Als we kijken naar het energieverbruik bij huishoudens, gaat slechts een klein deel naar elektriciteit. Een veel groter aandeel gaat naar transport en verwarming. In het debat over groene energie wil Ecopower inzetten op deze warmtevraag. Het is een element in de transitie naar 100% hernieuwbare energie. Niet voor overal, eerder in het buitengebied, als alternatief voor stookolie, steenkool of houtverbranding. Een pelletketel is een optie om met hernieuwbare energie te verwarmen. Meer informatie en veelgestelde vragen vindt u in ons pelletdossier.

Op het moment van de ontwikkeling van het project was de prijs van pellets hoger en was er een positief businessmodel. Nadien zijn de prijzen omlaaggegaan en de kost van bronmateriaal omhoog. Er is een operationeel verlies van 40.000 euro in 2022. We werken aan verschillende scenario's om rendabiliteit van de fabriek te verhogen. Dat is optioneel met externe partijen.

Het is aan het bestuursorgaan om de juiste beslissingen te nemen voor het pelletproject. Daarbij wordt rekening gehouden met alle aspecten. Inclusief het volledige kostenplaatje, investeringen in machines, personeel,... De stappen in de verschillende scenario's wordt van nabij gevolgd door het bestuursorgaan.

Ecopower ziet de pelletfabriek als zuivere biomassa, een alternatief voor steenkool, aardolie enz. Het is een kleine fabriek, gericht op huishoudelijke verwarming, waarbij de biomassa maximaal nuttig wordt gebruikt. Houtpellets voor elektriciteitsproductie vinden we niet te verantwoorden. Op CO2-reductie scoort de pelletfabriek bijzonder goed. In 2022 vermeden we met alle installaties van Ecopower ruim 60.000 ton CO2. Daarvan is de helft toe te wijzen aan de pelletsproductie. 1 kWh uit pellets geeft 22,5 gram CO2-uitstoot. In dat getal zit ook alle transport, productie enz. Ter vergelijking: voor 1 kWh uit windenergie is dat 11 gram CO2 en 1 kWh uit zonne-energie geeft 45 gram CO2-uitstoot.

De uitstoot van fijn stof is een heikel punt. In sommige studies krijgen houtpellets dezelfde uitstoot toegewezen als gewone houtverbranding. Dat is niet correct. Houtpellets zijn een genormeerde brandstof die in een genormeerde ketel of kachel gaat. Het resultaat is een heel zuivere verbranding. Als deze installatie aangevuld wordt met een fijnstoffilter, is er op de uitstoot niets meer aan te merken.

Zonder omhulsel van de pallet valt die uit elkaar en worden de briketten nat. Het voordeel is dan verloren. Alternatieven met papier of karton zijn ecologisch veel nadeliger: een grote energiekost om te maken en veel waterverbruik. Een systeem met bigbags zou financieel een serieuze meerkost zijn en is ook maar voor sommige mensen aanvaardbaar. Ecopower heeft hier over gedacht, maar (nog) geen betere oplossing gevonden.

De fabriek is heel klein in vergelijking met de houtmarkt. Alle bossen in België en de buurlanden voldoen aan de normen van duurzaam bosbeheer. Standaard gebruikt de fabriek de toppen van de bomen, waarvan het dikkere stamgedeelte dient voor constructiehout. Dat deel is niet interessant voor de zagerijen. Dat kan vlot geleverd worden uit de regio (< 150 km). Ook hout van zieke bomen dat niet gebruikt wordt in de zagerijen kan naar de pelletfabriek. Houtpellets is een deel van de oplossing richting 100% energietransitie. We zien het ook als een tussentijdse brandstof om de overgang mogelijk te maken.

Mensen met stookolieketels zijn een doelgroep voor pelletketels. Door een daling van de prijzen is er minder stimulans om over te schakelen. Toch zien we dat sinds de energiecrisis van 2022 mensen definitief af willen van fossiele brandstoffen. Daar kunnen pellets een rol in spelen.

Dat doen we niet omdat de kosten die gepaard gaan met ecocheques hoog zijn.

