ADVIES ALGEMENE RAAD COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS. betreffende

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Nijverheidsstraat 26-38 1040 Brussel Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09

COMMISSIE VOOR DE REGULERING VAN DE ELEKTRICITEIT EN HET GAS

ALGEMENE RAAD

ADVIES AR070302-036

betreffende

het Preliminary report, Belgium Energy Challenges towards 2030 gegeven met toepassing van artikel 24, § 3, 3°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt

2 mars 2007

Situering 1. De minister van economie, energie, buitenlandse handel en wetenschapsbeleid vroeg de CREG, bij schrijven van 11 augustus 2006, om advies uit te brengen over het preliminair rapport van de Commissie Energie 2030 (hierna “CE2030” genoemd) Dit rapport werd op 17 november 2006 openbaar gemaakt. De voorgestelde adviestermijn bedroeg twee maanden. 2. Op de raadzitting 20 december verklaarde de vertegenwoordigster van de federale minister van economie, energie, buitenlandse handel en wetenschapsbeleid dat de reviewpanels uitstel van advies zouden kunnen krijgen tot 17 februari 2007. De Algemene raad van de CREG besloot om van deze mogelijkheid tot uitstel gebruik te maken.

Onderwerp van de studie 3. De terms of reference zijn vastgelegd in het Koninklijk Besluit van 6 december 2005, verschenen in het Belgisch staatsblad op 19 december 2005: Art. 1. Bij de Federale Overheidsdienst Economie, K.M.O., Middenstand en Energie wordt een Commissie voor de Analyse van het Belgisch energiebeleid tegen het jaar 2030, « Commissie Energie 2030 » opgericht, hierna de « Commissie 2030 » genoemd. Art. 2. De Commissie 2030 is belast met het uitschrijven van een rapport waarin de strategische keuzen van het Belgische energiebeleid op lange en middellange termijn worden voorgesteld op basis van scenario's door haar in samenspraak met de studiediensten van het Federaal Planbureau gedefinieerd en uitgevoerd door voornoemde studiediensten zoals vermeld in artikel 8. Het rapport levert de wetenschappelijke en economische analyses die nodig zijn voor de evaluatie van die keuzen; het legt de klemtoon op de economische, sociale en milieuaspecten van de verschillende beleidsopties voor het investeren in productie, opslag en transport van energie, rekening houdend met de verschillende hernieuwbare en niet-hernieuwbare energiebronnen en -types en de aspecten van bevoorradingszekerheid, energetische onafhankelijkheid en technische realiseerbaarheid. Tot besluit formuleert het rapport een voorstel van strategische keuzen op lange en middellange termijn. Art. 3. Het rapport van de Commissie 2030 bevat onder meer het onderzoek van de volgende punten: 1° een becijferde evaluatie van de economische, sociale en milieu-impact van de verschillende keuzen van energiebeleid op middellange en lange termijn; 2° een actualisering van de technisch-economische gegevens van het verslag van de vorige Commissie voor de Analyse van de Middelen voor Productie van Elektriciteit en de Reëvaluatie van de Energievectoren (AMPERE), opgericht bij koninklijk besluit van 19 april 1999, met daarbij een analyse van de economische, sociale en milieukosten; 3° een analyse van de instrumenten die in de vrijgemaakte markt moeten worden ingezet om de doelstellingen inzake energiebeleid van het land te

2/25

verwezenlijken; die analyse verduidelijkt de haalbaarheid van de verschillende opties, rekening houdend met de mogelijke privé- en openbare investeringen en met het gedrag van de operatoren op de vrijgemaakte markt; 4° de maatregelen die genomen moeten worden om grote stroompannes te voorkomen. Art. 8. De studiediensten van het Planbureau zorgen voor de uitwerking en evaluatie van de opties inzake energiebeleid; zij doen daarbij beroep op een aantal economische ad hoc modellen. 4. Na analyse van het preliminair rapport stelt de Algemene raad van de CREG vast: a. Het rapport beschrijft de huidige situatie van België op energetisch gebied, identificeert de uitdagingen waaraan België een antwoord moet geven en analyseert een aantal mogelijke scenario’s tot 2030. CE2030 besluit met een serie aanbevelingen. b. De kosten voor het energiesysteem van verschillende opties van energiescenario’s werden door het FPB met het PRIMES model berekend. Dit model wordt ook door de Europese commissie gebruikt in het kader van haar energiepolitiek. c. Het PRIMES model becijfert niet de impact van de gekozen scenario’s op de economische groei en werkgelegenheid (noch voor de energiesector, noch voor andere sectoren). d. De analyse van CE2030 concentreert zich sterk op het elektrisch systeem. Het ander energiegebruik in de sectoren huishoudens, transport, industrie en de tertiaire sector komt in de analyse weinig aan bod. e. De sociale aspecten i.v.m keuzen in het energiebeleid komen in de analyse weinig aan bod. f. Het aspect van de competitiviteit van de ondernemingen, in het bijzonder de energie intensieve, komt weinig aan bod. g. De milieu-aspecten blijven beperkt tot CO2. Er wordt weinig aandacht besteed aan andere factoren, zoals fijn stof, verzurende emissies, afval, radioactiviteit, visuele impact, … h. De studie neemt 2030 als referentiepunt, maar analyseert niet wat de effecten op milieu, sociaal en economisch vlak zullen zijn voor de langere termijn ten gevolge van de keuzes uit de verschillende energiescenario’s. i. Het rapport stelt fundamentele keuzes m.b.t energie. Niet alle aanbevelingen zijn het resultaat van het werk van het FPB en de simulatie met het model PRIMES. De scenario-analyse van het FPB vormt slechts één van de elementen (het betreft voornamelijk gegevens m.b.t de samenstelling van de energiemix en energie-efficiëntie) waarover CE2030 zich uitspreekt.

3/25

Procedure van de consultatie 5. De Algemene raad waardeert het dat de panels de mogelijkheid kregen tot inspraak, en dat de Algemene raad van de CREG uitstel gekregen heeft tot 17 februari 2007 om zijn advies in te dienen. 6. Desondanks bleef de consultatieperiode beperkt voor een rapport dat de bedoeling heeft de hele energieproblematiek van België te omvatten tot 2030. De voorziene periode was nog te kort om consensus te vinden over de gebruikte methodologie en de vele aanbevelingen die reeds in het tussentijds rapport staan. Om tot een beter onderbouwd advies te komen heeft de Algemene raad nog uitstel aangevraagd tot 2 maart 2007. De Algemene raad vraagt dat zijn aanbevelingen nog verwerkt worden in het eindrapport. 7. Het advies behandelt in het eerste deel de methodologie en de hypothesen die gebruikt werden voor de analyse, en in het tweede deel, weliswaar op hoofdlijnen, de aanbevelingen van de CE2030.

Invalshoek van de studie Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering: 8. Alhoewel de studie waardevolle elementen aanreikt voor het debat, is het tussentijds rapport, vanwege gekozen invalshoek (zoals omschreven op pag. 23 van het preliminair rapport) nog onvoldoende breed onderbouwd, om als enige referentie te worden weerhouden voor de constructieve dialoog die moet leiden naar de te nemen keuzes in het energiebeleid. 9. Daarom willen zij verwijzen naar het doctoraatsproefschrift van Erik Laes (2006), Kernenergie en duurzame ontwikkeling, theoretische reflecties en kritischinterpretatief onderzoek naar een betere ondersteuning van de besluitvorming, onder promotorschap van de professoren dr. ir. W. D’haeseleer en R. Weiler. De auteur omschrijft drie ideaaltypische perspectieven op de rol van kernenergie in een duurzame energietoekomst: het managmentsperspectief, het controleperspectief en het hervormingperspectief. “Vermits deze perspectieven zich baseren op andere probleemomkaderingen, andere gegevens, methodes en wetenschappelijke rapporten gebruiken, bestaan er nauwelijks transversale verbanden tussen deze perspectieven. Dergelijke omstandigheden stimuleren enkel een vorm van antagonistisch leren, waarbij vele aspecten van de internationaal aanvaarde visie op duurzame ontwikkeling onderbelicht blijven.” Om de polarisatie te overstijgen pleit de auteur ervoor om “de kwaliteit van de interacties te verhogen via het bevorderen van collectieve leerprocessen die de zelfreflexiteit van het collectieve debat proberen te verhogen.” En “een onafhankelijk agentschap voor duurzame energievoorziening zou op basis van gedegen informatie en onderzoek, de articulatie en discussieprocessen moeten bevorderen. De verschillende dimensies van de energiepolitiek moeten aan bod

4/25

komen. Grootste zorg moet besteed worden aan de voorbereiding en organisatie van een deliberatie aangaande de onderzoeksvragen. De evaluatie van de verschillende opties dient te gebeuren op basis van een lijst met duurzaamheidscriteria en indicatoren. Het is van belang dat deze lijst die het kader vormt van het debat, legitiem is voor de verschillende soorten actoren.” Er wordt ook gepleit voor de toepassing van multi-criteria methode, die toelaat om op een participatieve wijze heen-en-terug te redeneren tussen toekomst gerichte energiescenario’s en de mogelijke criteria, om de impacts van deze scenario’s te evalueren. “De strategische prioriteiten voor een duurzame energievoorziening moeten gebaseerd zijn op een brede kosten batenanalyse. Deze analyse moet ondersteund worden door een wetenschappelijk verantwoorde vorm van toekomstverkenning, op voorwaarde dat de nu gangbare toekomstverkenningspraktijken aangepast worden om normatief geïnspireerde analyses mogelijk te maken”. 10. Zij gaan akkoord met de analyse en de aanbevelingen van Erik Laes. Zij stellen vast dat het preliminair rapport vooral geschreven is vanuit een invalshoek die overeenkomt met het managmentsperspectief. Daarom vragen zij om ook andere hypothesen en scenario’s in beschouwing te nemen om hen toe te laten de juiste afwegingen te kunnen maken voor het energiebeleid op middellange en lange termijn. Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruikers, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers: 11. Het Federaal Planbureau geeft in zijn WP 1-07 « Toelichting bij sommige uitdagingen voor het Belgische energiebeleid in het kader van klimaatdoelstellingen » de mening te kennen dat de studie van de Commissie 2030 fundamentele elementen voor de ontwikkeling van een evenwichtig en realistisch energiebeleid op lange termijn bevat. Het past trouwens perfect in de visie van de Europese Commissie. Het verstrekt essentiële informatie over onder andere het evaluatiemodel van de gevolgen voor het Belgisch energiestelsel en de technisch-economische gegevens van de energietechnologieën die met het oog op 2030 gebruikt worden. Het werpt een zeer verhelderend licht op de inzet van het Belgisch energiebeleid met het oog op 2030 en zet tegelijk een belangrijke stap vooruit in de uitwerking van het klimaatbeleid na 2012. Het definitieve rapport van de Commissie 2030 is één van de pijlers waarop het maatschappelijke debat moet kunnen steunen.

5/25

Gebruikte hypothesen Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering gelden de punten 12, 13 en 14: 12. De prijs van nucleaire energie lijkt minimalistisch ingevuld: a. Het effect van de prijsstijging van uranium in de productiekost van nucleaire energie werd niet in rekening gebracht. Volgens CE2030 zou een verdubbeling van de uraniumprijs een kostprijsstijging van 2 tot 5% veroorzaken. Een gering effect, maar gezien de recente (en de te verwachten) prijsstijgingen van het ruwe uranium, toch niet verwaarloosbaar tegen het jaar 2030. b. Voor de kostprijs van de bouw van nieuwe kerncentrale van 1700 MW, werd de geschatte kostprijs van de centrale in aanbouw in Finland als referentie genomen (geraamd op 3,2 miljard euro). Ondertussen staat vast dat deze kosten onderschat waren, o.a. vanwege de vertraging die het project reeds heeft opgelopen (kosten zouden oplopen tot ongeveer 5,2 miljard euro1). Noch de greenfieldkosten (CE2030 gaat ervan uit dat een eventuele nieuwe kerncentrale in Doel gebouwd zal worden, terwijl nog niet zeker is of dit omwille van milieuredenen mogelijk is), noch de kosten voor de versterking van het transportnet werden in rekening gebracht. c. De levensduurverlenging van de bestaande kerncentrales Doel 3 en 4 en Tihange 2 en 3 zou volgens CE2030 zonder een extra investering kunnen gebeuren. Dit lijkt twijfelachtig. Er zou minstens een onzekerheidsmarge in de berekening meegenomen moeten worden. d. Hoewel er nog veel onzekerheden bestaan over de ontmanteling van centrales en de berging van het afval, gaat de commissie ervan uit dat dit geen bijkomende problemen geeft en dat de provisies zullen volstaan. Niettegenstaande de sector verplicht is om deze eventuele meerkosten op zich te nemen, wordt in het model niet gerekend met een onzekerheidsmarge. e. De objectieve aansprakelijkheid in geval van een nucleair ongeval is nog steeds geplafonneerd op 300 miljoen euro volgens de conventies van Parijs (1963) en Brussel (1968). In 2004 besloten de ondertekende partijen om deze conventies te herzien: de aanspakelijkheid van de exploitant werd opgetrokken tot 700 miljoen euro; de tussenkomst van de staat tot 500 miljoen euro en de bijdragen van alle andere contractanten tot 300 miljoen euro. Deze herziening is nog niet bekrachtigd door de Belgische overheid. Toch lijkt het aangewezen om deze herziening van de aansprakelijkheidsregels, als een bijkomende kost mee te nemen in de modelmatige berekeningen. Steve Thomas, Economics of Nuclear Power, PSIRU, Busines School, University Greenwich, October 2006 1

