid hebben we wel aandacht voor het evenwicht tussen voordelen voor klanten en voordelen voor coöperanten.

Het resultaat in 2022 was er ongeveer 1 miljoen euro winst. Daarvan de helft uitkeren was niet verstandig. Het zou heel veel werk zijn voor weinig uitkering. Bovendien zijn de bedragen dan zo klein dat voor veel mensen de roerende voorheffing niet gerecupereerd kan worden. Dan was het verstandiger om met het resultaat in 2022 de reserve aan te vullen en met het resultaat in 2023 een groter deel uit te keren. Er moet jaar na jaar een goed evenwicht gezocht worden tussen reserve opbouwen en opbrengst uitkeren. Na twee jaar geen uitkering is een wat hogere uitkering zeker te verantwoorden.

De uitkering van dividend staat de investering van projecten niet in de weg. We gaan dus geen project minder doen omdat we dividend uitkeren. 

Uitkeren van dividend zorgt voor een evenwicht tussen voordeel voor klanten en voordeel voor coöperanten. Hiermee worden klanten die voor meer dan één aandeel instappen niet afgestraft.

Dat is voor het overgrote deel een voorziening voor geld dat we moeten ontvangen uit marktprocessen, waar er nog procedures lopen. We hopen dit toch nog te ontvangen. Een beperkt deel is voor onbetaalde facturen. Ook hier hopen we nog een deel te ontvangen. Een ander deel is verloren omwille van faillissementen van professionele klanten. 

Dit is de verwerking van het verlies in 2024.

Nee. Een deel van de deelnames is om de bedrijven te ondersteunen (studendencoöperatie Core 5000 euro; datacoöperatie EnergieID 6500 euro; telecomcoöperatie Neibo 100 euro). De investering in Warmte Verzilverd is de grootste investering (510.025 euro), hier zou in de komende jaren wel return uit moeten komen. Er is een investering in de coöperatie Mecise (50.000 euro). Die zou een rol moeten spelen als financieringsvehikel voor grotere coöperatieve investeringen. Er is een perspectief dat dit in de komende jaren echt gaat werken. Er zal dan meer geïnvesteerd worden en er zal ook een return komen. Er is ook een grotere investering in SeaCoop (4.200.000 euro), waar met 33 andere hernieuwbare-energiecoöperaties gewerkt wordt aan een investering in wind op zee. Pas als de investeringen daar over een jaar lopen zal er ook een return komen.

In 2018 was er een verlies van 1,25 miljoen euro en in 2021 was er een verlies van 4,1 miljoen euro. Alle andere jaren heeft Ecopower winst geboekt.

We investeren in rendabele projecten en de kosten gaan niet evenredig omhoog. Zo moeten extra projecten net een betere situatie creëren. De grote afhankelijkheid van de soms wispelturige marktprijzen van elektriciteit is het grootste risico. Over meerdere jaren gezien moet het resultaat toch positief zijn.

Elk jaar zijn er heel wat voorzieningen in de jaarrekening. Bijvoorbeeld: klanten betalen voorschotten, maar krijgen pas een afrekening na het einde van het jaar. Met een voorziening wordt dit zo goed mogelijk in het resultaat van het jaar voorzien. Of eenvoudiger: we moeten in 2025 certificaten inleveren voor 2024, dan wordt dit voorzien. Omgekeerd zijn er betalingen in 2024 die betrekking hebben op 2025. Dat wordt dan via een voorziening toegewezen aan 2025.
Specifiek voor 2024 is er in 2023 een voorziening genomen voor het ontslag van het personeel van de pelletfabriek in Ham. Die kost komt in 2024 en tegelijk wordt de voorziening teruggedraaid, waardoor het neutraal is in 2024. Er was ook een belangrijke kost van marktprocessen waarover betwisting was. Daar is in 2023 een voorziening voor genomen. In 2024 is dat uitgeklaard.

Er lopen heel wat vergunningsdossiers. Op onze projectpagina vindt u alle informatie over lopende projecten en hun status. Er zijn ook projecten die nog te pril zijn om over te communiceren, omdat er anders kapers op de kust komen. Dat is niet zoals we het zouden willen. Liever betrekken we de bevolking van in het begin, maar nu moeten we noodgedwongen naar de mensen met een project dat al verregaand vorm heeft. (Zie beroepsprocedures)

Jammer genoeg krijgt bijna elke vergunningsaanvraag voor windturbines te maken met een beroepsprocedure.

Er is een beweging die zich organiseert, van mensen die tegen windprojecten zijn. Dat is zowel in Vlaanderen als in andere landen.

Ons model waarbij de buurt eigenaar wordt van de windturbine zorgt ook voor ondersteuning van de projecten.   

In het ideale geval wordt de communicatie goed op voorhand georganiseerd. Eeklo is een droomvoorbeeld. Hier hebben we geen beroepsprocedures gekend. Die ideale communicatie kan niet meer omdat andere projectontwikkelaars dan gronden in de buurt onder contract brengen en het project overnemen.

Een verbetering is wel dat er nu één omgevingsvergunning moet worden aangevraagd, in plaats van een milieu- én een bouwvergunning. De procedure is steeds zwaarder geworden, de prijs voor het ontwikkelen van een project wordt steeds hoger.

Voor elk windturbineproject worden grondige studies gedaan. De milieu-impact zit daar bij. Het zijn die grondige studies die bepalen of bomen kappen te verantwoorden is of niet.

Als het om een kwetsbare zone gaat, zal compensatie moeilijker te realiseren zijn - en een windproject dus niet mogelijk. Voor een project op industrieterrein is de kans op een positieve beoordeling – dat het kappen van bomen met compensatie te verantwoorden is – eerder groot. Het zijn ook geen hectaren bos die gekapt worden, maar eerder kleinere plekken. Soms kan een open ruimte in een bos kappen, tot een ecologische meerwaarde leiden. In elk geval moet elke gekapte boom gecompenseerd worden op een andere locatie.

Er gaan altijd zeer uitgebreide studies over de impact op omgeving en natuur vooraf. We bundelende heel veel informatie hierover in ons winddossier.

Nee dat mag niet.

We werken vaak heel goed samen met organisaties zoals Natuurpunt in de context van windprojecten. Dit neemt niet weg dat we bij sommige windprojecten ook tegenkanting krijgen van natuurorganisaties die bezorgd zijn over de impact ervan. We proberen altijd in gesprek te gaan om samen te bekijken wat mogelijk is.

We hebben momenteel 15 MW aan zonnepanelen. Dat is een derde van de investering in windturbines en het is dus zeker geen kleine investering. We investeren als er voldoende rendabiliteit is. Voor de komende jaren staan er zeker nog heel wat investeringen in zonnepanelen op stapel.

In principe hebben windturbines een levensduur van 20 jaar. Ook de vergunningen waren vroeger voor 20 jaar. Sommige windturbines zullen mogelijk vroeger vervangen worden door grotere installaties, andere krijgen een verlenging van de vergunning en kunnen nog een aantal jaren extra draaien – zolang ze technisch in orde zijn.

Er zijn turbines afgebroken in Eeklo. Eén turbine is heropgebouwd in Litouwen. De locatie waar deze turbine stond is niet meer mogelijk omdat er andere - grotere - turbines in de buurt staan die de gebruiksruimte opvullen (lees er mag niet meer geluid geproduceerd worden). De twee andere turbines waren defect en zijn deels gebruikt als wisselstukken en deels gerecycleerd. De wieken zijn het moeilijkste. Die zijn gebruikt als brandstof. Nieuwe turbines zijn steeds volledigere recycleerbaar. Voor de huidige turbines is er betaald aan Ecopower voor de afbraak. Wij ontwikkelen op de twee plaatsen een nieuw project met nieuwe turbines. De vergunningen zijn verlengd.

Ja. Er is in 2025 - samen met zowat alle hernieuwbare-energiecoöperaties in België - geïnvesteerd in een deel van een bestaand windpark op zee. We werken ook mee in een consortium om deel te nemen aan de aanbesteding voor het bouwen van windturbines op de Prinses Elisabethzone op zee.

Ja, windmolens op zee zijn duur. Steeds meer worden er extreem grote windturbines gezet en er is ook veel wind op zee. Zo is de investering per geproduceerde kWh steeds gunstiger geworden. Dat maakt dat het zeker de moeite is om hier in te investeren. 

Het idee om nabij een wijk een kleinere buurtwindturbines te zetten, valt niet uit te sluiten, maar is bijzonder moeilijk. Vooral meer in het binnenland is het moeilijk, omdat er weinig wind is. Ook daar zal er rekening moeten gehouden worden met geluid en schaduw. Zo een project vergt wellicht even veel tijdsinvestering als een grotere windturbine. De eerste mogelijkheden zijn wellicht op plaatsen waar er veel verbruik is, bv. dicht bij een landbouwbedrijf.