Bij de verkoop wordt de reële kost van de houtpellets aangerekend. Coöperanten krijgen met een korting de scherpste prijs.

Voorlopig is de natuurlijke aangroei van kapitaal voldoende om alle projecten te financieren. Met de bijkomende projecten die op stapel staan zal er een goede balans komen tussen investeringen (activa) en kapitaal (inbreng). Waar nodig zullen we een lening nemen, die op enkele jaren kan ingevuld worden met kapitaal. Als we toch veel grote projecten kunnen realiseren, is een oproep voor extra kapitaal een logisch. We hebben in feite nog nooit actief campagne gevoerd om kapitaal. Uit enquêtes blijkt hier nog veel potentieel te zijn. Er is ook de mogelijkheid om gebruik te maken van de Europese samenwerking tussen hernieuwbare-energiecoöperaties.

Het gaat over een deel van de zichtrekening die op een specifieke rekening staat. Ze is opzegbaar op een maand tijd. Ruim tijd genoeg voor onze investeringen. Het was om te vermijden dat er negatieve interesten zouden aangerekend worden. Ondertussen zijn de interesten beter en zal er geld gezet worden op een korte-termijnrekening om een hogere interest te krijgen. Dit zijn geen risicobeleggingen.

 Als er subsidies toegekend worden voor installaties die afgeschreven worden (over verschillende jaren 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 17-koppige projectteam.

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

Ja, dat kan inderdaad. We deden dit al in het verleden en sluiten dit ook niet uit voor toekomstige projecten, al is er ook veel eigen kapitaal beschikbaar. Coöperanten laten investeren is ons eerste doel. We hebben dus meer investeringsprojecten nodig.

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 ruim voldoende om de investeringen te financieren. Soms wordt een lening afgesloten op een korte termijn van enkele jaren. Op die manier kan de natuurlijke instroom behouden blijven. Een andere keuze zou zijn om geen aandeelhouders toe te laten - of maximaal 1 aandeel - en bij een investering telkens een oproep te doen.

Het is dus een keuze. 

Obligaties is mogelijk, maar tot op heden geen optie. 

Het is de tweede keer op rij 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 naar de klanten zijn gegaan. 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. Voor de jaren erna - als we het in hand kunnen hebben - zou het niet onlogisch zijn om aandacht te hebben voor de coöperant en dividend.

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. Soms kan een open ruimte in een bos kappen, tot een ecologische meerwaarde leiden. Het zijn ook geen hectaren bos die gekapt worden, maar eerder kleinere plekken. In elk geval moet elke gekapte boom gecompenseerd worden op een andere locatie. Voor een project op industrieterrein is de kans op een positieve beoordeling – dat het kappen van bomen met compensatie te verantwoorden is – eerder groot.

We hebben momenteel 10 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 op stapel.

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.

Ecopower onderzoekt - samen met zowat alle hernieuwbare-energiecoöperaties in België - de mogelijkheid om deel te nemen aan de aanbesteding van volgend jaar voor het bouwen van windturbines op zee. Dit zijn grote projecten waarvoor veel kapitaal nodig is, met mogelijk nogal wat risico.

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.

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

Er zijn turbines afgebroken in Eeklo. Eén turbine is heropgebouwd in Litouwen. De twee andere 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 twee plaatsen een nieuw project met nieuwe turbines. De vergunningen zijn verlengd.

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. 

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. 

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

De uitrol van digitale meters door de netbeheerder is volop aan de gang. Voor klanten zonder zonnepanelen geeft dat geen enkele verandering. Klanten kunnen kiezen voor enkelvoudig tarief, of voor tweevoudig tarief. Voor mensen met zonnepanelen zijn er grote veranderingen. Veelgestelde vragen rond de digitale meter en zonnepanelen, leest u in ons informatiedossier zonnepanelen. Later komen er nog andere mogelijkheden, zoals maandelijkse afrekeningen en een dynamisch tarief.

We volgen dit op en nemen deel aan een aantal Europese projecten rond batterijen, slimme meters en flexibiliteit. Voorlopig hebben we, omdat we geen rendabel project kunnen uitwerken, nog geen grote investering kunnen doen. Er kan verwacht worden dat de kostprijs van batterijen omlaag gaat.