6/25

13. De aannames voor hernieuwbare energie lijken eerder conservatief ingeschat. Edora, Ode Vlaanderen en Apere onderzochten de gebruikte parameters en uitkomsten van het model. Op basis van hun onderbouwde analyse (zie documenten in bijlage) komt de sector van de hernieuwbare energie tot de conclusie dat de volgende parameters onderschat worden in het model: a. Het potentieel van foto voltaïsche energie, zowel qua beschikbaar oppervlakte als efficiëntie in energieomzetting. b. De evolutie van de groeivoeten voor foto voltaïsche energie. c. De evolutie van de kosten van foto voltaïsche energie. d. Het potentieel van windenergie op land. e. De evolutie van de groeivoeten van windenergie. f. De evolutie van de kosten van windenergie op land en off-shore. g. Het potentieel van biomassa door de sterke stijging in de gebruikte aanbodscurve voor biomassa 14. Zij vragen zich af of een aanpassing van de bovenstaande hypothesen een significante verschil zou geven in de scenario analyse. Zij denken dat het nuttig zou zijn daarom een bijkomende berekening uit te voeren met het PRIMES model, door al de parameters die verband houden met de hierboven geformuleerde opmerkingen (punt 12 tot 13), gelijktijdig aan te passen in het model. Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruikers, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers gelden de punten 15, 16 en 17: 15. Zij gaan ervan uit dat de leden van de Commissie 2030 over een grote expertise beschikken op het vlak van de nucleaire energie en zij zien geen nieuwe elementen om de gebruikte hypothesen fundamenteel in vraag te stellen. Zij wijzen in het bijzonder op volgende punten: a. De uraniumprijs vertegenwoordigt slecht een zeer beperkt aandeel in de totale kostprijs van nucleaire energie (1 à 2% cfr. Hearing commissie 2030 van 2 december 2006). Synatom bevoorraadt zich bijna uitsluitend via langetermijncontracten, zodat de verwijzing naar de recente prijsstijging op de spotmarkt niet relevant is. b. De kost voor de bouw van de nieuwe kerncentrale in Finland zou ca 10 % boven het initiële budget liggen. Deze overschrijding zou hoofdzakelijk het gevolg zijn van het feit dat het gaat om de eerste industriële toepassing van een nieuw type centrale (EPR). De hypothesen die gebruikt worden in de studie lijken overigens in overeenstemming met de informatie m.b.t. andere industriële projecten en met de cijfers vooropgesteld in de laatste update van OESO “Projected costs of generating electricity”. De werkgevers verwijzen in deze context eveneens naar Working paper 1-07 van het Federaal Planbureau, waarin op blz. 12 wordt gesteld dat zelfs bij een verdubbeling van de uraniumprijs en een verhoging met 50% van de investeringskost t.o.v. de basishypothesen nucleaire energie de meest competitieve productietechniek blijft.

7/25

c. De investeringen/kosten die noodzakelijk zijn om de eenheden Doel 3-4 en Tihange 2-3 langer dan 40 jaar in dienst te houden zijn volgens de leden van CE 2030 inbegrepen in de exploitatiekosten.die in het model gehanteerd worden. Zij worden concreet vastgelegd in het kader van de tienjaarlijkse revisies. d. Voor de kosten van de ontmanteling van de centrales en de berging van het afval worden de noodzakelijke provisies aangelegd bij Synatom. De bedragen zijn bepaald op basis van de beschikbare expertise en ervaring in binnen- en buitenland. e. De risico’s worden gedekt op basis van afspraken die in internationaal verband worden gemaakt. Uit de studies van Extern E blijkt overigens dat de externe kosten van nucleaire elektriciteitsproductie (die o.m. rekening houden met de risico’s voor de gezondheid van de werknemers en de bevolking) significant lager dan deze van elektriciteitsproductie op basis van fossiele brandstoffen. 16. Wat de hernieuwbare energiebronnen (HEB) betreft, zou de Commissie 2030 een kritische analyse moeten maken van de diverse opmerkingen over de hypotheses van het PRIMES model in verband met HEB. Indien de Commissie de weergegeven standpunten deelt en als die van aard zijn om de resultaten op significante wijze te veranderen, zouden die in het model moeten opgenomen worden. 17. De beperking voor biomassa werd in de bijlage bij de studie (nota van Prof. De Ruyck) vooropgesteld, maar werd in het model niet als dusdanig opgenomen. Zoals vermeld in het antwoord op vraag 2.3. van de VREG werd in het model integendeel gebruik gemaakt van “increasing supply cost curves”, die de toenemende “schaarste” op de markt reflecteren. Deze benadering lijkt correct, aangezien een sterke toename van de globale vraag naar biomassa leidt tot hogere prijzen (zowel voor import als voor de biomassaproducten die in eigen land beschikbaar zijn). Dit fenomeen wordt overigens vandaag reeds vastgesteld op de markt.

8/25

Gekozen scenario’s Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering gelden de punten 18 en 19: 18. Alhoewel de studie van CE2030 waardevolle informatie aanreikt , willen zij een beter zicht krijgen op de mogelijke impact van de verschillende beleidskeuzen op het socio-economisch systeem. Om de juiste afwegingen te kunnen maken, zijn bijkomende scenario-analyses nodig. Deze pistes zouden in het eindrapport van CE2030 verwerkt kunnen worden, of zouden door het Federaal Plan Bureau nader onderzocht kunnen worden, bijvoorbeeld door in de studie over het Belgisch klimaatbeleid na 2012, de berekeningen door te trekken tot 2030. Concreet worden volgende scenario’s als waardevol voor verder onderzoek weerhouden: a. Vooruitstrevend beleid van energie-efficiëntie en vraagbeheersing voor alle sectoren. Alhoewel er nog vele drempels overwonnen moeten worden door een flankerend beleid, vragen de hierboven vernoemde leden van de Algemene raad om toch rekening te houden met de mogelijkheid om het energieverbruik voor verwarming met 50 % te reduceren voor de helft van de Belgische woningen. Wat verkeer over de weg betreft, dient rekening gehouden te worden met het Europese voorstel om de CO2 uitstoot van nieuwe wagens te beperken tot 120 g/km vanaf 2012 en tot 95 g/km vanaf 2020. Een recente studie van OESO wijst erop dat de meeste westerse landen tekenen van saturatie van het wegverkeer vertonen. In Duitsland is het energiegebruik van het wegtransport zelfs licht gedaald sinds 2000. Een stabilisatie tot vermindering van de energievraag voor het transport lijkt dus mogelijk. Verder willen de hierboven vernoemde leden van de Algemene raad dat gerekend wordt met afschrijvingstermijnen die overeenkomen met een lagere internal rate of return voor de middellange en lange termijn (bijvoorbeeld tot 6% voor de industrie en huishoudens i.p.v de 12, resp. 17% die in het rapport gebruikt worden). Voor de toepassing van WKK zou rekening gehouden moeten worden met een pro-actief scenario dat meer dan 35 % van de Belgische elektriciteitsvraag dekt (zie o.a. de potentieelstudie HE en WKK van het VITO, 2005). Zo dient er ook rekening gehouden te worden met de studie “Cogénération à la biomasse – Une solution renouvelable et moins chère pour l’énergie belge – Octobre 2006” gemaakt door Laurent Minguet. Deze studie overweegt om alle elektriciteit en warmte van 80% van de op het warmtenet aangesloten verbruikers op te wekken met behulp van WKKcentrales gestookt met biomassa. Volgens de auteur zou dit systeem ook toelaten de CO2-emissies met 52 Mt te verminderen, vergeleken bij de 120 Mt aan CO2 die België elk jaar uitstoot. b. Een nucleair scenario waarbij de bouw van een nieuwe kerncentrale uitgesloten wordt en waarbij het financieel voordeel van de afgeschreven centrales berekend wordt vanaf 2005. Men zou een inschatting kunnen maken van deze stranded benefiths, door elk jaar het verschil te berekenen tussen de kostprijs van de nucleaire energieproductie en een inschatting van

9/25

de marktprijs volgens het principe van de marginale kost, zoals beschreven staat op pag. 26 van het preliminair rapport. Voor de nucleaire productiekost gelden dan de aannames waarmee het model rekent. Voor de marktprijs kan de productiekost van de marginale centrale (een gas of steenkoolcentrale) als referentie dienen. c. Een basisscenario, dat in het kader van de doelstellingen van het Europees klimaatbeleid na 2012, rekening houdt met het systeem van verhandelbare emissierechten op het Europees niveau en de uitstoot van andere broeikasgassen. De inspanningen worden dan meer verdeeld volgens de marginale reductiekost, waardoor de CO2 kost minder hoge toppen zal scheren. Volgens working paper 1-07 van FPB (pag.10) wordt de marginale reductiekost voor broeikasgassen, corresponderend met een Europese reductiedoelstelling van 30 %, geschat op 200 euro per ton. Deze waarde is weinig onderhevig aan het Belgisch beslissing om geleidelijk uit de kernenergie te stappen. Ook het kader van flexibele mechanismen zou blijven bestaan. Concreet betekent dit dat de CO2 kost dan op een Europese markt als een externe variabele beschouwd wordt. In deze context lijkt het waardevoller om de impact van de verschillende opties in het energiebeleid op de economische groei, als uitkomst te kennen. d. Een scenario waar de capaciteit foto voltaïsche energie op het niveau blijft van het basisscenario en waarin deze capaciteit vervangen wordt door centrales op biomassa en kolen of kolencentrales met CCS. 19. Zij vragen of het mogelijk is om ook een aantal baten van de verschillende opties in de energiescenario’s in rekening te brengen: netto creatie van werkgelegenheid t.g.v recyclage van de CO2 kost in de economie; creatie van werkgelegenheid in de sector van hernieuwbare energie en de bouw; lagere impact op leefmilieu en volksgezondheid, ... Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruikers, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers gelden de punten 20, 21, 22 en 23: 20. Er is een onderscheid tussen de resultaten van het PRIMES model2 dat de meest efficiënte keuzen bepaalt om de voorgenomen doelstelling van beperking van energiegebonden CO2 te bereiken en de specifieke beleidsvormen die kunnen gevoerd worden om bijvoorbeeld bepaalde keuzen aan te moedigen. Zo kunnen instrumenten die o.a. inspelen op de kosten (of op de rendementspercentages) de keuzen een bepaalde richting uitduwen. Deze specifieke beleidsvormen zijn de vrucht van een politieke wil en niet het resultaat van een model. Het preliminair rapport geeft via zijn aanbevelingen de te volgen weg aan om het antwoord te vinden op een aantal uitdagingen die zich nu en later zullen stellen. De specifieke beleidsvormen doen niet meer dan gebruik maken van de resultaten van het model.

2

Gebruikt door het Federaal Planbureau in het kader van het preliminair rapport 10/25

21. Net zoals voor de hernieuwbare energiebronnen (HEB) betreft, zou de Commissie 2030 een kritische analyse moeten maken van de diverse opmerkingen over de hypotheses van het PRIMES model in verband met energie-efficiëntie. Indien de Commissie de weergegeven standpunten deelt en als die van aard zijn om de resultaten op significante wijze te veranderen, zouden die in het model moeten opgenomen worden. 22. Het behoort zeker niet tot de bevoegdheid van een dergelijk rapport om de exploitatiewinst van uitbaters van elektriciteitscentrales en dan nog wel van welbepaalde (kern)centrales te berekenen. 23. Tot slot laten deze vertegenwoordigers opmerken dat het rapport een aantal verplichtingen in verband met beperkte stroominvoer en het niet toevlucht nemen tot flexibiliteitmechanismen in overweging neemt. Door deze aanpak en deze hypothesen wil de Commissie 2030 de binnenlandse maatregelen bepalen die moeten getroffen worden om de doelstellingen met het oog op de vermindering van de uitstoot van energiegebonden CO2 te bereiken indien alles in België zou moeten gedaan worden.

Aanbevelingen: de algemene principes 24. België moet zich volledig aligneren op de Europese energiepolitiek De Algemene raad kan in principe akkoord gaan met deze aanbeveling, maar stelt vast dat er nog geen sprake is van een volwaardige Europese energiemarkt, noch een Europese energiepolitiek. Het groenboek, een Europese strategie voor een zekere, competitieve en duurzame energie moet een aanzet vormen voor een transparante Europese energiepolitiek. Daarbij moet Europa de voorwaarden kunnen opleggen om effectieve marktwerking mogelijk te maken. De aanstelling van een Europese regulator, die in samenwerking met de nationale regulatoren toeziet op de correcte marktwerking, is nodig. Op Europees niveau dient het energie- en klimaatbeleid verregaand geïntegreerd te worden met o.a. het industrieel en het sociaal-economisch beleid. Er moet gestreefd worden naar een maximale harmonisatie in de regelgeving ter bevordering van hernieuwbare energie en energie-efficiëntie. Deze noodzakelijke harmonisatie belet echter niet dat nog een zekere differentiatie van doelstellingen mogelijk blijft in functie van de lokale omstandigheden. Wat het Europees energie- en klimaatbeleid betreft, vraagt de Algemene raad dat België de vinger in de pap en aan de pols houdt en dat de regering over de in te nemen standpunten terugkoppelt naar het parlement en de maatschappelijke actoren die vertegenwoordigd zijn in de verschillende adviesraden. 25. België moet zorgen voor een stabiel reglementair kader, gebaseerd op een coherente lange termijn visie De Algemene raad erkent dat België zekerheid moet geven aan nieuwe en bestaande investeringen inzake energiebevoorrading en dat daarvoor zowel stabiele en coherente lange termijndoelstellingen nodig zijn, als een transparante marktwerking en een betrouwbare overheid die de regels niet om de haverklap verandert. Vanwege het minder goede investeringsklimaat op de Belgische energiemarkt en de onzekerheden over het lange termijn milieubeleid en in het