Elk vergunbaar en rendabel windproject willen wij graag onderzoeken. In de praktijk is de ontwikkeling van verticale-as-turbines (waaronder spiraalturbines) trager dan de bekendere horizontale-as-turbines. De vermogens zijn op dit moment dikwijls kleiner en het rendement lager.

Er zijn zeker nog veel mogelijkheden. Tegelijk zijn er ook veel moeilijkheden om aan een vergunning te geraken. En is de rendabiliteit van windenergie ook steeds lager. Voor nieuwe projecten zijn er geen groenestroomcertificaten meer. Er is ook geen ander systeem dat de rendabiliteit garandeert bij lage marktprijzen voor elektriciteit.

In elk geval is het gunstig om te investeren in energieproductie op verschillende locaties. De decentrale productie is de beste verdediging. Er zijn ook overheidsinitiatieven om energieproductie te bewaken.

Graag in België, al willen we die goede ideeën in het buitenland wel horen. Binnen onze strategieoefening is bepaald dat buitenlandse projecten mogelijk zijn wanneer het over grote projecten gaat. Die kunnen we idealiter samen met een lokale coöperatie realiseren.

Het is zeer uitzonderlijk dat zoiets gebeurt. In dat geval gaan de beelden de wereld rond. De voorgeschiedenis wordt er meestal niet bij verteld - was die turbine wel goed onderhouden? Ecopower heeft in elk geval geen ervaring in die richting. We werken met een volledig onderhoudscontract met permanente monitoring om alle risico’s uit te sluiten.

Voorlopig werken we samen met een aantal Europese windturbinefabrikanten (Vestas, Enercon, Siemens-Gamesa). Buiten Europa kijken wanneer dat nodig blijkt sluiten we niet uit. Wel zullen we steeds letten op goede kwaliteit, veiligheidsgaranties en een goed onderhoud. We gaan dus niet automatisch voor de goedkoopste aanbieder.

De turbine is grondig onderzocht bij overname en is in goede staat. De turbine is iets later gebouwd dan onze eerste turbines op het industrieterrein in Eeklo. Ze is technisch net iets beter. Er is een volledig onderhoudscontract op. We gaan ervan uit dat ze nog vijf jaar meegaat.

Omdat we de elektriciteitsprijzen van de toekomst niet kunnen voorspellen is er een groot risico verbonden aan nieuwe projecten. We verwachten dat een volgend kabinet energie een oplossing zal uitwerken om nog verdere investeringen in hernieuwbare energie mogelijk te maken.

Elke investering is een risico. De huidige investering is in een bestaand windpark op zee, waarvan de deugdelijkheid bewezen is en de risico’s gekend. We denken dat deze investering mooi aansluit bij wat Ecopower wil doen en het geeft een betere spreiding van de risico’s. Deze investering is niet dominant. Lees hier over 'Onze Energie'.

We investeren liefst in projecten waar de elektriciteit kan gebruikt worden voor de coöperanten. Daarnaast investeren we ook in projecten die de energievoorziening groener maken en waar we de elektriciteit niet zelf ter beschikking hebben. Dat geeft een andere zekerheid voor Ecopower – een prijs over 20 jaar – en is dus goed voor de spreiding van de risico’s. Als dat dan bovendien bij een maatschappelijk nuttig bedrijf kan, zoals WaterLink, is dat toch wel mooi.

Als het mogelijk is willen we zeker bij andere maatschappelijk relevante energie-afnemers investeren. Zo zetten we zonnepanelen op heel wat gemeentelijke gebouwen en op woon-zorgcentra. Met de stad Genk willen we twee windturbines bouwen.
Daarnaast sluiten we ook andere mogelijkheden om de energievoorziening groener te maken niet uit.

Ja, zolang we rendabele projecten kunnen ontwikkelen. We maken altijd een grondige analyse of een project rendabel is, rekening houdend met de investering en de opbrengsten, waaronder voor een belangrijk deel het verbruik ter plaatse. In 2023 investeerden we in 1,5 MWp. Voor 2024 zullen we dit overtreffen. 

Er zijn een aantal openbare aanbestedingen geweest voor het plaatsen van zonnepanelen op openbare gebouwen. De belangrijkste zijn de aanbestedingen van het Vlaams Energiebedrijf (VEB) per provincie.

Coöperanten kunnen hun gemeentebestuur vragen om zonnepanelen te plaatsen via de procedure van het VEB.

Zonnepanelen hebben steeds een gunstige regeling gehad. Eerst met groenestroomcertificaten en terugdraaiende meter. Daarna is telkens een stukje van het grote voordeel weggenomen om meer naar een transparante marktsituatie te komen: minder tot geen certificaten, een correctie op de terugdraaiende meter tot digitale meter die afzonderlijk injectie meet. Bij Ecopower hebben we zo veel mogelijk het voordeel van de zonnepanelen laten bestaan. Dat we geen abonnementsgeld vragen is impliciet voordelig voor mensen met zonnepanelen.

Ondertussen zijn zonnepanelen zo goedkoop geworden dat het kan zonder al de extra voordelen.

Het afraden van een te grote installatie is om financiële redenen. Hoe meer de zonnestroom lokaal verbruikt wordt, hoe gunstiger het financiële plaatje.

Vanaf 2021 kan een particulier een vergoeding krijgen voor de extra elektriciteit die op het net gezet wordt, het stuk dat meer is dan zijn eigen verbruik. Op dit moment is die vergoeding laag en het ziet er niet meteen naar uit dat die weer de hoogte in gaat. Dat komt omdat het net niet klaar is om de vele bijkomende zonnestroom op te vangen. Grote verbruikers (bedrijven) moeten actief inspelen op de momenten met veel zonneproductie. 

Wie nu een zonne-installatie zet doet dat best samen en aangepast aan een verbruiker die inspeelt op deze productie. Bv. een warmtepompboiler die 's middags opwarmt (op het moment dat er de productiepiek valt als er zon is) of een lucht-lucht-warmtepomp (airco) die werkt als er zon is.

We zijn wel enthousiast over die technologie, maar zien geen model waarbij Ecopower als coöperatie daarin kan investeren. De technologie en de prijs voor zonnepanelen die elektriciteit opwekken is veel sterker geëvolueerd dan die voor zonneboilers.

Het is aan de overheid om daarvoor mogelijkheden te creëren. Op termijn zijn mogelijk ook andere technieken, op basis van dunne film, een optie voor deze huizen. Ze veranderen niets aan het uiterlijk van het huis.

Die verhouding verandert steeds omdat mensen zonnepanelen plaatsen en er nieuwe klanten bij komen. Ongeveer 60% van de klanten van Ecopower heeft zonnepanelen. Ruim de helft daarvan heeft ook een digitale meter. Bijna 20% van de mensen met zonnepanelen zit dicht bij een netto-nulverbruik per jaar (mocht een terugdraaiende meter nog bestaan).

Als je een digitale meter hebt, dan verkoop je de injectie aan Ecopower en zo kan dit bij uw moeder geleverd worden. Wat u krijgt van uw injectie is wat uw moeder betaalt voor de afname (buiten distributiekosten, heffingen en andere kosten). Er is ook een systeem van de netbeheerder voor zonnedelen. Dat geeft geen meerwaarde tegenover de manier van werken die Ecopower nu volgt. Bovendien moeten beide partijen dan ook kiezen voor een kwartiergelezen meter.

Nee. We hebben de kennis in huis, maar die dient voor de controle en het onderhoud van installaties. Nieuwe investeringen en groter onderhoud worden uitbesteed op basis van prijsvergelijking van offertes.

Onze houding tot op heden is dat we geen landbouwgrond gebruiken voor zonnepanelen. Financieel is dat ook niet evident omdat de parken dikwijls niet bij de verbruiker maar eerder afgelegen liggen. Bovendien is er meer onderhoud nodig (gras maaien). We gaan wel investeren in een installatie op een berm en op een luifel boven een parking.

Commercieel zijn die niet beschikbaar. Vermits er straks heel wat lokaal onevenwicht kan zijn door hoge productie met zonnepanelen en hoog verbruik met warmtepompen en elektrische wagens, is een lokale opslag geen fout idee. Of waterstof op kleine schaal de oplossing wordt is nog niet zeker. Verschillende studies geven aan van niet.

Als het om grote installaties gaat, dan bekijken we dat zeker. Denk aan 250 kWp of meer.