We onderzoeken hoe batterijen ingezet kunnen worden voor flexibiliteit. Standaard zijn batterijen al vol nog voor de piek eraan komt en leeg voor de hoogste consumptie op het net er is. Om het maatschappelijk ook nuttig te maken is het stuursysteem van de batterijen het best verbonden met een centraal signaal (bv. de marktprijs).

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.

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 gebeurt dat voorlopig niet. 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.

Er zijn heel veel zaken veranderd in het afgelopen jaar. Sommige hebben een impact – al is het maar inzake cash, zoals bv. sociaal tarief waar we moeten voorfinancieren – andere hebben een impact op de grafieken – zoals de digitale meters. Klanten die eerst een analoge terugdraaiende meter (met zonnepanelen) hadden en nu een digitale meter, meten nu wat op het net wordt gezet en wat er van het net komt. Bv. terugdraaiend een verbruik van 500 kWh en digitaal een verbruik van 2500 kWh en een injectie van 2000 kWh. In de grafieken laten we nu ook die 2000 kWh zien. Omdat het al over heel veel klanten gaat, is het goed zichtbaar. Als in 2025 alle klanten met zonnepanelen op een digitale meter staan, dan zal het balkje wellicht twee tot drie keer zo groot worden. 

Dit hoeft geen financiële impact te hebben. Het hangt er maar vanaf hoe veel we betalen voor de elektriciteit die op het net wordt gezet. We proberen dat eerlijk te doen. Als we keren en draaien en alle klanten overschouwen, denken we dat ze het afgelopen jaar - en ook de jaren ervoor - wel allemaal een stevig voordeel hebben gehad. 

Dat doen we nu al. Er is al ruim 15 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.

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 2022 investeerden we in 2 MWp. Voor 2023 zullen we 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.

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.

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 en de distributienetbeheerder 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 de helft van de klanten van Ecopower heeft zonnepanelen. Ruim 20% daarvan heeft ook een digitale meter. Bijna 20% van de mensen met zonnepanelen zit dicht bij een netto-nulverbruik per jaar.

Als je een digitale meter hebt, dan verkoopt 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 500 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.

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. 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, 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.

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.

Waterkracht zijn meestal heel kleine projecten die veel aandacht vragen. We focussen nu liever op grotere projecten om het vooruit te laten gaan.

Warmtekrachtkoppeling op basis van hernieuwbare energiebronnen is niet evident: ecologisch en financieel.

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.

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, is er kans dat we te veel kapitaal binnenkrijgen en niet kunnen volgen met 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 Cedan – 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 investeert wel in een testproject met laadpalen die bij zonne-installaties staan.

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 bijzonder 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 en Lille die gebouwd worden. Daarna staan ook bijkomende windturbines in Bilzen en Ranst op de planning. Tegelijk investeren we ook in grotere zonneproject. Samen voor ruim 45 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 miljoen euro investering vergen voor Ecopower. 

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. Ecopower heeft geen leningen op de bestaande installaties. Er kan kapitaal vrij gemaakt worden van deze 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.

We willen heel graag zo veel projecten dat we een publieke oproep naar kapitaal kunnen lanceren. Tot nu hebben we dat niet gedaan. Als we bijvoorbeeld voor een nieuw project een oproep zouden doen, wordt dat wellicht vlug volgestort, maar de jaren erna kunnen we dan geen geld meer ophalen. Het beleid tot op heden is om de instroom te laten openstaan. Zo geven we zo veel mogelijk mensen de kans om mee in te stappen.

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.

Tot op heden is het steeds mogelijk om inbreng te hebben in Ecopower (tot maximaal 20 aandelen). De instroom gebeurt op een natuurlijke wijze. Indien nodig is het mogelijk om een projectgebonden oproep te doen.

Het is mogelijk om coöperant te worden en zo mee te investeren in wind, zon en warmtenetten. Meer info hier. Als er weer een opening komt om in te stappen als klant zullen we dat zeker communiceren naar onze bestaande coöperanten.