11/25

bijzonder het klimaatbeleid na 2012, worden noodzakelijke investeringen te veel uitgesteld. 26. Een harmonisering van regelgeving tussen verschillende gewesten en het federaal niveau De Algemene raad is voorstander van een verregaande integratie, zowel horizontaal als verticaal, van het beleid m.b.t energie, milieu, sociaal economisch en industrieel beleid, in volledige coherentie met het Europese beleid. De Algemene raad pleit ervoor dat de regelgeving inzake energie, tussen de verschillende gewesten onderling en t.o.v het federaal niveau, op elkaar afgestemd wordt, met respect voor het overleg en met de bevoegdheden van de regionale instanties. Dit betekent dat voor de omzetting van de Europese regelgeving en bij het tot stand komen van nieuwe federale of regionale wetgeving m.b.t energie, er steeds op voorhand afgetoetst wordt tussen de gewesten en de federale overheid. 27. België kan het zich niet veroorloven alle eieren in dezelfde mand te leggen België moet streven naar een evenwichtige samenstelling van de mix van primaire energiebronnen. Omwille van risicobeheersing moet er gestreefd worden naar een spreiding van primaire energiebronnen en landen van herkomst. Hierbij moeten meerdere criteria meespelen: kostprijs, beperking op prijsvolatiliteit, geopolitieke stabiliteit, bijdrage tot energieonafhankelijkheid, bevoorradingszekerheid, impact op het leefmilieu en de volksgezondheid, ontwikkelingsmogelijkheden voor de toekomst, effect op werkgelegenheid, impact op industriële activiteit, klimaatomstandigheden van het land, ... 28. Belgische energiepolitiek reductiedoelstellingen.

moet

rekening

houden

met

substantiële

CO2

De Algemene raad gaat akkoord met deze randvoorwaarde voor het opstellen van het energiebeleid, op voorwaarde dat het Belgisch klimaatbeleid zich op een evenwichtige wijze kadert binnen een ambitieus maar haalbaar Europees klimaatbeleid, waarbij het systeem van de emissiehandel ervoor zorgt dat de verdeling van de inspanningen zoveel mogelijk volgens de marginale kost gebeurt. Europa moet daarvoor meer uniforme regels uitvaardigen voor de verdeling van de CO2 emissierechten. Een sectorale benadering voor de industrie die valt onder het toepassingsgebied van de richtlijn Verhandelbare Emissierechten, dient overwogen te worden op Europees niveau voor de periode na 2012, evenals methoden om de Europese emissiehandel effectiever te maken in het bereiken van de klimaatdoelstellingen. Het Europees klimaatbeleid moet aanzetten tot een geharmoniseerde aanpak van energie-efficiëntie in andere sectoren (productnormering, fiscale maatregelen, subsidies, ...) Flexibele mechanismen moeten als een aanvullend instrument ingezet worden om de doelstellingen te halen. De inzet van flexmex dient rekening te houden met de principes van Duurzame Ontwikkeling.

12/25

Concrete aanbevelingen 29. Energiebesparing volgens wat rederlijkerwijs aanvaardbaar is De Algemene raad stemt in met deze aanbeveling. Toch is hij van oordeel dat men tegelijk, op micro-economisch niveau, moet rekening houden met de directe kosten en baten en, op macro-economisch niveau, met de directe en indirecte kosten en baten van een dergelijk beleid. In dat verband dient onder andere rekening gehouden met de mutiplicatiefactor op macro-economisch niveau (het scheppen van werkgelegenheid en van toegevoegde waarde door de betrokken investeringen). Volgens de Algemene raad moet dit beleid elk van de medespelers ertoe aanzetten om, op zijn niveau, alle rendabele investeringen in REG te doen. Indien, op micro-economisch niveau, sommige economisch rendabele investeringen spontaan gebeuren, is dat voor andere niet het geval omdat er zich een aantal hinderpalen van allerlei aard voordoet. Op dat niveau dienen bijgevolg adequate maatregelen getroffen te worden om de desbetreffende hinderpalen op te ruimen en daarbij bijzondere aandacht te besteden aan de gezinnen met een bescheiden inkomen. Bovendien kunnen sommige investeringen die op micro-economisch vlak onrendabel blijken, door naast elkaar geplaatst te worden op macro-economisch vlak wel een belangrijk positief effect hebben, zowel in economisch en sociaal opzicht als uit het oogpunt van milieubescherming. In dit denkbeeldige geval moet tevens een adequaat aanvullend beleid van incentives gevoerd worden om de microeconomische krachten ertoe aan te sporen deze investeringen te doen. Dit beleid moet daarenboven op alle machtsniveaus uitgewerkt worden, in overleg met alle medespelers en binnen elke van de betrokken sectoren. Voornamelijk voor de huishoudens is het sociaal haalbaar potentieel voor energiebesparing kleiner dan het economisch potentieel. Programma’s voor vraagbeheersing hebben tot hiertoe in bepaalde segmenten een beperkt effect gehad, waardoor men zou kunnen besluiten dat de transactiekosten ‘per definitie’ hoog zijn. Het is de taak van het energiebeleid, om via een meer doordachte mix van maatregelen (sensibilisering, productnormering, subsidiëring van alternatieven, rentoloze leningen, via fiscale maatregelen inspelen op het prijsmechanisme, ...) de afstand tussen het sociaal en het economisch potentieel zo klein mogelijk te maken tegen een zo laag mogelijke kostprijs. Via regulerings impact analyse moet er bijzondere aandacht gaan naar de effectiviteit en de efficiëntie van de in te zetten instrumenten, ten einde ook rebound-effecten te vermijden. Positief is dat steeds meer mensen overtuigd worden van de ernst van het klimaatprobleem en de schaarste aan fossiele energiebronnen en bijgevolg meer en meer gesensibiliseerd geraken om zuinig met energie om te springen. Door de toenemende aandacht voor rationeel energiegebruik zou een multiplicator effect kunnen ontstaan, waardoor vraag en aanbod elkaar zouden versterken en waardoor de kosten van energie-efficiënte investeringen sneller kunnen dalen. Inzake technologieën die de warmte (en koeling) behoefte rationaliseren (zoals warmtekrachtkoppeling, warmtepomp, zonnecollector, zonnekoeling, ...) heeft België nog heel wat ontwikkelingspotentieel, ook op microschaal.

13/25

De invoering van strengere Europese normen voor nieuwe voertuigen en de congestie op onze wegen kunnen de toename van het energiegebruik in het wegverkeer afremmen. De vrijwillige convenanten inzake energie-efficiëntie, tussen overheid en bedrijfsleven zetten het bedrijfsleven aan tot het nemen van investeringen in energie-efficiëntie en dragen bij tot een sterke sensibilisering. Tegelijkertijd wordt rekening gehouden met de competitiviteit van de bedrijven. Toch blijft er nog een besparingspotentieel in de industrie: door technologische evolutie en stijgende brandstofkosten zullen nieuwe maatregelen inzake energie-efficiëntie in de toekomst economisch haalbaar worden. Doordat in de energieconvenanten een cyclus ingebouwd is, wordt hier rekening mee gehouden. De Algemene raad is van oordeel dat de toepassing van ‘smart metering’ gecombineerd met ‘real pricing’, een betere transparantie van de elektriciteitsfactuur en een modernisering van de netwerken goede pistes zijn om verder rekening mee te houden. Deze pistes dienen evenwel, vooraleer ze in de praktijk uitgewerkt worden, grondig onderzocht worden op hun kosten en baten. Zo zou het bijvoorbeeld interessant kunnen zijn om de aanbeveling m.b.t ‘smart metering’ en ‘real pricing’ gedifferentieerd uit te voeren voor de verschillende types van niet residentiële afnemers. 30. Energieprijsstijgingen moeten volledig aan de gebruiker doorgerekend worden Wat uiteindelijk telt is dat de energiefactuur van de klant betaalbaar blijft. De factuur hangt zowel af van de prijs van de energiedrager als van de efficiëntie van de technologie die gebruikt wordt om de gewenste functie te vervullen. Hoge energieprijzen betekenen in die context een stimulans om meer te investeren in energie-efficiëntie. De Algemene raad staat achter het algemene principe dat de reële kosten verbonden aan het energiesysteem doorgerekend worden aan de gebruiker. Toch wil de Algemene raad benadrukken dat er voor twee doelgroepen een uitzondering gemaakt moet worden: (1) voor de laagste inkomens en de kwetsbare klanten moet de energiefactuur betaalbaar blijven en; (2) voor de energie-intensieve industrie die bloot staat aan internationale concurrentie, dient erover gewaakt te worden dat het prijsniveau voor de energie vergelijkbaar blijft met dat van de voornaamste handelspartners van België. De vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering zijn van mening dat voor de laagste inkomens en de kwetsbare klanten het recht op een basispakket aan energie gewaarborgd moet blijven en dat daarvoor sociale tariefmaatregelen nodig zijn. Ze verwijzen naar hun standpunt zoals dat tot uiting komt in het advies over de voorstellen van tot vaststelling van maximumprijzen voor de levering van elektriciteit aan de residentiële beschermde klanten met een laag inkomen of in een kwetsbare toestand, dat op 16 februari werd aangenomen door de Algemene Raad van de CREG.

14/25

De vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruikers, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers zijn van mening dat voor de laagste inkomens en de kwetsbare klanten het recht op een basispakket aan energie gewaarborgd moet blijven en dat daarvoor sociale tariefmaatregelen nodig zijn. 31. Nucleaire optie openhouden en afspraken maken met de sector volgens het voorbeeld van Borssele Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering: Om de bevoorradingzekerheid te garanderen moet België streven naar diversificatie van primaire energiebronnen: geen monocultuur, wel een evenwichtige energiemix. De samenstelling van deze mix kan niet alleen afhangen van de kostprijs. Meerdere aspecten spelen mee: ontwikkeling van fillières en creatie van werkgelegenheid in sectoren met een groot groeipotentieel, minimale effecten op het leefmilieu (fijn stof, verzurende emissies, CO2 uitstoot, productie van afval), bijdrage tot het creëren van energieonafhankelijkheid, veiligheid van de exploitatie, inpasbaar in een systeem van effectieve marktwerking. De samenstellingen van de in te zetten energiemix zal ook afhankelijk zijn van de beheersing van de energievraag. Inzake rationeel energiegebruik bestaat in België nog een groot besparingspotentieel. Hier moet België een inhaalbeweging maken. Bovendien gaan investeringen in rationeel energiegebruik gepaard met creatie van nieuwe jobs. Bijgevolg kunnen wij de nucleaire optie niet los zien van de huidige Belgische context, waaronder het nog onbenut potentieel van energiebesparing, de beperkte inzet van hernieuwbare energiebronnen en de gebrekkige marktwerking op de Belgische elektriciteit- en gasmarkt. De huidige marktstructuur op de elektriciteit en gasmarkt (beide gekenmerkt door een hoge mate van concentratie door dezelfde speler), is immers de voornaamste reden waarom nieuwe investeringen in elektriciteitsproductie uitgesteld worden. Ook de onzekerheid die over de kernuitstap gecreëerd wordt, is een belangrijke factor van onzekerheid voor potentiële investeerders. Er moet een mechanisme ingevoerd worden om de windfall profits van de afgeschreven nucleaire centrales te recuperen. Deze zijn immers het gevolg van de versnelde afschrijvingspolitiek in de jaren 80 en 90, welke gefinancierd werd door de consumenten. De voordelen komen nu enkel ten goede van de eigenaars van nucleaire centrales. Daartoe moet een beter zicht komen op de grootte van windfall profits in de nucleaire sector. De CREG heeft reeds in zijn studie CDC 547 over de tariefcomponenten elektriciteit (2006) een eerste indicatie gegeven. Deze berekening dient verfijnd te worden, o.a. op basis van gegevens van het Controle Comité.

15/25

In het maatschappelijk debat over kernenergie moet rekening worden gehouden met sociale, ethische, intergenerationele en veiligheidsaspecten (o.a. het risico op proliferatie), in de zelfde mate als met andere overwegingen. Prioriteit in het beleid moet gaan naar energie-efficiëntie en beheersing van de vraag, door het inzetten van een doordachte instrumentenmix (productnormering, combinatie van wortel en stok maatregelen,... ). Het beleid moet een pro-actief scenario ondersteunen voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, d.w.z dat ambitieuze binnenlandse doelstellingen vastgelegd worden voor HE en WKK ten einde de potentiëlen van HE, WKK en energiebesparing maximaal te benutten. Om de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit in België te vrijwaren, moeten nu reeds maatregelen genomen worden om op korte termijn een goed investeringsklimaat te krijgen voor nieuwkomers. Dit houdt ondermeer in dat voldoende productiecapaciteit van Suez ter beschikking wordt gesteld van andere marktactoren en dat de windfall profits ten goede komen van industrie en samenleving. Meer specifiek moeten windfall profits gebruikt worden ter financieren van binnenlandse investeringen inzake hernieuwbare energie, rationeel energiegebruik en warmtekrachtkoppeling; ter financiering van meerkosten die openbare dienstverplichtingen en tariefmaatregelen (zoals het sociaal tarief, dat lager moet zijn dan de laagste marktprijs) meebrengen voor de tarieven van distributie en transport; en ter financiering van de fondsen die nu onder de federale bijdrage vallen. Indien nodig, moet de minister van economie gebruikmaken van zijn bevoegdheid om een maximumprijs voor elektriciteit op de groothandelsmarkt in te stellen, ten einde te voorkomen dat laatstgenoemde maatregel integraal doorgerekend wordt in de prijs. Bovendien moet de regering werk maken van de volgende maatregelen : a. De hele nucleaire keten moet onder strikte controle van de overheid staan. De kennis m.b.t nucleaire sector in de wetenschappelijke onderzoeksinstellingen moet op peil gehouden worden. b. De veiligheid van de werknemers en de omgeving moeten gegarandeerd kunnen worden voor alle centrales samen. Dit vraagt dat er voldoende investeringen genomen worden zowel in menselijke kapitaal, om de kennis op peil te houden, als in het onderhoud van de centrales. De werkzaamheden in de warme zone kunnen alleen uitgevoerd worden door vaste werknemers (geen diensten in onderaanneming) ten einde een permanente opvolging van hun gezondheid te garanderen. c. Het beheer van het nucleair afval moet veilig, omkeerbaar en controleerbaar zijn. De overheid moet erop toezien dat de fondsen voor de ontmanteling van de centrales en de opslag van het afval toereikend en beschikbaar blijven. De middelen van het Synatom moeten beheerd worden volgens principes van risicospreiding (zoals bij pensioenfondsen) en zouden niet geherinvesteerd mogen worden in de onderneming die de nucleaire centrales in bezit heeft of exploiteert. De wet op de kernuitstap mag niet beletten dat het onderzoek naar de