In een strategische oefening heeft Ecopower prioriteiten gezet. Daarbij wordt gekozen voor grotere installaties - het moet vooruit gaan met de investeringen. Individuele installaties zitten niet bij de prioriteiten. Bovendien kan Ecopower geen grote meerwaarde betekenen. De installaties zijn heel betaalbaar en er zijn renteloze leningen. Er zijn wel andere hernieuwbare-energiecoöperaties die specifieke begeleiding voorzien voor mensen die zonnepanelen willen plaatsen.

We onderzoeken dit zeker. Momenteel zijn de kosten voor zonnepanelen op een carport het dubbele van zonnepanelen op een dak. Om zo’n project rendabel te krijgen is het nodig dat alle opgewekte energie ter plaatse afgenomen wordt.

Extra zonnepanelen – in het algemeen – zorgen voor een extra middagpiek. Op dit moment is dit ongunstig voor de markt, maar op termijn kan het voordelig zijn als de markt zich aanpast.

Het voordeel van plug-in zonnepanelen is de lage instapdrempel, waardoor het ook vlotter mogelijk is op huurwoningen. Ecopower overweegt het gebruik in een project gericht op sociale huurders.

Het nadeel is dat de vele vereisten voor gewone installaties plots niet meer van toepassing zijn. Zorgt de koper wel voor een degelijke installatie? Er is ook geen aanmelding nodig bij de netbeheerder. Zonder aanmelding kan er geen vergoeding komen voor injectie. Dat kan klachten geven.

In Duitsland zijn er al meer dan 300.000 van dit soort installaties. We kunnen daar belangrijke lessen uit trekken. Een eerste is alvast dat er in Duitsland veel installaties van slechte kwaliteit verkocht zijn. Let dus op met een aankoop.

Ecopower investeert in twee warmtenetten. Het is een eerste stap. We kunnen daar uit leren en de bedoeling is dat er vervolg op komt. Uiteraard moeten de investeringen rendabel zijn en maatschappelijk nuttig. Zowel het project in Eeklo als dat in Mortsel maakt gebruik van restwarmte die anders in de omgeving terecht komt. Daarnaast zijn er nog veel mogelijkheden. Zo werken bouwen we in een Europees project een warmtenet op basis van warmte uit water (Aquathermie), https://www.ecopower.be/over-ecopower/onderzoek-ontwikkeling/aquacom. We zullen moeten kiezen waar we onze tijd in kunnen steken.

Wij volgen geboeid wat het Vito doet met diepe geothermie: ze willen daar aardwarmte nuttig gebruiken en er elektriciteit mee maken. Zoals verwacht loopt dat niet van een leien dakje. Er zijn al aardbevingen geweest en een vergeefse boring naar warm water kost al snel miljoenen euro’s. Er is al een terloops contact geweest over investeren, maar Vito is eerst zijn project aan het uitwerken.

Agfa garandeert een warmtelevering en afname gedurende zeven jaar, dat is ook de tijd voor de terugbetaling van de hoofdinvestering in de buizen. Stel dat Agfa stopt na zeven jaar, zijn er andere technologieën om warmte te leveren en kan het warmtenet verder op een lagere capaciteit. Meer informatie hierover vindt u op www.warmteverzilverd.be.

Het is een project rond duurzame warmte waarvoor Ecopower Europese subsidies ontvangt. We onderzoeken in drie pilootsites in welke mate er rendabele projecten ontwikkeld kunnen worden. We hopen natuurlijk dat hier rendabele projecten inzitten die we vervolgens kunnen doortrekken naar andere locaties. De investeringen zijn beperkt en bovendien deels afgedekt door subsidies.

We hebben drie kleine waterkrachtcentrales. Er zijn geen nieuwe projecten op komst. Het potentieel van waterkracht is niet zo groot in Vlaanderen: meestal zo’n 5 tot 10 kW per site. Voor waterkracht zijn er standaard ook geen groenestroomcertificaten (meer). Alleen als de elektriciteit maximaal ter plaatse wordt gebruikt, kan het rendabel zijn. We zien dus weinig mogelijkheden maar blijven geïnteresseerd.

Vroeger hebben we ooit een project uitgewerkt voor een getijdenturbine op de Schelde. Het is er uiteindelijk niet van gekomen en misschien maar gelukkig ook, want dit is geen evidentie door technische moeilijkheden. Door het wisselende waterpeil van voor- en achterwater is de productie beperkt in tijd. Het water van de Schelde is bovendien geen flessenwater. Er zitten wieren en ander materie in en er is veel slib.

We werken nu wel mee aan een project met energie uit water: https://www.ecopower.be/over-ecopower/onderzoek-ontwikkeling/offshore-for-sure.

Er is exponentieel veel zonnestroom bijgekomen op het elektriciteitsnet. Er is ook veel bijgekomen bij klanten van Ecopower. Dat maakt dat telkens er zonneproductie is, de prijs van elektriciteit op het net zakt.
Al die zonnestroom moet door de leveranciers de dag voordien voorspeld worden. De kost om dat niet perfect juist te doen is enorm gestegen. Dat komt omdat iedereen zich baseert op dezelfde gegevens, zoals de weersvoorspelling en dus tegelijk dezelfde fout maakt. Het zijn vooral die kosten die ons in 2024 een negatief resultaat hebben opgeleverd.

Als we de gedaalde prijs voor zonnestroom én de gestegen kosten in rekening brengen, daalt de injectievergoeding dus drastisch.
Ook andere leveranciers zullen in de praktijk naar die prijzen gaan. Leveranciers met een flexibele injectievergoeding zitten in de praktijk nu aan nul euro per kWh.

Het klopt dat het capaciteitstarief geen rekening houdt met het tijdstip van verbruik. Er wordt effectief gewerkt aan systemen om dit tarief slimmer te maken. Toch moet men opletten om het ook niet te complex te maken. Veel mensen zijn al afgehaakt bij het concept van het capaciteitstarief zelf. We denken dat men er weer een logisch en eenvoudig verhaal van moet maken voor mensen, dat tegelijk deze opportuniteiten benut.

Op dit moment is dit geldig voor zonnestroom. De meeste projecten hebben een belangrijk deel consumptie onder het dak. Daarmee zijn die projecten toch interessant.
Voor wind is dit nog niet zo uitdrukkelijk. Er is ook minder logica hiervoor omdat net op koude, winderige, donkere dagen er veel windstroom is. Er komt natuurlijk nog veel windstroom bij. Ook voor windstroom wordt deels met contracten met bedrijven over lange termijn gewerkt om de projecten veilig te stellen.

Het capaciteitstarief is er sinds 1 januari 2023. Met dit systeem wordt ongeveer de helft van de distributiekost aangerekend als een vaste kost. Dat is gebaseerd op het maximale piekverbruik over een kwartier. Het is het gemiddelde van de maandpieken van de afgelopen 12 maanden. Het systeem speelt in op grotere verbruiken van bijvoorbeeld elektrische wagens of warmtepompen. Als die rekening houden met het piekverbruik zullen ze minder betalen. Houden ze er geen rekening mee, dan zullen ze meer betalen. Voor anderen zou het niet heel veel verschil mogen maken. Al moeten we wel aangeven dat kleine verbruikers met dit systeem iets meer gaan betalen. Op termijn zou het wel goed moeten komen omdat het de bedoeling is dat met het capaciteitstarief de kosten van de distributienetbeheerders onder controle blijven of omlaag kunnen. 

Tegelijk met de invoering van het capaciteitstarief zal bij de netbeheerders ook het verschil in kost tussen dag en nacht verdwijnen. Daarmee zal Ecopower voor het eerst een volledig gelijkaardige prijsopbouw hebben als alle andere leveranciers. We kiezen er voor om ook de voorstelling - de opdeling - weer te geven zoals dat bij de Vlaamse Nutsregulator gebeurt. 

De elektriciteit die over is, wordt verkocht aan de markt. Enkel uitzonderlijk zijn er negatieve prijzen. Op die momenten kunnen de grootste productie-installaties afgezet worden of gecurtaild. Dat prijzen zakken op het moment dat er veel productie is van hernieuwbare energie, is een risico voor Ecopower.

Het prosumententarief is een deel van de netvergoeding en is door alle leveranciers op dezelfde manier aan te rekenen. Het is een forfaitair bedrag op basis van het vermogen van de omvormer. Het is de distributiekost van elektriciteit die met de terugdraaiende meter op het net is gezet en daarna er weer af gehaald. Wie het prosumententarief niet meer wil, kan overschakelen naar de terugleververgoeding met een digitale meter. In dat systeem wordt alle elektriciteit gemeten die op het net wordt gezet en alle elektriciteit die van het net wordt gehaald. Je betaalt dan de reële distributiekosten en niet het forfaitaire bedrag.

We hebben maar een prijs en die is alleen voor coöperanten. Wie geen coöperant is, kan geen klant worden.