Ecopower heeft eind 2021 55 personeelsleden of 47,9 voltijdsequivalenten. Dat zijn 30 mannen – waaronder de 8 arbeiders in de fabriek – en 18 vrouwen. Er zijn geen werknemers die onder een zelfstandigenstatuut werken.

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

Ecopower zou daar het liefst geen onderscheid in maken. Werknemers die het werk doen van een arbeider moeten echter in het statuut arbeider aangeworven worden. Als dat niet zo is kan dat aanleiding geven tot juridische problemen later. We proberen de stelsels wel zo dicht mogelijk bij elkaar te houden. Zo geven we iedereen een dertiende maand en passen op alle lonen de indexering van het paritair comité van de bedienden toe.

Het capaciteitstarief is er sinds 1 januari 2023. Met dit systeem wordt ongeveer de helft van de distributiekost aangerekend worden als een vaste kost. Dat is gebaseerd op het maximale piekverbruik over een kwartier. Dat 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 regulator VREG 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 - de windturbines - afgezet worden.

Vóór 2020 waren negatieve prijzen meestal de fout van leveranciers door een foute voorspelling, vaak bij bijvoorbeeld bij een wisseling naar zomer- of winteruur of op feestdagen. Of bij een fout in het informaticasysteem. Ondertussen zien we meer en meer dat er negatieve prijzen komen omdat er veel productie is van hernieuwbare energie en tegelijk de kerncentrales niet minder kunnen produceren. Dit heeft ook een impact op Ecopower, al is dit voorlopig beperkt.

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.

We leggen een prijs vast die gerelateerd is aan de marktprijs. Het is een prijs waaraan we als producent kunnen verkopen aan derden. Bij hogere marktprijzen is het een prijs die we nodig hebben voor de productie-installaties.

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 in 2022, zijn we tevreden dat we positief eindigen. De klanten hebben in 2022 een gigantisch voordeel gehad. Hopelijk komen er ook jaren dat de klanten een voordeel hebben.

Ja.

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 - gebaseerd op een algemeen verbruiksprofiel - 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 65% tot 75%. Het hoogste cijfer is met alle van specifieke installaties gekochte elektriciteit erbij. De rest wordt gekocht op de elektriciteitsmarkt. In het ideale geval kunnen we dat dekkingspercentage nog verbeteren. Dat is slechts heel beperkt door meer productie-installaties toe te voegen. Het kan ook met opslagsystemen. Minpunt is dat die veel kosten en dus met zekerheid de prijs naar boven brengen. Er is wel de verwachting dat de kostprijs van opslag zou verlagen. 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. Sommige leveranciers rekenen die ook aan. Ecopower doet dat niet. Daar staat tegenover de klanten met terugdraaiende meter minder voordeel hebben van de lagere prijzen voor elektriciteit de afgelopen jaren. Vanaf 2025 zal iedereen met zonnepanelen een digitale meter krijgen. 

In een proefproject voor een dynamisch tarief werken we aan een stuursignaal. Daarmee zouden we klanten moeten 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.

Het is niet zinvol en niet efficiënt om dat te proberen 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.

Er is een testproject gestart op 1 juli 2022. Het was de bedoeling om tegen 1 januari 2023 genoeg informatie te hebben om het ook effectief in te voeren. Er blijkt meer tijd nodig te zijn. De energiecrisis met zeer hoge prijzen maakt het een stuk moeilijker. Dat zal uiteindelijk positief zijn. Zonder de energiecrisis hadden we mogelijk sneller een prijs kunnen zetten, maar die zou dan mogelijk niet robuust zijn. We kunnen dus nog geen definitieve timing vooropstellen, maar het komt er aan.

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.

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 niet 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 dat dan vermeden wordt. 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.

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

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.

Het waterstofvraagstuk volgen we op. Het is geen systeem dat gegarandeerd rendement geeft, het is eerder een soort tussensysteem. Het meest logische is dat in de eerste plaats productie van waterstof voor industriële processen, die nu uit aardgas komt, vervangen wordt door groene waterstof. We zien hierin niet meteen een rol voor Ecopower.

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.

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.

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.

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.

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