16/25

stralingseffecten doorgaat, evenals het onderzoek met het oog op de ontwikkeling van veiligere, beter moduleerbare centrales die niet aan het gevaar van terroristische aanslagen blootstaan, die zuinig met uranium zijn, … en van bevredigende beheersmethodes voor het kernafval. Het is eveneens belangrijk om in België de noodzakelijke vaardigheden in stand te houden voor de verdere levensduur van de centrales, voor de ontmantelingsfase, voor het kernafvalbeheer... Concreet gesproken wil men dat het kernonderzoek zou geherstructureerd worden om te voorkomen dat de betrokkenheid van het onderzoek in grote technische projecten een hypotheek zou leggen op het maatschappelijk relevant onderzoek in verband met kernenergie, zoals: a. Het onderzoek met het oog op een goed kernafvalbeheer, een kwaliteitscontrole van de opslagvoorwaarden van dit kernafval in de loop der tijden... ; b. Het onderzoek in verband met stralingsbescherming, veiligheid van de installaties (voorkomen van terroristische aanslagen, van technische problemen...), impact op het leefmilieu, ioniserende straling, de invloed van ioniserende straling in de ruimte, stralingsbescherming van patiënten en medisch personeel bij toepassingen van ioniserende straling in de geneeskunde,… om risico’s voor de gezondheid en de veiligheid van de werknemers en de bevolking te voorkomen; c. Kwaliteitsinformatie over deze maatschappelijke thema’s ter beschikking van de bevolking stellen. Deze onderzoeken van maatschappelijk belang moeten beschikbaar zijn voor de overheid, om haar toe te laten verantwoorde keuzen te maken in het kader van een noodzakelijk maatschappelijk debat over de toekomst van kernenergie. Er dient nagegaan te worden of dit soort onderzoek zou kunnen ontwikkeld worden in de buurt van MOL en DESSEL, waar de opslag van zwak en gemiddeld radioactief afval zal gebeuren, wat meteen kansen zou bieden om de plaatselijke tewerkstelling te waarborgen. Indien de bevoorradingszekerheid inzake elektriciteit in België bedreigd wordt, kan de toepassing van de uitzonderingsclausule zoals beschreven in de wet houdende de op de kernuitstap slechts ter bespreking gesteld worden indien eerst aan alle bovenstaande voorwaarden voldaan is Op basis van de huidige stand van de nucleaire technologie is een nieuwe kerncentrale in België tegen 2030 geen valabele optie. Vermits de structuur van de Belgische elektriciteitsmarkt niet te vergelijken is met de Nederlandse, ondersteunen wij het voorstel van een convenant zoals dat in Borssele gebeurd is, niet. In de praktijk zou het fonds onvoldoende gebruikt worden voor duurzame alternatieven, en bijna uitsluitend ten goede komen van investeringen door de uitbaters van de kerncentrale zelf. Het ABVV eist tevens de sluiting van Doel 1 (421 MW elektriciteit) en Doel 2 (454 MW elektriciteit) ten laatste in 2015, zoals voorzien door de wet op de kernuitstap, wegens de risico’s verbonden aan de site van Doel (die problemen van kwetsbaarheid stelt, verbonden aan de nabijheid van de stad

17/25

Antwerpen, de haven van Antwerpen, de nabijgelegen autowegen, problemen voor de temperatuur van het Scheldewater,…). Zo zal België – zonder dat dit problemen inzake bevoorradingszekerheid meebrengt, gezien de kleine omvang van deze centrales – ervaring en knowhow kunnen opdoen op het gebied van ontmanteling en kernafvalbeheer, ervaring die nodig is vóór het onderzoek van het vraagstuk van een eventuele herziening van de wet op de kernuitstap, omdat dit onderzoek terugkeer tot kernenergie op middellange en lange termijn zou kunnen in het vooruitzicht stellen, met naleving van de criteria van duurzame ontwikkeling Het ABVV brengt tevens het specifieke probleem ter sprake van Doel 1, de centrale waar de stoomgenerator nog niet vervangen werd, in tegenstelling tot de centrale van Doel 2. Voor het ABVV zou het onaanvaardbaar zijn dat een dergelijke uiterst dure investering zou gebeuren om een werking conform de veiligheidsvoorschriften van de centrale van Doel 1 mogelijk te maken tot 2015 (en klaarblijkelijk in de hoop dat de door de elektriciteitssector gekoesterde wens om ze na 2015 in werking te laten zou uitkomen). Evenzeer zou het voor het ABVV onaanvaardbaar zijn om de werknemers en de bevolking risico’s te laten lopen door Doel 1 in werking te houden tot 2015 als er niet meer aan de veiligheidsnormen zou voldaan worden bij gebrek aan een belangrijke investering. Vandaar dat het ABVV het essentieel acht: a. Dat een wetenschappelijke evaluatie zou bepalen of, met het oog op het verzekeren van de veiligheid van werknemers en bevolking, de centrale van Doel 1 niet vóór 2015 buiten dienst moet gesteld worden; b. Dat de beslissing tot sluiting vóór 2015 zou genomen worden indien de wetenschappelijke risicoraming dit wenselijk acht. Het ABVV vestigt de aandacht op het feit dat investeren in een nieuwe stoomgenerator voor Doel 1 impliciet de levensduur van deze kerncentrale tot na 2015 zou verlengen. Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruiker, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers s: De werkgevers onderschrijven volkomen de aanbeveling van het rapport om de nucleaire optie open te houden en dringen aan op een herziening van de wet m.b.t. de gefaseerde stopzetting van de nucleaire elektriciteitsopwekking in België in de periode 2015-2025. Het behoud van de nucleaire optie heeft een positieve impact op onze economie, die ruim opweegt tegen de risico’s ervan voor de samenleving.

y

Impact op het vlak van de energie bevoorradingszekerheid België is voor zijn energievoorziening zeer sterk importafhankelijk en heeft een energie-intensieve industrie. Het binnenlandse potentieel aan (hernieuwbare) energie is beperkt en slechts exploiteerbaar tegen een kost die in het algemeen hoger ligt dan in de meeste andere EU-lidstaten.

18/25

Het VBO ondersteunt daarom de noodzaak van het behoud van een gediversifieerde energiebevoorrading, die gebaseerd is op een evenwichtige spreiding van de ingezette primaire energiebronnen (gas, kolen, aardolie, kernenergie, hernieuwbare, ..) en van hun geografische oorsprong, rekening houdend met de geopolitieke risico’s van de landen van oorsprong en de beschikbare reserves. Uit diverse studies (CapGemini, Elia, VOKA,…) blijkt bovendien dat de huidige capaciteit van de elektriciteitscentrales niet meer volstaat om de nationale behoeften te dekken. Aangezien de continue beschikbaarheid van elektriciteit tegen competitieve voorwaarden cruciaal is voor onze economie en voor de samenleving, dringt het VBO erop aan om de nucleaire optie open te houden teneinde de bevoorradingszekerheid niet in het gedrang te brengen. De kerncentrales sluiten volgens de door de wetgever opgelegde planning creëert onredelijke risico’s en kosten voor de economie en leidt ertoe dat beschikbare opportuniteiten niet gevaloriseerd worden. De bevoorradingspolitiek voor elektriciteit dient gebaseerd te zijn op een evenwichtige combinatie van middelen en maatregelen, waarin kernenergie, fossiele brandstoffen, hernieuwbare energie en energiebesparingsmaatregelen als complementair dienen beschouwd te worden:

h Elektriciteitsproductie op basis van aardgas is interessant vanuit

energetisch oogpunt, maar een te hoge gasafhankelijkheid van de elektriciteitsproductie en van onze economie in het algemeen dient vermeden te worden omwille van de risicospreiding (verwacht structureel hoog prijsniveau van gas door een algemene stijging van de wereldvraag).

h De

kolenoptie is eveneens interessant vanuit het oogpunt “bevoorradingszekerheid”; bovendien zijn kolen kostencompetitief en zijn de voorraden ervan substantieel groter dan deze van gas en gesitueerd in landen met lagere geopolitieke risico’s. Op dit ogenblik zijn technologieën in ontwikkeling die het mogelijk zullen maken om de impact van kolengebruik op het leefmilieu (CO2 en zure emissies) substantieel te beperken. De Belgische industrie is betrokken bij onderzoeks- en ontwikkelingsprojecten op dit vlak (Clean coal – Carbon capture and storage).

h Energiebesparing dient verder gestimuleerd te worden en biedt

opportuniteiten voor het bedrijfsleven, zowel aan de vraag- als aan de aanbodzijde.Ondanks de verschillende initiatieven die moeten leiden tot een rationeler energiegebruik en energiebesparing (en waaraan de werkgeversorganisaties ten volle meewerken) moeten we vaststellen dat het elektriciteitsverbruik in België nog jaarlijks toeneemt. Zo was er in 2006 een toename van het elektriciteitsverbruik met 2,9 %. Bijgevolg is het een open vraag of REG-acties op relatief korte termijn zullen leiden tot een absolute daling van het elektriciteitsverbruik. Op heden lijkt dat weinig waarschijnlijk, temeer daar elektriciteit in een aantal gevallen een middel is om fossiele energie te besparen (bv. warmte-pompen)

19/25

h Hernieuwbare

energie biedt de mogelijkheid om de invoerafhankelijkheid te verlagen, maar de bijdrage ervan zal zelfs op middellange termijn nog beperkt blijven. Bovendien bieden de productie-installaties op basis van wind– en zonne-energie slechts een beperkte bijdrage tot de bevoorradingszekerheid, gezien hun intermitterend karakter

h Kernenergie

blijft dus voor de eerstkomende decennia een noodzakelijke aanvulling om een voldoende mate van bevoorradingszekerheid te kunnen garanderen tegen competitieve prijzen.

h Op middellange termijn biedt de kernenergie eveneens interessante

perspectieven voor de energievoorziening, met name in het kader van een meer veralgemeend gebruik van waterstof als energiedrager.

y

Impact op de elektriciteitsmarkt In een geliberaliseerde markt, waar de prijzen bepaald worden door het evenwichtsniveau tussen vraag en aanbod, hebben de energieverbruikers nood aan een toegankelijke en goed functionerende elektriciteitsmarkt, t.t.z. een liquide markt met voldoende aanbod tegen een competitieve prijs. Een nucleaire uitstap legt een zware hypotheek op de goede werking van deze elektriciteitsmarkt, daar zij op termijn meer dan de helft van het huidige Belgische aanbod aan de markt onttrekt. Dit zal uiteraard leiden tot spanningen tussen vraag en aanbod en dus tot een stijging van het prijsniveau, temeer daar er in die periode eveneens een capaciteitstekort verwacht wordt in de omliggende landen.

y

Andere effecten op de economie Kernenergie is, net zoals hernieuwbare energie, zeer kapitaalintensief en de toegevoegde waarde van de elektriciteitsproductie wordt, vanaf de engineering en bouw van de centrale tot en met de exploitatie en ontmanteling ervan, in hoge mate binnenlands gecreëerd. Ook het aandeel van de kernbrandstof in de totale productiekost is, in tegenstelling tot een gascentrale, heel beperkt, wat een positieve impact heeft op de betalingsbalans en leidt tot een grotere prijsstabiliteit. De Belgische industrie beschikt over een uitgebreide technologische knowhow in diverse nucleaire toepassingen (medische technieken,…), en kan deze knowhow slechts optimaal valoriseren als zij beschikt over een thuismarkt die haar toelaat om deze technologie op peil te houden en verder te ontwikkelen.

y

Afval en ontmanteling De meeste vormen van energieproductie creëren afval. Op dit vlak biedt kernenergie het voordeel dat het afval geïdentificeerd blijft en als dusdanig beheersbaar is, in tegenstelling tot klassieke energieproductietechnieken, die luchtemissies veroorzaken onder de vorm van CO2, NOx, SO2, etc die zich verspreiden in het milieu en als dusdanig slechts in beperkte mate beheersbaar zijn.