Enkel de elektriciteit met de installaties vanuit de investeringen van het kapitaal zijn hier meegerekend. Wat u bij u thuis hebt geïnvesteerd, telt hier niet in mee. Ook kleine installaties met zonnepanelen (kleiner dan 10 kWp) zijn niet meegeteld en ook het lokale verbruik bij onze installaties is niet meegerekend. Dat zal steeds belangrijker worden en wordt dus best ook meegerekend in de toekomst.

Er komen op dit moment geen distributiekosten bij; bij geen enkele leverancier. Als die worden ingevoerd door de distributienetbeheerder, zullen we die kosten ook moeten doorrekenen. Voorlopig gaan we ervan uit dat dit niet gebeurt.

Onze prijs is voor de helft gebaseerd op de vergoeding die we nodig hebben voor onze productie-installaties en voor de andere helft gebaseerd op de marktprijs.

Daarnaast zijn er de kosten voor administratie, onevenwicht, profiel en alle externe kosten die worden doorgerekend (distributie, transport, accijnzen, groenestroomcertificaten, warmtekrachtcertificaten).

Het is de bedoeling om een goed evenwicht tussen klanten en coöperanten te hebben. Met de hoge marktprijzen en explosief gestegen kosten; bv. in 2022, zijn we tevreden dat we positief eindigen. De klanten hebben in 2021 en 2022 een zeer groot voordeel gehad. Hopelijk komen er nog vele jaren waarin ook de coöperanten weer een voordeel hebben en beloond worden voor hun ecologisch engagement.

Ecopower doet al sinds de start als elektriciteitsleverancier aan energiedelen. Sinds het afschaffen van de terugdraaiende meter voor de mensen met digitale meter wordt ook die injectie gekocht en geleverd aan andere coöperanten.

Er bestaat ook het energiedelen van de netbeheerder Fluvius. In bepaalde omstandigheden zou daar een financieel voordeel uit kunnen komen, maar dat is ten koste van andere klanten. Maatschappelijk zien we er geen voordeel in.

Als er op kwartierbasis meer elektriciteit verbruikt wordt door de klanten dan wordt er gekocht op de elektriciteitsmarkt. Die is niet benoemd en niet gekleurd. We leveren 100% groene stroom gebaseerd op de garanties van oorsprong die wij inleveren. Ze zijn een op een verbonden met de productie van de eigen installaties. 

Op momenten dat er op kwartierbasis meer injectie is op het net dan afname, verkopen wij die elektriciteit op het net. Ergens wordt er dan een klassieke centrale lager gezet, waardoor er bijvoorbeeld aardgas gespaard wordt. Op momenten van tekort zal die centrale meer verbruiken. Netto klopt het.

Er is op dit moment een dekking op kwartierbasis van ongeveer 75%. In eerste instantie gaat dit percentage dalen omdat de meting van afname (en injectie) van de klanten over gaat van theoretische profielen (eerst per jaar en later per maand opgenomen) naar meting op kwartierbasis. In het ideale geval kunnen we daarna dat dekkingspercentage weer verbeteren. Dat is slechts heel beperkt door meer productie-installaties toe te voegen. Het kan ook met opslagsystemen - als die al hiervoor ingezet worden. Inzetten op flexibiliteit is een andere piste. We onderzoeken die verschillende mogelijkheden.

Dat is altijd mogelijk. We zien in het verleden dat klanten zeer trouw bij Ecopower blijven, ook in jaren wanneer we net niet zo een gunstige prijs hebben. 

Sinds 2023 is er geen verschil meer tussen distributiekosten overdag en distributiekosten 's nachts. Daarmee is de prijsopbouw van Ecopower niet meer afwijkend van andere leveranciers. Een klant die een warmtepomp zet of een oplader voor een elektrische auto zal geen structurele reden hebben om naar een andere leverancier te gaan.

Ja. 

Ecopower heeft steeds een gunstig voorstel gehad voor mensen met terugdraaiende meter. Zo wordt er geen vaste vergoeding gevraagd. 

Sinds de nieuwe marktsystemen, met een andere communicatie tussen leverancier en netbeheerder, moet er op een andere manier achter de schermen gewerkt worden. Daarmee zijn een aantal kosten zichtbaar die vroeger niet zichtbaar waren. Sinds 2024 worden die kosten niet meer gecompenseerd via marktmechanismen en rekenen we die dan ook aan. Anders zouden de andere klanten die moeten betalen - dat zou dan weer niet fair zijn naar die klanten. Vanaf 2025 zal iedereen met zonnepanelen een digitale meter krijgen. 

Dat zou kunnen. Voorlopig blijven we open omdat er nog plaats is. We hopen dat we open kunnen blijven tot er weer extra productie bij komt. 
Tegelijk verminderen klanten hun verbruik - door energiezuinigere toestellen te kopen, door gedragsverandering of door zonnepanelen te plaatsen. Die geeft ook extra ruimte voor nieuwe klanten.

Op dit moment (algemene vergadering 2024) staan we open kan er dus direct ingestapt worden. Mochten we toch weer dicht moeten, dan werken we er heel hard aan om bijkomende productiecapaciteit te voorzien om nieuwe coöperanten steeds een plaats te geven.

Ja. De berekening is hetzelfde. In het eerste geval krijg je de reële factuur van de maand, in het tweede geval betaal je een vast bedrag en na een jaar een afrekening die op dezelfde manier is berekend.

Er is geen automatisme naar incasso of afbetalingsplannen. Er wordt steeds met de klant een oplossing gezocht. Daarmee kan het langer duren voordat iemand in een afbetalingsplan komt. Er zijn dus minder mensen met een schuld, maar die schulden zijn relatief hoog - maar helemaal niet de hoogste in de statistieken.

Sinds 2025 kan dat. We nemen aansluitingen met een AMR-meter aan, binnen bepaalde randvoorwaarden.

Als beide partijen bij Ecopower zijn wordt alle injectie gedeeld met de andere klanten. Dat is dichter bij de gewenste situatie. Als het over leveranciers heen gaat kan enkel gedeeld worden bij gelijktijdig verbruik. Dat is dus beperkter. Financieel is er geen verschil. Het peer-to-peer delen via Fluvius levert geen technisch of maatschappelijk voordeel op. Wij proberen hiervoor de reële kosten dan ook zo goed mogelijk door te rekenen, zodat het niet ten koste van andere klanten is.

Voor productie van groene elektriciteit zijn er groenestroomcertificaten voor een bepaalde periode en met een banding factor gebaseerd op een minimaal gegarandeerd rendement. Op dit moment zijn bijna alle banding factoren nul - omwille van de energiecrisis met hoge prijzen; die in de methodiek gerekend worden alsof die blijven aanhouden. 

Voor de levering van elektriciteit moet een percentage aan groenestroomcertificaten ingeleverd worden (en ook warmtekrachtcertificaten). Ofwel heb je die van eigen productie - zoals Ecopower - ofwel koop je die aan van projecten die over hebben.

Vanaf 2026 zal dat zo zijn. Op dit moment nog niet. Er is enkel een maand- of jaaropname van uw verbruik. Tussenin wordt dat volgens een profiel verdeeld. Uw actie binnen het uur zal dus geen effect hebben. Uiteraard heeft het maatschappelijk wel een nut. En vanaf 2026 zal alle afname van klanten gebundeld aan Ecopower toegewezen, gebaseerd op reële kwartiergegevens vanuit de digitale meters. Op dat moment zal uw actie effectief resultaat hebben voor Ecopower.

Klanten kunnen ook overschakelen op een zogenaamd dynamisch tarief. Daarmee is het net heel belangrijk dat u de uurprijzen volgt. We adviseren dat dit automatisch gebeurd, bv. voor het opladen van een elektrische wagen. Anders zal het financieel mogelijk nadelig zijn.

Er zijn een heel aantal effecten. De kosten die terugdraaiende meters met zich meebrengen en waarvoor we het forfait terugdraaiende meters aanrekenen, vallen weg. Met het wegvallen van het terugdraai-effect, krijgt Ecopower apart de afname toegewezen en de injectie Dat zorgt in de regel voor meer afname en even veel meer injectie. Doordat digitale meters nu maandelijks automatisch worden opgemeten, valt er ook veel onzekerheid weg van meterstanden die soms jarenlang later binnen komen. Het capaciteitstarief wordt op de reële verbruikspieken gebaseerd - overigens mooi op te volgen in EnergieID. Er is voor de klant de mogelijkheid om naar dynamisch tarief over te gaan (en best gekoppeld aan een automatische sturing) - wat ook voor Ecopower een heel andere activiteit is (geen vast profiel meer, geen vaste prijs meer, minder risico). 