20/25

Het verder zetten van de exploitatie van de kerncentrales geeft aanleiding tot een beperkte hoeveelheid bijkomend afval, dat hoofdzakelijk bestaat uit verbruikte brandstoffen (ca 1 m³ per 1000 MW en per jaar). De kosten van de ontmanteling zijn a priori onafhankelijk van de levensduur en van de output, zodat een langere levensduur ook op dit vlak voordelig is.

y

Leefmilieu Kernenergie levert een substantiële bijdrage tot een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen en van andere emissies. De vervanging van de kerncentrales door kolen– en gascentrales zal leiden tot een substantiële stijging van de globale CO2-emissies in België (+ 12 tot 25 %). Net zoals voor CO2 zou de nucleaire uitstap ons ook niet toelaten om de vastgelegde nationale emissieplafonds voor NOx en SO2 te respecteren. Kernenergie is dus, samen met energiebesparing en hernieuwbare energieën, een deel van de oplossing om de leefmilieuobjectieven van België en Europa te kunnen behalen.

y

Veiligheid De uitbater is de eerste verantwoordelijke voor de veiligheid van zijn installaties. De wettelijk voorziene diepgaande periodieke controles bieden een garantie dat het veiligheidsniveau permanent op een hoog peil wordt gehouden. Bovendien voert het Internationaal Agentschap voor Atoomenergie momenteel in opdracht van de federale overheid een bijkomende, specifieke controle uit van de veiligheid van de kerncentrale van Tihange. Op basis van deze audit zal het betrokken team van IAEA (Operational Safety Review Team) goede praktijken formuleren en eventueel concrete aanbevelingen voorstellen voor aanpassing van procedures of processen. In het algemeen is het veiligheidsniveau van de kerncentrales in de wereld stelselmatig verhoogd, zodat de nucleaire technologie over haar ganse waardeketen als één van de veiligste technologieën voor elektriciteitsopwekking mag beschouwd worden. Meer zelfs, de huidige reactoren leveren een wezenlijke bijdrage tot de nonproliferatie van kernwapens door het verwerken van plutonium dat vrijkomt uit de ontmanteling van bestaande kernwapens. In dit opzicht is het aspect veiligheid vooral een probleem van perceptie, dat via een adequate en objectieve informatieverstrekking kan verholpen worden en een nucleaire energieopwekking meer aanvaardbaar maakt voor de publieke opinie.

Het voorstel van het rapport om een (vrijwillige) overeenkomst met de exploitanten van de kerncentrales te sluiten met het oog op de financiering van een fonds om bijvoorbeeld de investeringen in energie-efficiëntie te stimuleren of hernieuwbare energiebronnen te ontwikkelen lijkt wat overhaast. Indien een dergelijke overeenkomst met de exploitanten van de kerncentrales tot stand zou komen, zouden de industriële verbruikers liever de prijs van de elektriciteit zien dalen dan een fonds tot stand te zien komen en de prijs te zien stijgen als gevolg van de invoering van een heffing voor de financiering van het fonds in kwestie. 32. Beperkt potentieel voor hernieuwbare energie in België en uitwisseling van quota

21/25

op Europees niveau Het economisch potentieel van hernieuwbare energie in België tegen 2030 heeft inderdaad zijn grenzen. De Algemene raad vraagt dat bij de vergelijking van de verschillende opties voor energievoorziening consequent met alle kosten en baten rekening gehouden wordt , dus ook de externaliteiten. Op Europees niveau wordt momenteel onderzocht hoe de verschillende ondersteuningsmechanismen beter op elkaar afgestemd kunnen worden. De Algemene raad wil zich in dit stadium nog niet uitspreken pro of contra een bepaald ondersteunigsmechanisme. Wel herhaalt hij zijn pleidooi voor een geharmoniseerde aanpak en de noodzaak van een kostenefficiënt systeem, dat voldoende zekerheid geeft aan investeerders en oversubsidiëring vermijdt. Omwille van redenen van efficiëntie, zouden hoogwaardige biomassastromen in eerste instantie ingezet moeten worden in groene WKK’s en stookinstallaties. Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van hernieuwbare energieën, de producenten wier productie plaatsvindt met aanwending van installaties voor warmtekrachtkoppeling en de Brusselse gewestregering: Het economisch potentieel van hernieuwbare energie in België tegen 2030 heeft inderdaad zijn grenzen. Toch lijken de aannames voor HE in België in het rapport CE2030 volgens sommige leden van de Algemene raad eerder conservatief ingeschat (zie bijlage). Er wordt bovendien voorbijgegaan aan het feit dat een aantal hernieuwbare energietechnologieën nog een belangrijk groeipotentieel hebben na 2030. Voor de vertegenwoordigers van de representatieve werkgeversorganisaties en de grote verbruikers, van de producenten die behoren tot de Beroepsfederatie van de Producenten en Verdelers van Elektriciteit in België, van de gasondernemingen en van de tussenpersonen en de leveranciers: Wat de hernieuwbare energiebronnen (HEB) betreft, zou de Commissie 2030 een kritische analyse moeten maken van de diverse opmerkingen over de hypotheses van het PRIMES model in verband met HEB. Indien de Commissie de weergegeven standpunten deelt en als die van aard zijn om de resultaten op significante wijze te veranderen, zouden die in het model moeten opgenomen worden. 33. Off shore politiek herbekijken De Algemene raad vindt in het rapport van CE2030 onvoldoende informatie terug om zich te kunnen uitspreken over de geschiktheid van de vlakte van de Raan en de Wenduine Bank voor windenergie. Naar verluidt behoren deze gebieden tot natura 2000, wat ze minder geschikt maakt als gebieden voor de exploitatie van windenergie. De Algemene raad betreurt het dat België niet in staat geweest is een zone dichter bij de kustlijn vast te leggen voor off shore windenergie, die een productie tegen een lagere kostprijs zou mogelijk gemaakt hebben, volledig in overeenstemming met de eisen van de Europese habitat- en vogelrichtlijn.

22/25

De CE2030 moet nagaan of de aanbeveling om te starten met een klein proefproject op de Thorntonbank (omwille van de vele onzekerheden), wel in in overeenstemming is de investeringsbereidheid van drie projectontwikkelaars die klaar staan om samen ongeveer 800 MW te realiseren. 34. Internationale samenwerking CCS en een proefproject in België Vermits de optie CCS vooral voorzien is voor toepassing in steenkoolcentrales, laat deze een grotere diversiteit aan energiebronnen toe, met zeer beperkte CO2 emissies. De vragen die CE2030 stelt m.b.t de beschikbaarheid van CCS in België op commerciële schaal zijn pertinent. Volgens de Europese commissie zou CCS vanaf 2020 als technologie beschikbaar zijn voor grootschalige productiecentrales. Voor België lijken de beperktheden eerder te liggen in de geologie. De studie van CE2030 reikt onvoldoende informatie aan om een gedegen uitspraak te kunnen doen over het potentieel van CCS in België tegen 2030. De Algemene raad is van mening dat België zich moet inschrijven in de Europese onderzoeksprogramma’s inzake CCS, die betrekking hebben op diverse aspecten, zoals de captatie, het transport en de opslag van CO2 (o.a in de Noordzee) teneinde voldoende garanties te hebben voor de lange termijnopslag en teneinde te verzekeren dat de technologie in de praktijk kan toegepast worden. 35. Bevoorradingszekerheid De Algemene raad wil er nogmaals op wijzen dat bevoorradingszekerheid minder vlug kritiek wordt naarmate de vraag naar energie beter beheersd wordt. Een evenwichtige energiemix betekent dat er voldoende diversiteit aan primaire energiebronnen en technologieën moet zijn. Zoals vermeld in punt 27, dienen er meerdere criteria in overweging genomen te worden voor de keuze van de samenstelling. Een gunstig investeringsklimaat voor nieuwe productiecapaciteit is het gevolg van een stabiel wetgevend kader (zie punt 25, 26 en 27) en een transparante marktwerking met zo laag mogelijke toetredingsdrempels (zie punt 36). Het regulerend kader, zowel op Europees als op nationaal en regionaal niveau, moet binnen zijn eigen bevoegdheidsdomein erop toezien dat tijdig de nodige investeringen gebeuren in het netwerk(zowel inzake interconnectiecapaciteit als in de infrastructuur voor transport en distributie) en in nieuwe productiecapaciteit. De Algemene raad vraagt aan CE2030 om specifiekaandacht te besteden aan de bijdrage die de gedecentraliseerde elektriciteits- en warmteproductie kan leveren rekening houdend met het evenwicht tussen vraag en aanbod. Het netwerk zou geleidelijk aan moeten evolueren naar een smart grid, de technische en economische haalbaarheid dienen te worden onderzocht. 36. Het liberaliseringsproces voor de Belgische elektriciteit- en gasmarkt moet in overeenstemming zijn het concept van een Europese eengemaakte energiemarkt Hoewel het regelgevend kader reeds langer vastligt in de liberaliseringsrichtlijnen voor elektriciteit en gas, is de Europese energiemarkt nog geen realiteit. De Algemene raad erkent dat er met de oprichting van de elektriciteitsbeurs Belpex en de uitbreiding en betere benutting van de beschikbare interconnectiecapaciteit op de zuidgrens reeds belangrijke stappen vooruit 23/25

gezet zijn voor de creatie van een West-Europese elektriciteitsmarkt. De Algemene raad wil eraan herinneren dat de integratie van de nationale markten zou moeten bijdragen tot een grotere bevoorradingszekerheid en tot meer concurrentiële prijzen. Maar er zijn nog bijkomende maatregelen nodig, zowel op Europees als nationaal niveau, om effectieve marktwerking mogelijk te maken De Algemene raad erkent dat de liberalisering van de energiemarkt voordelen kan opleveren voor de Belgische economie en samenleving indien de markt correct functioneert. Daartoe moet de Europese commissie (evt. samen met Europese regulator) zijn bevoegdheden gebruiken om marktdominantie op de relevante markt te vermijden en moet de federale regering op korte termijn bijkomende maatregelen doorvoeren om de Belgische energiemarkt verder te ontsluiten, zich baserend op het geheel van de aanbevelingen uit vroegere adviezen van de Algemene raad van de CREG: a. Advies van de Algemene raad van de CREG (27/04/05) betreffende de werking van de Belgische elektriciteitsmarkt op basis van de studie van London Economics over de structuur en de werking van de elektriciteitsmarkt in België in een europees perspectief. b. Advies van de Algemene raad van de CREG (19/04/06) betreffende de studie CDC 534 over de geplande concentratie tussen GDF enSuez. c. Advies van de Algemene raad van de CREG (21/06/06) betreffende de studies van Frontier Economics en Liedekerke over het gebruik van capacity release als tijdelijke maatregel om de elektriciteitsmarkt in België te ontsluiten. De Algemene raad verwacht in de loop van 2007 een studie over de structuur en de werking van de Belgische gasmarkt binnen een Europees perspectief en zal zich nadien uitspreken over maatregelen om de Belgische gasmarkt, binnen Europees perspectief te onsluiten. 37. België moet meer investeren in onderzoek en ontwikkeling in energie De Algemene raad ondersteunt de aanbeveling van de CE2030. De voorgestelde indicatieve lijst van onderzoeksopdrachten is relevant, maar niet exhaustief. Over de priotisering en de toewijzing van de middelen is een maatschappelijk debat gewenst, zodat dit in de grootst mogelijke transparantie verloopt. Onderzoek en ontwikkeling inzake energie moet worden opgevoerd, vooral op de gebieden waarvoor België een concurrentievoordeel heeft of zou kunnen hebben. Daartoe moet België zich zoveel mogelijk aansluiten bij Europese en transnationale onderzoeksprogramma’s. De Algemene raad wil hierbij nog verwijzen naar het rapport van BACAS, juli 2006, betreffende de evolutie van het Europees energiesysteem: « The liberalisation of electric markets (Directives EC 96/92 and CE2003/54) has led the power sector to a new paradigm by replacing the vertically integrated structure by an horizontal one where the transmission business activity links generation and distribution. This political decision of liberalisation was adopted without taking into account the laws of physics that dictate the operation of electrical networks. The implementation of the large European market, concomitant with governmental constraints, has proved much more difficult than expected for the different stakeholders and requires that several and important challenges be taken up. Based on this view, the report aims at drawing recommendations in terms of studies and research topics on the electrical system required to actually take up

24/25

BIJLAGEN :

Deze bijlagen worden gesteund door de vertegenwoordigers van de werknemersorganisaties, de milieuverenigingen, de producenten op basis van hernieuwbare energiebronnen, de producenten van elektriciteit met behulp van warmtekrachtkoppeling en door de vertegenwoordiger van de regering van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest.

Fédération de l’Electricité D’Origine Renouvelable et Alternative asbl Organisatie voor Duurzame Energie Vlaanderen vzw

Association pour la promotion des Energies renouvelables asbl

PROJECT

Study “Energie 2030”

Author

Jo Neyens, ODE A. Jacquet, EDORA / APERe

DOCUMENT

Figures on RES

Date

12/02/2007

This summary only presents figures on RES where needed (other market growth rates, difference between annual market growth and annual increase of cumulated capacity).

1. PV Potential Future module energy conversion efficiency Installation concept

Relative module power

2

Roof share [%]

Power density [Wp/m ]

tilted roofs

250 Wp/m

2

100%

250 Wp/m

2

tilted modules on flat roof

250 Wp/m

2

40%

100 Wp/m

2

horizontal thin film modules

180 Wp/m

2

80%

144 Wp/m

2

•

For flat roofs, an average power density of 120 Wp/m2 can be considered.

•

According to a PV potential study by the IEA Photovoltaic Power Systems programme (IEAPVPS), there is an average of 18 m2 per capita potentially usable for photovoltaics, half of it on residential buildings, the other half on agricultural, industrial, commercial and other buildings. There is an additional 6,5 m2 per capita available on vertical facades.

•

This leads to the following results for the technical potential: - technical potential on residential buildings: 9 m2 x 250 Wp/m2 = 2250 Wp x 10 million inhabitants = 22 500 MWp - technical potential on other buildings: 9 m2 x 120 Wp/m2 = 1080 Wp x 10 million inhabitants = 10 800 MWp We propose to consider for Belgium the following assumptions, resulting from the references above: • total technical potential: 33 000 MW, annual production 26,4 TWh (800 kWh/kWp) • total feasible potential: result of reasonable market growth

EDORA

Rue de la Révolution 7 - 1000 Bruxelles

[email protected]

www.edora.be

ODE-Vlaanderen

Leuvensestraat 7#1 - 3010 Kessel-Lo

[email protected]

www.ode.be

APERe

Rue de la Révolution 7 - 1000 Bruxelles

[email protected]

www.apere.org

+32 2 217 96 82 Dexia 068-2447840-72 +32 16 23 52 51 Fortis 001-3018719-58 +32 2 218 78 99 Dexia 068-2083843-19

+32 2 219 21 51 N°entreprise: 862 040 483 +32 16 48 77 44 BTW: 458-610-951 +32 2 219 21 51 TVA: 444-391-246

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Market growth rates Market growth rates may vary in function of the maturity of the market. The figures found in the scenarios from the industry federation EPIA all focus on the annual growth rate of the market volume per year, meaning that each year, a growing volume is installed in addition to the existing cumulated capacity from the previous year. We propose a realistic Belgian scenario in line with the European market projections by EPIA and with an accelerated capacity growth rate in the first 10 years. This results in a total cumulated capacity of 3200 MW in 2030 with an average capacity increase of 26% per year (see annex 1 for details). This means an estimated production of 2.560 GWh in 2030. The actual German figure of installed capacity per inhabitant (18,56 Wp/cap) will be then passed in Belgium in the year 2016.

Future PV system price •

Working Group 2 “Market deployment” of the European PV Technology platform [RUD 06] calculates for Europe a future PV system price of 1,68 dollar per Wp in 2030. This equals 1,30 euro, which is half the price considered by De Ruyck.

•

This is backed by the Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology Research also from the European PV Technology platform [SIN 06]. In this document, the target for 2030 for the turn-key system price is 1 2006/Wp, excl. VAT. We propose a reduction of the PV system price to 1,5 euro per Wp in 2030, a conservative projection in comparision to the European targets. This is reached with average price reductions of 8% till 2010, 6% in the following decade (2011-2020) and 5% in the next decade 2021-2030. We ask to reconsider the ‘extreme high cost of grid integration of PV’ that is not referenced.

2. Wind energy Potential •

For wind energy on shore, the memorandum written in 2004 by Apere, Belsolar, Edora and Valbiom for the Walloon Region wallonne (april 2004) estimates that the adaptation of the zones now reserved for air traffic1 and the adaptation of the power grid (extension and/or reinforcement) would lead to 4000 MW wind power in accordance to spatial planning regulations. This equals an annual electricity production of 8000 GWh (1/3 of the final electricity demand in the Walloon region in 2000). This figure gives the technical potential, of which 1500 MW could be installed in 2030. A similar figure of 1600 MW is estimated for the Flemish region.

•

For offshore wind energy, De Ruyck reduces the theoretical potential of 13000 MW in the Belgian continental shelf to the maximum power in the present approved concession area of 270 km2, leading to 3800 MW (with 14 MW per km2 based on improved technology)

1

90% of «suitable» wind energy sites is not eligible because the space above is reserved for helicopters at low altitude Advice summary 07/01/07

2/4

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

•

The study Optimal Offshore Wind Energy Developments in Belgium [OPT 04 p. 121] calculates a maximum physical potential, after substraction of exclusion zones, of 21 000 MW. The economic potential2 varies in this study between 2100 and 4200 MW.

•

We can agree with the figure considered by De Ruyck.

Market growth rates The market growth has to be considered in different phases, with accelerated growth till 2010. We propose a pro-active scenario (see Annex 2), based on own calculations and on the two SPSD II studies [OPT 04] and [REE 04]. This leads to 3100 MW installed wind power on shore and 3800 MW off shore wind turbines in 2030. This means an estimated production of 6 820 GWh on shore and 14 440 GWh off shore in 2030.

Future cost •

In the study by Junginger on learning curves for off shore wind energy [JUN 05], a reduction with 39% by 2020 is considered as feasible, both for investment costs and generation costs. This leads to an investment cost in 2020 of 980 euro per kWe and a generation cost of 4,2 eurocent per kWh ([JUN 05 p. 88-89]).

•

The conclusion for on shore wind energy is complex: the cost reduction depends on the market growth and the applied learning curve. Junginger calculates a cost reduction for 2020 between 28 and 55%, lowering the investment cost from 1000 euro per kW to 716 or even 452 euro per kW. The 30% reduction assumed by De Ruyck is reached 10 years earlier according to this study.

3. Biomass The study Renewable Energy Evolution [REE 04] estimates in a pro-active scenario a total potential as this in 2025 : Steam turbines CHP (bio-fuels)

400 Mwe (4500 h)

1800 GWh

Cocombustion (20% of the installed capacity of coal power plants in 2004)

370 Mwe (7000 h)

2600 GWh

Small gasification CHP

300 MWe

1000 GWh

Landfill gas

total of 56 GWh

CHP from manure based biogas

541 GWh

Biogas from industrial and municipal waste water treatment

198 GWh

Waste incineration (part of biomass)

457 GWh

Total potential 2025

6652 GWh

2

The economic potential is here defined as the wind power installed in 15% to 30% of all areas with water depth 20 m and within 40 km distance to shore.

Advice summary 07/01/07

3/4

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

4. Hydro Hydropower is the oldest renewable electricity production technology. Although its potential is limited, it is nevertheless existing and, to a large extent, already developped. •

The actual hydropower plant capacity is 103,8 MW (source : CwaPE), which produces 22,8 GWh/year.

•

An additional technical potential towards 2030 is estimated by the Hydroenergy Facilitator, based on existing technologies, at 29,2 MW (175,09 GWh/year). The economically feasible potential towards 2030 is estimated by the Hydro Facilitator, based on existing technologies, at 128,2 MW producing 769,2 GWh/year.

•

The study Renewable Energy Evolution [REE 04] estimates in a pro-active scenario a total additional potential of 63 MW in 2025. We propose to consider a cumulated installed hydropower capacity of 150 MW in 2030 with an estimated production of 750 GWh minimum.

5. Conclusions The report shows a complete absence of a vision on the consequences which the choices made in the period from now till 2030 will have on the options available after 2030. If no major and continuous investments are made in the development of renewable energy technology in the period 2007 – 2030, the European and certainly the Belgian society will become too much dependent of critical supply factors inherently linked to fossil and nuclear. Critical and conditional statements are often used for renewables, but not at a same level for conventional energy. The report considers that the renewable energy potential in Belgium is “limited”. In fact, renewable energy sources are the energy source with the highest potential on the long term. Summary of the proposed scenario’s Technology

Pro-active scenario

Commission Energy 2030

Photovoltaics

3 200 MW

2 880 GWh

209 MW

209 GWh

Wind on-shore

3 100 MW

6 820 GWh

1 388 MW

2 776 GWh

Wind off-shore

3 800 MW

14 440 GWh

1 019 MW

3 465 GWh

Biomass

1 460 MW

6 700 GWh

1 310 MW

6 550 GWh

150 MW

750 GWh

110 MW

540 GWh

11 710 MW

31 270 GWh

4 036 MW

13 540 GWh

Hydro TOTAL

Advice summary 07/01/07

4/4

Fédération de l’Electricité D’Origine Renouvelable et Alternative asbl Organisatie voor Duurzame Energie Vlaanderen vzw

Association pour la promotion des Energies renouvelables asbl

PROJECT

Study “Energie 2030”

Author

Jo Neyens, ODE A. Jacquet, EDORA / APERe

DOCUMENT

Comments on preliminary report

Date

12/02/2007

Content Objective and scope of the document......................................................................................... 1 1. Comments on hypotheses for renewable energy technologies ............................................ 2 1.1. Learning curves in PRIMES model .................................................................. 2 1.2. PV ................................................................................................................... 2 1.3. Wind energy .................................................................................................... 4 1.4. Biomass .......................................................................................................... 6 2. Aspects under-considered and missing elements................................................................ 6 2.1. Energy storage and grid management............................................................. 6 2.2. Residential energy use: alternative scenarios.................................................. 8 2.3. Hydro .............................................................................................................. 8 2.4. Solar thermal................................................................................................... 9 2.5. Heat pumps..................................................................................................... 9 2.6. Ocean Energy ............................................................................................... 10 3. Conclusions....................................................................................................................... 12 4. References........................................................................................................................ 13 5. Annexes ............................................................................................................................ 14 5.1. Annex 1: Corrected market scenario for PV in Belgium ............................................ 15 5.2. Annex 2: Corrected market scenario for wind energy in Belgium .............................. 16 5.3. Annex 3: Sustainable Economically Efficient Wave Energy Converter...................... 17

Objective and scope of the document In december 2005, federal energy minister M. Verwilghen charged the Commision Energy 2030 (CE2030) with the task to investigate the future development of the Belgian energy system untill 2030. In november, the Commission presented its preliminary report. ODE and EDORA, as representative organisations for renewable energy in the Flemish and Walloon region, have written a common advice on this preliminary report of CE2030. The full advice text lists general remarks on lacking aspects and methodology and corrected figures on renewable energy technologies. This summary only presents the facts and figures on RES where needed (other market growth rates, difference between annual market growth and annual increase of cumulated capacity). EDORA

Rue de la Révolution 7 - 1000 Bruxelles

[email protected]

www.edora.be

ODE-Vlaanderen

Leuvensestraat 7#1 - 3010 Kessel-Lo

[email protected]

www.ode.be

APERe

Rue de la Révolution 7 - 1000 Bruxelles

[email protected]

www.apere.org

+32 2 217 96 82 Dexia 068-2447840-72 +32 16 23 52 51 Fortis 001-3018719-58 +32 2 218 78 99 Dexia 068-2083843-19

+32 2 219 21 51 N°entreprise: 862 040 483 +32 16 48 77 44 BTW: 458-610-951 +32 2 219 21 51 TVA: 444-391-246

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

1. Comments on hypotheses for renewable energy technologies 1.1. Learning curves in PRIMES model According to the document “Review Process - Answers to Questions 1-9 by Review Panels”, by the Commission Energy 2030, the following cost reduction curve is considered in CE2030. It is a relative reduction curve, starting in 2000 with reference value 1 for all technologies. This curve is more conservative than values found in recent literature.

1.2. PV Potential In the background document by prof. De Ruyck, a “technical potential” is defined as “the reduced theoretical potential after taking all kinds of boundary conditions into account”. For PV, the following assumptions are made: -

maximum of 5% of overal surface (Belgian territory) taking into account surface from roofs, highways and other suited areas = 1500 km2

-

spending 100 km2 is considered very feasible. This would lead to 10000 Mwe installed.

Behind this last figure, there is a hidden assumption of the average PV module power of 100 Wp per m2, or 10% conversion efficiency. This is not in line with the projected PV technology development assessed in reports from the European Commission or the European PV industry federation EPIA. -

The Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology Research from the European PV Technology platform [SIN 06]. estimates that a typical commercial module could reach energy conversion efficiencies up to 25% in 2030. Already now, manufacturer SunPower offers a commercial PV module with a total module efficiency approaching 18% [SUN 06].

Advice summary 07/01/07

2/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

-

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

For the calculation of the potential starting from the estimated surface, the relative power density in Wp per m2 has to be considered. A module with 25% efficiency has a power density of 250 Wp/m2. On tilted roofs, this equals the module power density. On flat roofs, the power density varies with the installation concept. This has been analysed in [NEY 06] for the GBOU-project “Embedded Generation”. In the concept of successive rows, only 40% of the roof surface is covered with tilted PV modules. With horizontal thin films, up to 80% can be covered with PV cells. Considering future improved module efficiencies, this leads to three categories of PV power: Installation concept

Relative module power

2

Roof share [%]

Power density [Wp/m ]

tilted roofs

250 Wp/m

2

100%

250 Wp/m

2

tilted modules on flat roof

250 Wp/m

2

40%

100 Wp/m

2

horizontal thin film modules

180 Wp/m

2

80%

144 Wp/m

2

-

For flat roofs, an average power density of 120 Wp/m2 can be considered.

-

De Ruyck makes no distinction between flat and sloping roofs. The IEA Photovoltaic Power Systems programme (IEA-PVPS) has published a study which examines the statistically available roof surface for PV in Central Western European countries [GUT 06]. There is an average of 18 m2 per capita potentially usable for photovoltaics, half of it on residential buildings, the other half on agricultural, industrial, commercial and other buildings. There is an additional 6,5 m2 per capita available on vertical facades.

-

This leads to the following results for the technical potential: • technical potential on residential buildings: 9 m2 x 250 Wp/m2 = 2250 Wp x 10 million inhabitants = 22 500 MWp • technical potential on other buildings: 9 m2 x 120 Wp/m2 = 1080 Wp x 10 million inhabitants = 10 800 MWp We propose to consider for Belgium the following assumptions, resulting from the references above: • total technical potential: 33 000 MW, annual production 26,4 TWh (800 kWh/kWp) • total feasible potential: result of reasonable market growth

Market growth rates The report considers the market growth rate as a limiting factor (see p. 11 of the background document). For PV, a maximum of 25% is considered. This leads to a total cumulative installed PV power of 530 MWp in 2030. There seems to be a confusion of feasible annual market growth rates and the annual increase of cumulative capacity. For instance, if the Belgian market continues to grow with 1 MW per year, the annual market growth rate is 0 and the increase of the cumulated capacity from 2,5 MW (2006) to 3,5 MW (2007) is 40%. Also, growth rates may vary in function of the maturity of the market. The figures found in the scenarios from the industry federation EPIA all focus on the annual growth rate of the market volume per year, meaning that each year, a growing volume is installed in addition to the existing cumulated capacity from the previous year. We propose a realistic Belgian scenario in line with the European market projections by EPIA and with an accelerated capacity growth rate in the first 10 years. This results in a total cumulated capacity of 3200 MW in 2030 with an average capacity increase of 26% per year (see annex 1 for details). This means an estimated production of 2.560 GWh in 2030. The actual German figure of installed capacity per inhabitant (18,56 Wp/cap) will be then passed in Belgium in the year 2016. Advice summary 07/01/07

3/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Future PV system price For PV, the cost in 2005 is estimated according to De Ruyck (see figure above) at ±67% of the “base year investment cost”, with a reduction to ±27% in 2030. This is a relative reduction by 60%. In euro per Wp PV system price, this would mean a reduction from the actual 6,5 euro/Wp to 2,6 euro per Wp. This is well above several European cost reduction scenarios: -

Working Group 2 “Market deployment” of the European PV Technology platform [RUD 06] calculates for Europe a future PV system price of 1,68 dollar per Wp in 2030. This equals 1,30 euro, which is half the price considered by De Ruyck.