Nee. Het is op het moment van vastleggen onze beste inschatting van de kosten, gegeven de prijsscenario’s van dat moment. De kosten zijn moeilijk vooraf in te schatten, omdat hoge prijzen in de zomer de kosten verlagen en hoge prijzen in de winter de kosten verhogen. Omdat beide seizoenen dit jaar nog (deels) moeten verlopen, is die onzekerheid nog niet weg. Op dit moment ziet het ernaar uit dat de kosten iets lager kunnen zijn dan het opgetelde forfait, maar er is zeker niet veel marge.

Energiebesparing staat zeker niet haaks op elektrificatie. Ook bij een verdere elektrificatie zal er immers zuinig omgesprongen moeten worden met elektriciteit. De over verbruik verdeelde abonnementskosten zijn bovendien niet heel hoog.

We verwachten dat veel verbruik van elektrische wagens en warmtepompen stuurbaar zal zijn. Dat opent perspectieven voor een dynamische prijs. Voor die grotere verbruikers hebben we gekozen om de administratieve kosten wel in een abonnementskost te gieten. Klanten voor wie onze normale formule dus echt niet past, kunnen terecht bij dynamische burgerstroom.

Dat is afhankelijk van installatie tot installatie. De verhouding wordt vaak uitgedrukt in vollasturen, hoeveel uren de installatie aan vol vermogen zou moeten draaien om de jaarlijkse productie te krijgen. Voor een PV installatie is dat tussen 850 en 950 uren en voor wind op land ongeveer 2000 tot 2500 uren. Een windturbine van 2000 kW zal dus gemiddeld steeds 500 kW produceren.

Onze klanten met dynamische burgerstroom (en automatische sturing) volgen de marktprijs en zullen daarom automatisch ook dichter aansluiten bij momenten met veel hernieuwbare productie. Alle andere vraag wordt op dit moment niet afgestemd op de productie. Dat is ook maar beperkt mogelijk. We willen mensen binnenkort wel meer informatie aanbieden om te tonen wanneer Ecopower in evenwicht is en wanneer we teveel of tekort hebben. Er wordt ook onderzoek gedaan naar opslag en we volgen met interesse nieuwe technologische mogelijkheden. We kunnen daar enkel in investeren als het ook financieel gunstig is.

Dat is telkens afhankelijk van hoeveel de hoeveelheid wind en zon in een jaar. In 2023 injecteerden de eigen Ecopower installaties 98 miljoen kWh. De klanten namen samen 110 miljoen kWh af, maar injecteerden op hun beurt opnieuw 25 miljoen kWh. Daarnaast brachten ook andere energiegemeenschappen (REScoops) nog extra injectie binnen. Met deze gegevens zoeken we een juist evenwicht in goede en slechte jaren (inzake productie).

Dat gebeurt. Negatieve prijzen doen zich vaak voor op momenten met veel hernieuwbare productie en weinig afname. Die doen zich bij Ecopower ook voor. We zetten wel stappen om waar mogelijk sturing aan te brengen om die momenten in de toekomst te vermijden. Anderzijds is het ook geen drama dat enkele uren negatief zijn. De overgrote meerderheid van de tijd heeft hernieuwbare energie gewoon wel nog veel waarde.

Een vlugge inschatting geeft een stijging met 55 miljoen kWh. Dan zou er dus 80 miljoen kWh via de coöperanten geïnjecteerd worden. Dat getal wordt nog groter omdat er nog steeds mensen zonnepanelen bij plaatsen.

De impact zal beperkt zijn. Achter de schermen wordt alles al verrekend op deze manier.

Het is de bedoeling dat de levering aan klanten financieel neutraal is. Er zou dus op langere termijn gezien geen voordeel of nadeel moeten zijn

De coöperatie verkoopt geproduceerde elektriciteit aan Ecopower. Die elektriciteit wordt gebruikt voor de levering aan alle klanten. De coöperatie is gemotiveerd om zo veel mogelijk te ontvangen voor de verkochte elektriciteit, maar ook om zo weinig mogelijk te ontvangen omdat de klanten dan goedkoper elektriciteit hebben. Dit evenwicht speelt evenzeer bij Ecopower. 

Bij groene burgerstroom – jaar- of maandfacturatie – zit de administratiekost verwerkt in het per kWh tarief. Dat leek ons niet logisch voor de dynamische prijs. Extra kosten per kWh vertekenen daar immers het inspelen op de prijzen. Bovendien is de kans groot dat deze prijsformule genomen wordt door klanten met zeer grote verbruikers (elektrische voertuigen en warmtepompen). Een kost per kWh voor administratie zou hen ontmoedigen om een dynamische prijs te nemen. Dat zou een gemiste kans zijn gezien zij net veel kunnen sturen.

De waarde van zonnestroom is sterk gedaald in 2024 omdat er zo veel is bijgekomen. Er is dan een kannibalisatie-effect: veel aanbod van stroom op hetzelfde moment doet de prijs dalen. Ook de onbalanskosten zijn heel sterk gestegen: de kost voor afwijkingen van de voorspellingen die alle zonne-installaties samen treffen. Niet enkel op het gehele net is er veel zonnestroom bijgekomen, ook specifiek van klanten van Ecopower. Dat versterkt het effect in onze coöperatie. Alles samen heeft Ecopower daarom weinig marge om de terugleververgoeding te verhogen. Het is de bedoeling om de huidige terugleververgoeding vol te houden tot het einde van het jaar, net zoals we dat vorig jaar ook deden. Als de situatie fors verbetert of verslechtert is het mogelijk dat we daar op reageren. Op dit moment zijn er niet zo’n signalen. Ook niet dat er betaald zou moeten worden voor injectie.

Zonnepanelen kunnen op dit moment nog steeds rendabel zijn. Dat komt omdat je veel voordeel doet voor wat je ter plaatse en momentaan verbruikt. Het is wel belangrijker dan ooit dat de hoeveelheid die je zelf verbruikt eerder groot is. Bijvoorbeeld: als je een warmtepompboiler koopt en tegelijk zonnepanelen en je laadt de warmtepompboiler op tijdens de middag, dan lijkt dat een gunstig scenario. De snelheid van de huidige evoluties verrassen iedereen. Een investering blijft uiteraard steeds een risico.

In het algemeen verbeteren we de situatie niet door stroom aan te kopen aan een prijs die hoger is dan wat het waard is. We hadden immers de stroom goedkoop kunnen kopen op het net.

We investeren in projecten waar een zeer groot deel van de stroom lokaal wordt afgenomen door het bedrijf onder het dak. Zo wordt ter plaatse het elektriciteitsverbruik vergroend. De injectie is beperkt. Steeds vaker zoeken we ook naar oplossingen waarbij we bij grote overschotten op de markt de beperkte injectie tijdelijk nog verder kunnen verminderen. Op die manier zijn er nog wel gunstige projecten. We blijven dit ook verder evalueren.

Ja, er verandert veel: de marktberichten, meer detail van de metingen, de energiemix en bijhorende marktprijzen, verbruiksprofielen,... Dat is voor alle marktspelers fors aanpassen. Er wordt bij Ecopower hard gewerkt om goed in te spelen op die veranderende marktsituatie. Dat zal op korte termijn resultaten opleveren.

Dat is zeker een overweging. Voorlopig heeft doorgewogen dat we met de vaste vergoeding ook zekerheid bieden aan de kant van de afname.

De uitrol van digitale meters door de netbeheerder is volop aan de gang. Wie een digitale meter krijgt kan het verbruik in detail opvolgen. Dat kan via mijnFluvius. Dit kan ook gekoppeld worden aan EnergieID - dat is het platform waar Ecopower mee werkt om klanten een inzicht te geven in hun verbruik. Ook mensen met een analoge meter kunnen er terecht door handmatig hun meterstanden in te voeren. Er ontstaat ook de mogelijkheid om maandelijks afrekeningen te vragen of om over te schakelen naar een dynamisch tarief. 

Voor klanten zonder zonnepanelen geeft het verder geen enkele verandering.

Voor mensen met zonnepanelen zijn er grote veranderingen. Zo wordt afname op een ander telwerk bijgehouden als injectie. Afhankelijk van uw zelfverbruik en de prijzen van elektriciteit zal dit een effect hebben op uw factuur. Voordeel is dat het forfait voor de terugdraaiende meter en het prosumententarief wegvalt. Veelgestelde vragen rond de digitale meter en zonnepanelen, leest u in ons informatiedossier zonnepanelen. 

We volgen dit op en nemen deel aan een aantal projecten rond batterijen, slimme meters en flexibiliteit. Er worden enkele concrete projecten uitgewerkt om in te investeren. 