-

This is backed by the Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology Research also from the European PV Technology platform [SIN 06]. In this document, the target for 2030 for the turn-key system price is 1 2006/Wp, excl. VAT. We propose a reduction of the PV system price to 1,5 euro per Wp in 2030, a conservative projection in comparision to the European targets. This is reached with average price reductions of 8% till 2010, 6% in the following decade (2011-2020) and 5% in the next decade 2021-2030. We ask to reconsider the ‘extreme high cost of grid integration of PV’ that is not referenced.

CO2 reduction cost In the report of the Commission Energy 2030, no details are found on CO2 reduction costs with PV. The calculation has to take into account the future PV system cost development and the net avoided CO2 emissions. Therefore, the future indirect CO2 emissions and the future emissions of the electricity generator park have to be considered. For PV, several detailled studies have been made on the environmental aspects of solar cell manufacturing, in the present and the future – see [ALS 06]

1.3. Wind energy Potential De Ruyck estimates the total potential on land at 1600 MW, with possible extra capacities of 426 MW. The total technical potential is thus 2026 MW on land. There are several other potential estimates: •

The study Renewable Energy Evolution [REE 04] estimates in a pro-active scenario a total potential on land of 1910 MW in 2025.

•

The memorandum written in 2004 by Apere, Belsolar, Edora and Valbiom for the Walloon Region wallonne (april 2004) estimates that the adaptation of the zones now reserved for air traffic1 and the adaptation of the power grid (extension and/or reinforcement) would lead to 4000 MW wind power in accordance to spatial planning regulations. This equals an annual electricity production of 8000 GWh (1/3 of the final electricity demand in the Walloon region in 2000). This figure gives the technical potential, of which 1500 MW could be installed in 2030. A similar figure is estimated for the Flemish region.

For offshore wind energy, De Ruyck reduces the theoretical potential of 13000 MW in the Belgian continental shelf to the maximum power in the present approved concession area of 270 km2, leading to 3800 MW (with 14 MW per km2 based on improved technology)

1

90% of «suitable» wind energy sites is not eligible because the space above is reserved for helicopters at low altitude Advice summary 07/01/07

4/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

•

The study Optimal Offshore Wind Energy Developments in Belgium [OPT 04 p. 121] calculates a maximum physical potential, after substraction of exclusion zones, of 21 000 MW. The economic potential2 varies in this study between 2100 and 4200 MW.

•

We can agree with the figure considered by De Ruyck.

Market growth rates The maximum technical growth rate assumed by De Ruyck for wind is 13%. This is in high contrast to the dynamic market growth rates in the wind energy sector for several years. The market growth has to be considered in different phases, with accelerated growth till 2010. We propose a pro-active scenario (see Annex 2), based on own calculations and on the two SPSD II studies [OPT 04] and [REE 04]. This leads to 3100 MW installed wind power on shore and 3800 MW off shore wind turbines in 2030. This means an estimated production of 6 820 GWh on shore and 14 440 GWh off shore in 2030.

Future cost There is no information in the report on the future cost evolution for wind energy. The graph made by De Ruyck (see above) gives the relative cost development till 2030. For off shore wind, it is 35%, for onshore wind 30%. Other references are estimating the following cost reductions: -

In the study by Junginger on learning curves for off shore wind energy [JUN 05], a reduction with 39% by 2020 is considered as feasible, both for investment costs and generation costs. This leads to an investment cost in 2020 of 980 euro per kWe and a generation cost of 4,2 eurocent per kWh ([JUN 05 p. 88-89]).

-

The conclusion for on shore wind energy is complex: the cost reduction depends on the market growth and the applied learning curve. Junginger calculates a cost reduction for 2020 between 28 and 55%, lowering the investment cost from 1000 euro per kW to 716 or even 452 euro per kW. The 30% reduction assumed by De Ruyck is reached 10 years earlier according to this study.

Other comments concerning offshore wind energy -

The paragraph on offshore wind in the recommendations shows a lack of background on the Belgian situation and knowledge of the international scene, and as such pushes Belgium again further away from innovative developments.

-

Belgium took an early start in policy making on offshore wind. The Ampere commission did not give recommendations on the deployment of offshore wind. The recommendations come years too late: (1) concession are given to private developers (2) other countries have taken the lead in demonstration and test platforms accompagnied with large research budgets – so turbine manufacturers perform test programmes outside Belgium.

-

The report makes abstraction of policy reality ; the current policy is a consequence of 7 years compromise between different involved policy fields ; it has no sense of reality to

2

The economic potential is here defined as the wind power installed in 15% to 30% of all areas with water depth 20 m and within 40 km distance to shore.

Advice summary 07/01/07

5/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

consider energy policy as the decisive factor in concession policy and expect short term changes. -

The author is not informed about the state-of-the-art in wind energy: 5 MW wind turbines are already operational, approved 8 MW windturbines and higher nominal power levels are currently under development.

-

Furthermore, the wind energy off shore potential analysis does not consider a possible electrical connection to the Netherlands or the UK that can lead to more accessibility for offshore wind energy to the grid.

1.4. Biomass The study Renewable Energy Evolution [REE 04] estimates in a pro-active scenario a total potential as this in 2025 : Steam turbines CHP (bio-fuels)

400 Mwe (4500 h)

1800 GWh

Cocombustion (20% of the installed capacity of coal power plants in 2004)

370 Mwe (7000 h)

2600 GWh

Small gasification CHP

300 MWe

1000 GWh

Landfill gas

total of 56 GWh

CHP from manure based biogas

541 GWh

Biogas from industrial and municipal waste water treatment

198 GWh

Waste incineration (part of biomass)

457 GWh

Total potential 2025

6652 GWh

According this study, we propose an estimated production of 6.700 GWh in 2030. To limit the import of biomass to 10% of our primary energy use is very arbitrary and is not argumented. Why such arbitrary limit is not imposed on oil or natural gas ?

2. Aspects under-considered and missing elements 2.1. Energy storage and grid management The CE2030 Background document by Prof. Belmans only provides a short paragraph on energy storage, focussed on the electricity sector. The text mentions that “recent developments have provided some possible solutions. Supercapacitors and SMES (Superconducting magnetic energy storage) are two examples of these new developments (…) On the role of hydrogen, only one sentence is in the report: The link between hydrogen and electricity may be important too.

Advice summary 07/01/07

6/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Grid management and energy storage are considered to be the key issues in the integration of renewable energy in the future energy system. A short literature review leads to more elaborate research on these issues. •

The paper Feasibility of distributed electricity storage [ECN 6b] for the International Journal of Distributed Energy Resources analyses four different business cases for generating benefits from small-scale electricity storage systems, and concludes: It can be concluded that grid-connected electricity storage in small, distributed storage systems appears to be financially attractive, provided that battery costs fall significantly below 500 per kWh.

•

The Dutch FLEXIBLE project analyses the future large-scale introduction of renewable energy resources in the distribution grid. The first report Flexible electricity grids [ECN 6a] is primarily an inventory of the state of the art on a number of different aspects of future, flexible grids. The report concludes: A range of existing and emerging technologies are applicable. Algorithms have been developed by ECN [ESTORE] in order to evaluate the economical value of electricity storage on these markets. At the moment it is very hard to define a profitable scenario. The algorithms may give insight in technological constraints and directions of improvement.

•

The same report also mentions the development of a new intelligent software concept for distributed control of power production and consumption and storage systems: the PowerMatcher. It is developed by ECN, in cooperation with industrial and academic partners. The PowerMatcher enables control of a cluster of devices, such that the cluster behaves as one single system. This is achieved by tuning of demand and supply within the cluster in an optimal way. The PowerMatcher makes use of advanced ICT technology such as multi-agent systems and electronic markets.

•

For wind energy, the Canadian company VRB-ESS has demonstrated the feasability of a large rechargeable battery with a vanadium solution3. Such a system is installed at the 32 MW Tomamae wind farm on Hokkaido, northern Japan by power company Sumitomo. Here, a 6 MWh VRB-ESS has been successfully smoothing wind output, enabling the supply of firm power to the grid. More systems will shortly be installed in Germany, Denmark and Ireland. The Danish research centre Risø plans to test a storage system for the Danish wind ebergy industry, with support from the Danish transmission grid operator Energinet.dk.. The VRB storage concept is considered as the essential link for the integration of the large wind energy potential to the grid.

•

There are other technical innovations to be considered which can resolve the current grid limitations and technical boundary conditions, e.g. the impact of improved wind forecasting tools. The scope of this advice is to limited to continue this discussion A future energy system in 2030 has to incorporate new innovative concepts for grid management and energy storage. In the CE2030 report, there is no outlook on the technical opportunities and benefits of innovative concepts for the integration of renewable energy sources. It is only mentioned as a financial burden. We strongly recommend to start further research on innovative grid and storage concepts.

3

Candida Jones, Change in the air, in: Power Engineering International, August, 2006, http://pepei.pennnet.com/home.cfm

Advice summary 07/01/07

7/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

2.2. Residential energy use: alternative scenarios For the residential energy use, we propose to consider the transition approach developed since 2004 by the Administration for Environment in the Flemish region4 for sustainable building. In this elaborate approach, involving all relevant stakeholders, a transition document has been written with objectives for the residential energy use in 2030. The main objectives are: For new dwellings: •

In 2030, new dwellings are net energy producers and existing dwellings are energy neutral. New dwellings will apply to the passive house standard, with a very reduced space heating demand.

•

Hot water production and electricity demand will have the major share in the residential energy demand.

•

As the total energy demand of a passive house will be 25% of the actual standard demand (in line with the actual E-level 100 obligation), the use of renewable energy will be sufficient and feasible to cover the remaining demand. Surplus renewable energy will be generated.

For existing dwellings, •

The traject for energy refurbishment of existing dwellings is focused on the objective of reaching “almost” the passive house standards with strong renovation. By 2015, a newly defined “passive renovation standard” will be the standard. By 2020, a share of 20 - 40 % of the renovation market will be envisaged.

•

This leads in 2020 to a reduction by a factor 10 of the residential heating demand in existing buildings with a parallel reduction of CO2 emissions.

•

From 2020 to 2030, action programmes are designed to convert the existing dwellings into net energy producers.

2.3. Hydro Hydropower is the oldest renewable electricity production technology. Although its potential is limited, it is nevertheless existing and, to a large extent, already developped. •

The actual hydropower plant capacity is 103,8 MW (source : CwaPE), which produces 22,8 GWh/year.

•

An additional technical potential towards 2030 is estimated by the Hydroenergy Facilitator, based on existing technologies, at 29,2 MW (175,09 GWh/year). The economically feasible potential towards 2030 is estimated by the Hydro Facilitator, based on existing technologies, at 128,2 MW producing 769,2 GWh/year.

•

The study Renewable Energy Evolution [REE 04] estimates in a pro-active scenario a total additional potential of 63 MW in 2025. We propose to consider a cumulated installed hydropower capacity of 150 MW in 2030 with an estimated production of 750 GWh minimum.

4

B. Simons (ed.). Vlaanderen in de steigers - Visie op duurzaam wonen en bouwen in 2030 en actie voor nu, project Duurzaam Wonen en Bouwen (DUWOBO) in Vlaanderen., p 22-23 Document available on website www.mina.be/duwobo.html

Advice summary 07/01/07

8/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

2.4. Solar thermal Solar thermal is limited to domestic hot water use. Yet solar thermal can have an important competitive contribution for heating and even cooling well before by past-2030, if the policy is supportive before 2030.

2.5. Heat pumps The potential for power production based on deep geothermal heat sources is indeed very limited in Belgium. There are however other technological options to be considered, with the accent on heating and cooling based on shallow geothermal sources, coupled to heat pumps. The potential in Belgium is large, as is confirmed in the study by Vito ‘Geothermie in vlaanderen: randvoorwaarden en acties ter bevordering van haar aanwending’ [GEO 99],. There are no market figures for heat pump installations in Belgium. In the Netherlands, the statistics from Centraal Bureau voor de Statistiek show a very dynamic market evolution: in 2005, the number of installed heat pumps in all sectors (housing, industry, tertiary sector) was 15 times larger than in 1995 (see figure 2). These data don’t include heat pumps with air as heat source. The number of this type of heat pump also increases very fast. Heat pum p m arket developm ent in the Netherlands

Cumulated number of installed heat pumps [#]

35000

Heat pum ps in housing sector Heat pum ps in industry and tertiary sector

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0 1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005*

© Centraal Bureau voor de Statistiek, Voorburg/H eerlen 2006-12-18

Figure 2: Market development for heat pumps in the Netherlands, 1994 – 2005 Recent research by the Belgian Building Research Institute BBRI (CSC –WTCB) shows the potential reduction of the primary energy demand in dwellings. The replacement of a condensing gas heating system by a heat pump reduces the primary energy use for heating with more than 20%. See figure YYY. The IEA-publication ‘Heat Pumps - an opportunity for Reducing the Greenhouse Effect’ van het [IEA 92] enables to estimate the CO2-reduction by heat pumps in comparison to other heating systems. For the Belgian electricity mix, the emission reduction values vary between 35% (replacing a condensing gas boiler) and 70% (replacing an oil fired heating). Figure 3: CO2-emission reduction potential for heat pumps [IEA 92] Advice summary 07/01/07

9/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

An interesting synergy effect in residential heating is worth investigating: the combination of micro CHP (combined heat and power production) in one segment of dwellings produces electricity for electrical heat pumps in another group of dwellings. The advantage is clear: both heating systems will work in the same time frame, so excess power from the CHP is in line with the power demand by heat pumps. Another advantage is the differentation of housing types per option: heat pumps are preferentially installed in new buildings with a low temperature heating systems, while micro CHP could replace conventional heating systems in existing dwellings. As the energy demand for heating in the residential sector has a share of 75% in the total energy demand (including hot water and electricity), the increased penetration of heat pumps for heating systems can considerably contribute to the reduction of energy use and CO2 emissions in the residential sector. We propose to reconsider this technology in the final report

2.6. Ocean Energy Important potential in Europe There are significant ocean energy resources in Europe, about 340 GW of wave power, notably off the coasts of the United Kingdom, Ireland, France, Spain, Portugal and Norway. Recent studies indicate that marine currents have the potential to supply a significant fraction of future electricity needs. The potential for marine current turbines in Europe is estimated to exceed 12,000 MW of installed capacity. Tidal currents can be harnessed using technologies similar to those used for wind energy conversion, i.e. turbines of horizontal or vertical axis (“cross flow” turbine).