Ook andere vormen van energieopslag volgen we - vanop een afstand. Hoe dichter die technologie staat bij de eindconsument, hoe interessanter voor ons om te volgen.

https://www.ecopower.be/over-ecopower/onderzoek-ontwikkeling/offshore-for-sure

Een thuisbatterij bij een huis met zonnepanelen en een digitale meter zal het zelfverbruik verbeteren. Het zou een rol kunnen spelen om het piekverbruik onder controle te houden. En met een batterij is het mogelijk om (extra) mee te werken aan flexibiliteit.

Toch blijven batterijen duur. Hoewel de verwachting is dat batterijen steeds goedkoper worden, gaat dat zeer traag. Daarmee blijft voor batterijen de terugverdientijd langer dan de levensverwachting.

Er is ook een ecologische component aan batterijen. Er zit heel wat materiaal in batterijen. Dat wordt ingezet voor een financiële opbrengst. Maatschappelijk is het nut over het algemeen beperkt. Op het moment van groot piekverbruik op het net zijn thuisbatterijen al lang uitgespeeld. Met een betere sturingsmethodiek zou dat kunnen veranderen

Er moeten dus nog heel wat stappen gezet worden om vol voor thuisbatterijen te gaan.

Dat doen we nu al. Er is al ruim 24 miljoen kWh die van coöperanten met een digitale meter komt. Als in 2025 alle klanten met zonnepanelen een digitale meter hebben zal dat getal nog ruim drie keer zo groot worden. Tegelijk zal het verbruik ook even veel stijgen. 

Vanaf 1 januari 2025 zullen aansluitingen met zonnepanelen een digitale meter krijgen.

Elke situatie is anders. Het is dus moeilijk om hier een algemeen antwoord op te geven. In het algemeen stel je eerst de vraag of een stabiele factuur voor u belangrijk is. Als dat het geval is kiest u in elk geval best voor Groene burgerstroom. Een dynamische prijs fluctueert immers per definitie mee met de grillen van de markt. Vindt u dat niet erg, dan hebben we op EnergieID een simulator dynamische burgerstroom. Die simulator geeft u een indicatie of uw profiel eerder gunstig is (u verbruikt eerder op goedkope momenten) of niet. Dit kan u een richting geven om de keuze te maken. Zelfs als het resultaat niet gunstig is kan u het alsnog proberen. Het geeft in ieder geval meer nut aan de batterij.

We denken niet dat thuisbatterijen op dit moment een evident goede keuze zijn. Ze zijn immers een pak duurder per eenheid verschoven elektriciteit dan de grotere installaties. Met elektrische wagens zullen er ook al snel batterijen op wielen bij steeds meer mensen thuis verschijnen. We gaan hier dus voorlopig niet op inzetten. We houden mensen uiteraard niet tegen om zelf hun berekening te maken en toch te investeren. 

We werken in verschillende proefprojecten mee in de richting van meer flexibiliteit en inspelen op marktsignalen. Ook de invoering van het dynamisch tarief kan in deze richting meewerken. Daarmee zouden we klanten kunnen helpen om een lagere kost te hebben, kunnen we de aansluiting tussen productie en afname in de coöperatie verbeteren en kunnen we – indien mogelijk – het net mee ondersteunen. Let wel: zo en dynamische prijs is niet voor iedereen gunstig. 

Het is niet zinvol en niet efficiënt om te proberen om los te komen van het net, voor een woning in Vlaanderen. Batterijen die opgeladen worden door zonnepanelen volstaan niet om het hele jaar rond elektriciteit te hebben. De kostprijs van de investeringen die nodig zijn om los te koppelen van het net is heel hoog. Vanuit dat oogpunt is afname van het elektriciteitsnet - als dat beschikbaar is - goedkoop. 

Op dit moment werken we op een ander spoor. We willen de data beschikbaar stellen om de klant zelf te laten sturen en eigen keuzes maken. Voor ons lijkt het niet logisch dat wij (of een derde partij) uw huis stuurt.

Dat moet deels wel kunnen. In heel wat laadpalen zit een sturing om piekverbruik te beheersen. Dat is alvast een eenvoudige manier om met sturing aan de slag te gaan. Als er meer productie is van zonnepanelen kan er ook sneller opgeladen worden. 

Met een stuursignaal en een lokaal energiemanagement systeem kan alles gestuurd worden naar wens. Minpunt is dat er geen standaardoplossingen zijn. Er bestaat al wel wat, maar er is een kostenplaatje aan verbonden. Die meeste partijen die zoiets willen implementeren wil meteen ook heel je huis sturen. Of dat snel terugverdiend wordt is maar de vraag.

Dit is een logische vraag. Jammer genoeg is het niet zo simpel. Batterijen en batterijparken zijn enorm dure investeringen. Batterijen verslijten ook en moeten dus per actie voldoende rendement halen om de investering terug te betalen. De verschillen tussen afname- en injectietarieven lijken dan wel zeer groot, toch zijn die verschillen niet structureel groot genoeg om een batterijpark af te betalen. Batterijparken worden maximaal ingezet op meer lucratieve acties, zoals de beheersing van de onbalans of stuursignalen van de transportnetbeheerder. Omdat daar niet zo enorm veel van nodig is, bestaat het risico dat die inkomsten de komende jaren afnemen. Kortom, een investering in een batterij is niet evident. Door middel van onderzoeksprojecten zoals SmartCore proberen we hier met energiegemeenschappen wel de eerste stappen in te zetten om te leren wat wel en niet kan. Wat we alvast zeker weten is dat het geen zoden aan de dijk gaat brengen om afname- en injectietarieven bij elkaar aan te sluiten, jammer genoeg.

Er bestaan bidirectionele laadpalen. Het dubbel gebruik van autobatterijen voor een huis is echter nog niet evident beschikbaar. Bidirectionele laadpalen wordt volop ingeschreven in het elektriciteitsnetwerk van de toekomst. Er wordt dus veel van verwacht. Toch zijn er ook wat tegenindicatoren. Gaan autobatterijen op het cruciale moment wel beschikbaar zijn? Wil iemand zijn autobatterij wel ontladen, terwijl die net opgeladen moet zijn om met de auto te rijden? Is het wel zinvol om een hoogwaardige autobatterij extra te verslijten, waardoor die mogelijk minder lang mee gaat? Al deze elementen vallen te weerleggen. De toekomst zal uitwijzen of bidirectionele laadpalen een deel van de toekomst worden. 

Er wordt ingezet op een evenwicht tussen wat we injecteren van al onze projecten en afname door de klanten. Het ene jaar zullen extra klanten een rem zijn op winst, het andere jaar zullen die extra klanten net helpen om inkomsten voor de productie-installaties te verzekeren. 

Extra injectie op het net zonder klanten zal de dekkingsgraad per klant slechts heel beperkt verbeteren. Met extra zon zullen we niet veel kunnen winnen. Met veel extra wind kan er wel iets gewonnen worden. Maar op momenten zonder zon en zonder wind kan er nooit dekking zijn voor de klanten. 

Als we met extra injectie ook extra klanten aannemen hebben we meer zekerheid in ons model. De dekkingsgraad blijft dan gelijk.

Voor een belangrijk deel zijn wind en zon complementair. Zon is er vooral in de zomer en wind vooral in de winter. Toch zijn er ook heel wat momenten dat er geen wind en geen zon zijn. 100% dekking gaan we hiermee niet bereiken. Al hebben we als collectieve productie veel meer wind dan zon, toch zal bijkomende zonne-energie minder opleveren om meer dekking te bereiken. Dat komt omdat er ook veel mensen met digitale meter en zonnepanelen in het totaal worden opgenomen en omdat we nog heel wat elektriciteit van zonnepanelen kopen van specifieke installaties.

Het is wel mogelijk dat windproductie op zee ervoor zorgt dat de elektriciteitsprijzen lager blijven. Tegen het moment dat er bijkomende windproductie op zee is, zullen ook heel wat kerncentrales uit dienst genomen zijn. Dan komt de extra windproductie goed van pas. In de zomer zal er minder wind zijn en dus minder productie en in de winter meer productie en ook meer verbruik. Dat gaat dus op heel wat momenten ook goed uitkomen. Er wordt verwacht dat in 30% van de tijd er heel lage prijzen zullen zijn. Hoe dat opgevangen wordt is deel van het werk dat nu gebeurt.

Waterstof zal een element zijn in het energiesysteem van de toekomst. In eerste fase zal het geproduceerd worden voor industriële toepassing. In plaats van de huidige productie van waterstof vanuit aardgas. Dit zal het de meest efficiënte toepassing zijn. Waterstof opnieuw omzetten naar elektriciteit geeft een extra verlies. Tegelijk zal er bijna volcontinue waterstof geproduceerd worden. Het is een fabel dat er enkel op momenten van overschot - bijvoorbeeld op de middag van een zonnige dag - geproduceerd zal worden. Omgekeerd is het wel mogelijk dat er uitzonderlijk niet geproduceerd wordt op momenten van extreem tekort aan elektriciteit. Zo kan waterstofproductie toch een beetje mee helpen aan het evenwicht op het net.