Advice summary 07/01/07

10/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Overview of research and development A recent report from IEA’s Implementing Agreement on Ocean Energy Systems [MUR 06] points at the upcoming techology of ocean energy technologies, which are largely at the prototype-testing phase and have not yet penetrated global energy markets. •

This study has identified 81 individual concepts currently in development. These include 5 reported ocean wave technologies, 25 tidal current projects, one OTEC system and two salinity gradient concepts.

•

Ocean energy RD&D is growing. The number of projects more than doubled over the last three years. The highest number of technologies being developed in a single country is in the United Kingdom, followed by the United States. There are a significant number of projects underway elsewhere, in particular, Canada, Norway, Denmark, Ireland and Portugal. Most interesting has been the growth of tidal current RD&D, resulting in more than five times as many projects in 2006 than there were in 2003 (when the last IEA OES study that assessed the status of RD&D was undertaken).

•

The current development status of ocean energy technologies is varied. Twenty-two partscale prototypes are being tested at sea and 1 prototypes are now undergoing demonstration at full-scale or near full-scale at sea. No device developer has yet completed a demonstration of multiple fullscale devices in an array or pre-commercial farm. One wave farm project is underway.

•

Wave energy technology is currently the most researched area and, in comparison with tidal current, is the most advanced ocean energy technology. However, tidal current energy RD&D has advanced significantly in recent years.

Belgian participation in European projects •

Under the European Commission Sixth Framework Research Programme for Energy,. a European network has been established: the Coordinated Action on Ocean Energy Project – (CA-OE, website http://www.ca-oe.org/). The main objective of this Coordinated Action is to develop a common knowledge base necessary for coherent development of R&D Policies in Europe and the dissemination of this knowledge base and promotion of ocean energy technologies.

•

A recent report, Ocean Energy Conversion in Europe - Recent advancements and prospects, [NIE 06] presents the actual status in Europe.

•

The Belgian partner in CA-OE is the University of Ghent, where prof. J. De Rouck coordinates the European SEEWEC project5. The general objective of SEEWEC is to assist in the development of a 2nd generation floating wave energy converter (FO³) meant to be installed near shore and intended to lead to competitive and economically effective exploitation of wave energy along (European) coasts. The full scale prototype of the first generation FO³ is planned to be launched in autumn 2007 and will be grid connected.

•

See Annex 3 for more information

5

Sustainable Economically Efficient Wave Energy Converter, project number SES6-CT2005-019969, website http://www.seewec.org/index.html Advice summary 07/01/07

11/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

3. Conclusions The report shows a complete absence of a vision on the consequences which the choices made in the period from now till 2030 will have on the options available after 2030. If no major and continuous investments are made in the development of renewable energy technology in the period 2007 – 2030, the European and certainly the Belgian society will become too much dependent of critical supply factors inherently linked to fossil and nuclear. Critical and conditional statements are often used for renewables, but not at a same level for conventional energy. The report considers that the renewable energy potential in Belgium is “limited”. In fact, renewable energy sources are the energy source with the highest potential on the long term. Summary of the proposed scenario’s Technology

Pro-active scenario

Commission Energy 2030

Photovoltaics

3 200 MW

2 880 GWh

209 MW

209 GWh

Wind on-shore

3 100 MW

6 820 GWh

1 388 MW

2 776 GWh

Wind off-shore

3 800 MW

14 440 GWh

1 019 MW

3 465 GWh

Biomass

1 460 MW

6 700 GWh

1 310 MW

6 550 GWh

150 MW

750 GWh

110 MW

540 GWh

11 710 MW

31 270 GWh

4 036 MW

13 540 GWh

Hydro TOTAL

Advice summary 07/01/07

12/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

4. References [ALS 06]

E.A. Alsema, Environmental impacts of PV electricity generation - A critical comparison of energy supply options, Utrecht University, Presented at the 21st European Photovoltaic Solar Energy Conference, Dresden,Germany, 4-8 September 2006

[ECN 06a]

F. Nieuwenhout, Flexible electricity grids, EOS-LT project FLEXIBEL, Report of Work Package 1, ECN, April 2006 http://www.ecn.nl/docs/library/report/2006/c06017.pdf

[ECN 06b]

F. Nieuwenhout, Feasibility of distributed electricity storage, ECN Energie in de Gebouwde Omgeving en Netten, International Journal of Distributed Energy Resources – Volume 2, N. 4, Oct. – Dec. 2006, IISSI 2628 sept. 2006.

[EPIA 05]

Capacity and market potential for grid-connected systems by 2010, Workshop conclusions, Frankfurt, 22 December 2005 http://www.epia.org/08Events/051222_WS_Stat/WS_051222_Conclusion.pdf

[GEO 99]

R. Dreesen, D. Lagrou, Geothermie in vlaanderen: randvoorwaarden en acties ter bevordering van haar aanwending, study commissioned by the Flemish Energy Administration ANRE, VITO, 1999

[GUT 02]

M. Gutschner, Potential for building integrated photovoltaics, Report IEA-PVPS, T7-04: 2002 (Summary) http://www.oja-services.nl/iea-pvps/products/download/rep7_04.pdf

[IEA 92]

An., Heat Pumps - an opportunity for Reducing the Greenhouse Effect, IEA Heat Pump Centre, 1992

[JUN 05]

H.M. Junginger, Learning in renewable energy technology development, Proefschrift ter verkrijging van de graad van doctor aan de Universiteit Utrecht, Faculteit Scheikunde, Utrecht, 13 mei 2005. http://www.chem.uu.nl/nws/www/publica/Publicaties2005/E2005-16.pdf

[MUR 06]

R. Murray, Review and analysis of ocean energy systems development and supporting policies, report by AEA Energy & Environment on the behalf of Sustainable Energy Ireland for the IEA’s Implementing Agreement on Ocean Energy Systems, June 2006, http://www.iea-oceans.org/publ/relatorio_oceanos.pdf

[NEY 06]

J. Neyens, PV Potential - PV on flat roofs, Final report of the GBOU project “Embedded Generation”, Task I, Imec, 2006.

[NIE 06]

K. Nielsen (ed.), Ocean Energy Conversion in Europe - Recent advancements and prospects, Centre for Renewable Energy Sources (CRES), 2006 http://www.wave-energy.net/index_files/documents/CA-OEBROCHURE.pdf

[OPT 04]

F. Van Hulle et al., Optimal Offshore Wind Energy Developments in Belgium, Final report CP/21, SPSD II, May 2004 http://www.belspo.be/belspo/home/publ/pub_ostc/CPen/rappCP21_en.pdf

[PHO 06]

G.J. Schaeffer et al., Learning from the Sun; Analysis of the use of experience curves for energy policy purposes: The case of photovoltaic power. Final report of the Photex project, report published by ECN DEGO, ECN-C--04-035, 2004

[REE 04]

G. Palmers et al., Renewable Energy Evolution in Belgium 1974-2025, Final report CP/23, SPSD II, June 2004 http://www.belspo.be/belspo/home/publ/pub_ostc/CPen/rappCP23_en.pdf

[RUD 06]

B. Rudek, Projection of PV System Prices in Australia, Europe, Japan, USA, 2004-2030, The European PV Technology Platform, presentation for Work Group 2 ‘Market Deployment’, Meeting in Athens, Nov. 24th, 2006 http://www.eupvplatform.org/fileadmin/Documents/WG2_061124_Rudek_03_PVSystemsPrice.pdf

[SG3 06]

J. Stierstorfer et al., Solar generation: solar electricity for over one billion people and two million jobs by 2020, EPIA, Greenpeace, DLR, Sept. 2006 http://www.epia.org/05Publications/EPIAPublications.htm

[SIN 06]

W. Sinke, A Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology Research and development in support of realizing the Vision for Photovoltaic Technology (PV TRAC, 2005), EU PV Technology Platform, Working Group 3 “Science, Technology and Applications”, Version 1.7, 17 July 2006 http://www.eurec.be/content/view/59/48/

[SUN 06]

SunPower SPR-220 solar panel, Data sheet (PDF document) on website: http://www.sunpowercorp.com/pdf/SPR-220.pdf

Advice summary 07/01/07

13/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

5. Annexes Annex 1: Corrected market scenario for PV in Belgium Annex 2: Corrected market scenario for wind energy in Belgium Annex 3: Tidal energy generator installation in the Netherlands

Advice summary 07/01/07

14/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

5.1.

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Annex 1: Corrected market scenario for PV in Belgium

Fig. 1: Cumulative PV capacity in Belgium 2006-2030 and annual increase 3500

70%

3000

60%

2500

50%

2000

40%

1500

30%

1000

20%

500

10% 0%

20 0 20 6 0 20 7 0 20 8 0 20 9 1 20 0 1 20 1 1 20 2 13 20 1 20 4 1 20 5 1 20 6 1 20 7 1 20 8 1 20 9 2 20 0 2 20 1 2 20 2 2 20 3 2 20 4 25 20 2 20 6 2 20 7 2 20 8 2 20 9 30

0

Cumulative capacity

Annual capacity increase

70% Annual market grow th Belgium

60%

Annual w orld market grow th

50% 40% 30% 20%

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

0%

2008

10% 2007

Annual market growth [%/year]

Fig. 2: Comparison of annual market growth in Belgium and in the world PV market

The world market growth figures are taken from the EPIA workshop of Dec. 22, 2005 [EPIA 05] and the report Solar Generation [SG3 06].

Advice summary 07/01/07

15/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

5.2.

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Annex 2: Corrected market scenario for wind energy in Belgium

Proposal for pro-active wind energy scenario

Installed power (MW) Flemish region Walloon region off-shore Total Production (GWh) Flemish region 2200 Walloon region 2200 off-shore 3800 Total

Cumulated capacity (MW)

raming % verbruik

2000 12.9 1.1 0 14 28 2 31

2005

2010

2015

2020

2025

2030

118 49 167

450 400 263 1,113

750 700 647 2,097

1,000 1,000 1,484 3,484

1,300 1,250 2,605 5,155

1,600 1,500 3,800 6,900

260 108 367

990 880 1,000 2,870

1,650 1,540 2,460 5,650

2,200 2,200 5,640 10,040

2,860 2,750 9,900 15,510

3,520 3,300 14,440 21,260

2.9%

10.0%

21.3%

Scenario for wind energy in Belgium

7000 6000 5000

off-shore Walloon region Flemish region

4000 3000 2000 1000 0 2000

Advice summary 07/01/07

2005

2010

2015

2020

2025

2030

16/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

5.3.

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Annex 3: Sustainable Economically Efficient Wave Energy Converter

SEEWEC-project, European 6th Framework project SES6-CT2005-019969 http://www.seewec.org/index.html

Simulation of full scale farm of FO³ wave energy converters Objectives of the project The SEEWEC project presents a robust floating wave energy converter: the FO³, meant to be installed near shore and intended to lead to competitive and economically effective exploitation of wave energy along (European) coasts. The concept of the FO³ device combines experience from the offshore industry with knowledge of wave-energy conversion by use of point absorbers. The general objective of SEEWEC is to assist in the development of a 2nd generation FO³ wave energy converter through extensive use of the experience from monitoring the 1:3 laboratory rig, the single system test station (SSTS) and a 1st generation 1:1 prototype. The full scale prototype of the first generation FO³ is planned to be launched in autumn 2007 and will be grid connected. The project will focus on robust cost effective solutions and design for large scale (mass) manufacturing. Prototype research, development The initial work on the FO³ wave energy converter started in 2001, with the objective of developing a cost effective and environmental friendly technology for wave energy conversion. Initial research was conducted at the Department of Mathematics, University of Oslo (Norway), and at the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in Trondheim. The FO³ system uses several point absorbers placed in a grid to extract energy from the waves. A project group was established and key patents were filed in 2003. Following conceptual design and theoretical modelling, the general design was developed. A 1:20 scale model of the FO³ was tested in the Wave tank of the Ocean Basin Laboratory at Sintef in Trondheim early 2004. The scale model was tested both in operational conditions and for survival / extreme seas conditions. The tests confirmed the production concept, and the excellent properties of the structure in the sea.

Advice summary 07/01/07

17/18

ODE-Vlaanderen EDORA - APERe

Studie Energie 2030 Etude Energie 2030

Demonstration system Following successful testing, it was decided to go for sea trials. A complete laboratory platform at scale 1:3 was constructed at the Brevik ship yard in Norway and was launched in the sea in February 2005 off the southern coast of Norway. This device is used for extensive monitoring and testing, and gives important input to the development of the next generation plants. Data from this test platform will be used in this research project.

1:3 laboratory rig “Buldra”, at the southern coast of Norway (Feb. 2005)

Advice summary 07/01/07

18/18