Het ziet er niet naar uit dat Ecopower een rol zal spelen in deze eerste fase van waterstofproductie.

Het klopt dat het capaciteitstarief geen rekening houdt met het tijdstip van verbruik. Er wordt effectief gewerkt aan systemen om dit tarief slimmer te maken. Toch moet men opletten om het ook niet te complex te maken. Veel mensen zijn al afgehaakt bij het concept van het capaciteitstarief zelf. We denken dat men er weer een logisch en eenvoudig verhaal van moet maken voor mensen, dat tegelijk deze opportuniteiten benut.

Een batterij heeft zijn eigen rendabiliteit op de investering nodig. Dat verbetert de situatie voor de andere injectie niet. Als die batterij wordt ingezet, zal dat niet noodzakelijk zijn om elektriciteit te verschuiven van momenten van lage prijs naar hoge prijs. De batterij zal ingezet worden op de meest rendabele manier. Dus mogelijk op marktsignalen die wel nuttig zijn, maar niet die verschuiving geven.
Dat gezegd zijnde gaan we zeker in een (bescheiden) batterijsysteem investeren in 2025.

• Bij heel wat windturbines wordt op dit moment al gestuurd op onbalans. Als er te veel elektriciteit is, wordt er betaald om minder te produceren. Daar spelen we op in. Ook bij grote zonne-installaties gaan we niet injecteren op slechte momenten – het zogenaamde curtailment.
  We lanceren een app in EnergieID waarop je kan aflezen of Ecopower elektriciteit tekort heeft of net overschot. Iedereen kan daar op inspelen. Vanaf 2026 komt dat – door een verandering van het marktmechanisme – ook rechtstreeks in de energiebalans van Ecopower.

Op elk van die punten kunnen we nog stappen zetten.

Die zou in de komende dagen of weken gelanceerd moeten worden.

Hoe we de coöperanten betrekken, daar blijven we aan werken. De energiecafés zijn er om meer over de inhoud te kunnen spreken. We organiseren ook regelmatig inhoudelijke webinars.

Er zijn ook experimenten met coöperantengroepen. Dit kan modellen opleveren die bijvoorbeeld in de buurt van grote projecten kunnen ingezet worden.

Nee, dat zal waarschijnlijk niet gebeuren. In dat geval zullen mensen die het kunnen betalen distributiekosten uitsparen en mensen die het niet kunnen betalen zullen meer distributiekosten aangerekend krijgen. Dat is moeilijk uit te leggen en daar zal de wetgever dan ook niet voor kiezen.

De essentie van Ecopower is net dat er coöperanten kunnen bijkomen. We willen zoveel mogelijk mensen de kans geven om mee te investeren in hernieuwbare energie.

Vreemd vermogen wordt ingeschakeld om de instroom van coöperanten goed te spreiden. Voor specifieke projecten, zoals wind op zee zal er zeker vreemd vermogen ingeschakeld worden.

Ecopower heeft het afgelopen jaar [2023] voor 15 miljoen euro geïnvesteerd. Het totale kapitaal is ongeveer 60 miljoen euro. Dat is gelukt zonder te lenen. In 2024 denken we ruim 20 miljoen euro te investeren. Hiervoor zullen we deels een lening afsluiten. Als die grotendeels op korte termijn aflosbaar is, kunnen we doorlopend mensen laten instappen. Zo vullen we de financieringsbehoefte gefaseerd in.

De bouw van het offshore-windpark is gepland voor 2029 en 2030. Het kapitaal is dus nog niet meteen nodig. We weten ook nog niet in welk partnerschap we gaan indienen en hoe groot ons aandeel gaat zijn. We moeten dat bovendien dan ook nog winnen. Het is dus nog wat vroeg om te kunnen antwoorden op de vraag hoe groot de inbreng zal zijn. Voor een eerste fase zou je kunnen denken aan een grootteorde van 20 miljoen euro voor Ecopower. Dat komt overeen met wat we in 2024 willen investeren. Dat zou kunnen ingevuld worden met 10.000 tot 20.000 coöperanten. Extra en daarnaast ook mensen die bijkopen.

Door een contract aan te gaan met ons stap je automatisch over. Het is wel zo handig om ook de vorige leverancier te laten weten dat u overstapt. Zo loopt zeker alles vlot. Ook als u bij ons zou vertrekken krijgen we graag een seintje.

We begrijpen de vraag om extra ondersteuning voor EnergieID. We bekijken wat we kunnen doen om mensen erin wegwijs te maken en om de app zelf ook voor de gewone klanten interessant te houden. Anderzijds zullen we verder met EnergieID bekijken wat er mogelijk is voor verdere integraties.

Ecopower heeft slechts één type aandelen. Alle coöperanten worden gelijk behandeld. Ecopower staat open voor nieuwe coöperanten. Er zijn heel wat projecten waarin we investeren en daarvoor is de extra inbreng heel nuttig. Zo investeren we de komende jaren in 10 windturbines in Limburg en in heel wat grote zonne-installaties gespreid over Vlaanderen en beperkt ook in Brussel en Wallonië. Het is de bedoeling om bijkomend te investeren in windturbines op zee. We willen ook graag investeren in warmtenetten. Meer informatie lees je hier. 

Bij elk project communiceren we met de omgeving. Daarmee komen er extra coöperanten bij. Op 72.000 coöperanten is dat geen grote verschuiving. Ecopower heeft algemeen een vrij evenwichtig spreiding van de coöperanten in heel het Vlaamse Gewest.

We proberen onze prijzen zo te zetten dat ze juist zijn. Dan is het niet nadelig als er klanten met zonnepanelen bij komen

Ecopower heeft begin 2025 52 personeelsleden. Dat zijn 30 mannen en 22 vrouwen. Er zijn geen werknemers die onder een zelfstandigenstatuut werken.

Ja. De groepsverzekering betaalt het bedrijf volledig en voor iedereen. Er is ook een hospitalisatieverzekering.

In 2020 is het bestuursorgaan met een strategische oefening gestart, om onze doelen verder te verfijnen en af te lijnen in een snel evoluerende maatschappij. Bevragingen en beslissingen van de Energiecafés en focusgroepen zijn een van de bronelementen voor deze oefening.

De resultaten van de strategische oefening zijn gericht op 2030. Er worden keuzes gemaakt en nieuwe werkterreinen gaan open. Zes strategische doelen zullen geconcretiseerd worden en meetbaar gemaakt voor evaluatie: grote projecten, warmtenetten, flexibiliteit, Ecopower-energiegemeenschap, sociale aspecten en afspiegeling van de maatschappij.

Het is een interessante piste omdat het model dat wij idealiter willen gebruiken heel geschikt is voor lokale besturen. Dit gebeurt eerder gefaseerd (niet allemaal tegelijk). Omdat we ook voldoende tijd moeten hebben om de contacten op te volgen.

Soms loopt het ook mis met zorgvuldig uitgebouwde contacten, bijvoorbeeld als de gemeenteraadsverkiezingen voor een andere coalitie zorgen, die niet verder gaat op het ingeslagen pad. Dan is er veel tijd verloren gegaan.

We moeten bovendien voorzichtig zijn met voorbereidende contacten, want als er dan op een bepaald moment een publieke procedure wordt gestart, moeten we ook nog kunnen deelnemen.

We rijden al een hele tijd met de handrem op: er is steeds een behoorlijke jaarlijkse groei zonder dat daar reclame voor hoeft gemaakt te worden. Als we sterk inzetten op reclame, hoort er een evenwicht te zijn tussen kapitaal dat we binnenkrijgen en de investeringen.

Uiteraard hopen we op basis van veel projecten toch de kans te krijgen om eens een stevige campagne op te zetten.

We zijn overigens één van de grootste hernieuwbare-energiecoöperaties in Europa terwijl we nooit reclame gemaakt hebben.

Inhoudelijk dragen we dikwijls zelf de boodschap niet uit, maar steunen wel koepelorganisaties zoals REScoop.eu, REScoop.Vlaanderen en Coopkracht.

Ecopower neemt geen rol in deelmobiliteit op zich. Daarvoor werken we samen met CoopCedan – een coöperatieve samenwerking voor elektrische deelmobiliteit. Coöperanten van Ecopower kunnen één jaar lang deelnemen aan Cedan, zonder dat ze zelf coöperant moeten worden bij de aanbieders. Als die test positief verloopt kunnen ze zelf coöperant worden.

Ecopower heeft een aantal stappen gezet op de weg van energiebesparing, zoals het 'eco-traject'. Het is moeilijk om daar een model van te maken dat commercieel werkt.

Uit andere projecten leren we dat een rollend fonds voor specifieke doelgroepen een oplossing zou zijn. Ecopower heeft de middelen om een dergelijk rollend fonds op te zetten. Tegelijk willen we geen al te grote risico’s nemen of arbeidsintensieve lange-termijnengagementen nemen. Het is uiteindelijk geen keuze geworden in de strategische oefening.

We willen dat graag. Tegelijk willen we geen te grote risico’s nemen, die het bedrijf in gevaar kunnen brengen. Dat beperkt de groei weer.

Op zich passen gascentrales in de transitie van fossiele energie naar hernieuwbare-energiebronnen. Ze kunnen dynamisch de tekorten opvangen en daardoor steeds minder gebruikt worden. Het is niet gunstig dat een quasi-monopolist in productie net de partij is die een bijkomende grote centrale gaat bouwen. Daarmee blijft die partij de markt domineren.

Een spreiding over de provincies is niet de eerste insteek van Ecopower. Overal waar er een mooi en rendabel project mogelijk is, willen we dat doen. In de praktijk hebben we projecten in elke Vlaamse provincie.

Dit wordt nog uitgewerkt. Ruim duizend mensen hebben zich hiervoor opgegeven. Er is een bevraging gebeurd over wat de ambassadeurs wensen te doen. Enkele zijn al ingeschakeld voor rondleidingen bij een windturbine. In de komende jaren zal deze werking verder vorm krijgen.

Er zijn de windprojecten van Schelle, Lille, Bilzen en Ranst die gebouwd zijn. Er is ook een eerste investering in wind op zee gebeurd. Daarna staan ook bijkomende windturbines in Lanaken en Genk op de planning. Tegelijk investeren we in grotere zonneprojecten. Samen voor ruim 50 miljoen euro in de komende jaren. 

Ecopower werkt hard samen met alle hernieuwbare-energiecoöperaties om te kunnen participeren in de komende projecten met wind op zee. Dat gebeurt in SeaCoop. Als we de mogelijkheid krijgen om te participeren - dat is nog niet zeker - zal een eerste investering 40 of 50 miljoen euro investering vergen. 

Het is realistisch om dat bij elkaar te brengen. Er kan een campagne gevoerd worden - dat hebben we nog nooit gedaan, maar we hebben signalen dat er positief op gereageerd zal worden. Er kan kapitaal vrij gemaakt worden van bestaande installaties door leningen, om in te zetten voor wind op zee.

Als SeaCoop ook de mogelijkheid krijgt om te participeren in de volgende delen van het, wordt de uitdaging nog groter, maar zeker niet onmogelijk.

In onze strategisch oefening van enkele jaren geleden hebben we besloten om niet in te zetten op laadpalen en elektrische mobiliteit. We sluiten de plaatsing van laadpalen niet uit, bijvoorbeeld wanneer dit een voorwaarde is in het kader van een groot zonneproject. Maar het hoort niet bij onze standaard aanpak.

Er is een profiel uitgeschreven voor de controlerende coöperanten. Om de drie jaar is er een verkiezing op de algemene vergadering. Ze stellen zich op voorhand kandidaat. Ze worden door de algemene vergadering aangesteld om tussen de algemene vergaderingen in de werking van Ecopower nauwer te volgen en de vragen te stellen waar er op de algemene vergadering te weinig tijd voor is.

Voor elektriciteit wordt elke geproduceerde kWh vergeleken met de best beschikbare fossiele productie. Dat is een STEG (gas-)centrale met een uitstoot van 400 gram CO₂ per kWh. Op basis van internationaal aanvaarde berekeningen heeft windenergie een uitstoot van 11 gram CO₂ per kWh. Voor zonnepanelen is dat 45 gram CO₂ per kWh. Voor waterkracht is dat 24 gram CO₂ per kWh.

Voor warmte uit houtpellets wordt vergeleken met een niet al te slechte installatie op stookolie. Die heeft een uitstoot van 305 gram per kWh. De uitstoot van houtpellets hangt af van de nabijheid van het hout en het volledige proces van de aanmaak en transport. Hiervoor is een externe audit gebeurd. Die is verplicht voor de certificering. Het resultaat is 22,5 gram CO₂ per kWh.

Ecopower is betrokken in een aantal projecten waarin flexibiliteit – het dynamisch afstemmen van verbruik en productie – onderzocht wordt. Mogelijk komt daar een nieuw model uit dat we praktisch kunnen toepassen.

De energietransitie is een complex verhaal. Volgens verschillende studies is ze haalbaar en betaalbaar. Dit betekent wel dat er gigantische investeringen in hernieuwbare energie moeten bijkomen. Daar werkt Ecopower aan mee. In onze visie – en dat staat niet in die studies – moet er ook blijvend gewerkt worden aan energiebesparing. Dat geldt voor elektriciteits- en warmteverbruik, maar ook voor de mobiliteit.

Het capaciteitstarief is een manier om om te gaan met de stijgende vermogens bij particulieren, bijvoorbeeld door elektrische wagens. Met sturing kan er een deel worden opgevangen. Via het capaciteitstarief kunnen de pieken op het net onder controle gehouden worden.

Nee, niet op die manier. Bij gascentrales is er een reservecapaciteit waar een minimumrendement aan wordt gegeven. Bij nieuwe windturbines is er via de banding factor op groenestroomcertificaten ook een soort vastgesteld rendement. Als de marktprijs van elektriciteit stijgt, daalt de banding factor. Op dit moment is de banding factor voor nieuwe installaties nul. In de praktijk loopt het nu wel mis. Voor de afgelopen jaren worden zeer hoge - theoretische - prijzen gerekend die ervoor zorgen dat de bandingfactoren wegvallen. Of en voor hoe veel die terugkomen is niet transparant duidelijk.

We proberen onze kennis en ervaringen zoveel mogelijk te documenteren en beschikbaar te stellen. Het komt allemaal in een toolbox van REScoop.eu, de samenwerking van de Europese hernieuwbare-energiecoöperaties.

Ja. Ze zijn allemaal te herbekijken op ons Youtubekanaal.

Ecopower volgt verschillende technologieën op. Zo wordt er gewerkt aan een samenwerking met vijf technologiepartners waaronder zonnepalen op zee en getijdenenergie, maar ook energieopslag op zee. Het gaat over technologie die reeds geïnstalleerd is en een laatste stap wil zetten naar standaard commercieel product.

https://www.ecopower.be/over-ecopower/onderzoek-ontwikkeling/offshore-for-sure

Tot op heden worden die cijfers handmatig bijgewerkt. Dat loopt soms achter. Er wordt aan gewerkt om stap voor stap de cijfers te verrijken en op een meer automatische manier beschikbaar te stellen. Echter, het is niet meteen de hoogste prioriteit. Geen beloftes dus.

Dikwijls wel, maar niet noodzakelijk alles. Er zijn bijvoorbeeld ook projectafhankelijke keuzes. 

De krachten bundelen met andere coöperaties in het kader van concrete projecten doen we graag. Maar samengaan tot één organisatie zou volgens ons minder sterk zijn ten opzichte van politiek en maatschappij. Bovendien heeft elke coöperatie haar eigen expertise en klemtonen. Dat is juist een verrijking van het aanbod voor de burger.

Fuseren met andere producenten is niet onze bedoeling omdat dit de kern is van onze coöperatie: aan iedereen de mogelijkheid bieden om samen eigenaar te zijn van onze productie-installaties en onze energievoorziening in eigen handen te nemen.

Er wordt minstens met 20 jaar gerekend. Zowel voor zon als wind is 25 jaar wel te verwachten. Waterkracht moet langer meegaan als er voldoende herstellingen gebeuren.

Het klopt dat Ecopower investeert in beproefde technologie. Dat is al redelijk uitdagend. Tegelijk volgen we andere sporen op en als daar opportuniteiten uit komen, zullen we daar op inspelen. We denken overigens niet dat waterstof voor ons een optie is. Dat is in eerste fase interessant voor bedrijven die waterstof gebruiken in hun productieproces.

Ecopower levert aan heel wat bedrijven en organisaties met een huishoudelijke meter. Er wordt slechts heel beperkt geleverd aan klanten met een grote bedrijfsaansluiting. Dat is wel mogelijk volgens een aantal criteria (type afnemer, volume afname, eventuele meerwaarde).

Het is zeker geen taboe. Ecopower heeft investeringen Brussel en Wallonië. In Wallonië is er een andere coöperatieve leverancier (Cociter). In Brussel is het niet evident om te leveren. De wetgever is zo beschermend naar eindklanten dat het bijna roekeloos is om daar te leveren. Bovendien komt er dan een aspect van een tweede taal bij. Dat is niet onmogelijk, maar de impact op de organisatie is groot.