Interreg IVA-project: p. 1 CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling Elektriciteitsoverschotten voor Nederland en België

Interreg IVA-project: “CO2 en CH4 als dragers voor regionale ontwikkeling” Deel II.1 en II.2

p. 1 DEEL II: Elektriciteitsoverschotten voor Nederland en België

Inhoudstafel DEEL I Energieopslag als sluitstuk voor een koolstofarm energiesysteem (POM West-Vlaanderen) DEEL II Aanbod aan ‘elektriciteitsoverschotten’ in Nederland en België II.1

Simulatie ‘elektriciteitsoverschotten’ Nederland (Avans Hogeschool)

II.2

Simulatie ‘elektriciteitsoverschotten’ België (UGent-Lemcko)

DEEL III State-of-the-art van de omzetting elektriciteit naar diwaterstof en methaan III.1

Elektrolyse (Avans Hogeschool)

III.2

Chemische methaanproductie (Sabatier-reactie) (Avans Hogeschool)

III.3

Biologische methaanproductie (UGent-Liwet)

DEEL IV Benutting van diwaterstof en methaan voor mobiele toepassingen (Boerenbond) DEEL V Case-studies V.1

Case-study P2G en vergisting in midden West-Vlaanderen (UGent-Liwet)

V.2

Case-study P2G en windenergie in noord West-Vlaanderen (UGENT-Lemcko)

V.3

Case-study P2G in Zuid-Nederland (Avans Hogeschool)

V.4

Case-study P2G voor een landbouwbedrijf (Boerenbond)

DEEL VI Stakeholdersbevraging energie-opslag West-Vlaanderen (POM West-Vlaanderen)



Deel II Elektriciteitsoverschotten voor Nederland en België

Universiteit Gent, onderzoeksgroep Lemcko



Inhoudsopgave Inhoudsopgave ........................................................................................................................... 3 Oorsprong van elektrische energie ............................................................................................. 4 In Nederland ........................................................................................................................... 4 In België ................................................................................................................................. 4 Transport van elektrische energie............................................................................................... 5 De elektriciteitsmarkt ................................................................................................................. 6 In België ................................................................................................................................. 6 In Nederland ........................................................................................................................... 7 Congestie ten gevolge van decentrale elektriciteitsopwekking .................................................. 8 Technische congestie op hoogspanningsnetten ...................................................................... 8 Technische congestie op laagspanningsnetten ....................................................................... 9 Economische congestie ........................................................................................................ 10 Energy forecast tot 2023 voor België ....................................................................................... 12 Prognose van het elektrisch verbruik 2013-2023 ................................................................. 12 Prognose van hernieuwbare energiebronnen 2013-2023 ..................................................... 13 Energy forecast tot 2023 voor Nederland ................................................................................ 15 Prognose van hernieuwbare energiebronnen 2013-2023 ..................................................... 15 Prognose van Nederlandse elektriciteitsoverschotten 2013-2023 ........................................ 15 Besluit....................................................................................................................................... 18



Oorsprong van elektrische energie In Nederland De totale consumptie, getransporteerd via het Nederlandse vaste elektriciteitsnet bedroeg in 2013 101 TWh. Het maximaal geconsumeerde vermogen overdag op een doordeweekse dag in de winter bedraagt 16GW, ’s nachts daalt dit tot 10 GW. In de zomer is het verbruik iets lager en varieert het tussen 9 GW ‘s nachts en 14 GW overdag. Het grootste deel van de productie komt voor rekening van gascentrales, een kleiner deel voor kolencentrales, kernenergie en WKK’s. Gascentrales zijn het gemakkelijkste te regelen, bij kolencentrales gaat dat trager en treden er rendementsverliezen op als ze op een laag vermogen draaien. Een deel van de productie kan niet op de momentane vraag worden afgestemd, zoals kerncentrales, industriële WKK’s die primair voor warmtelevering zijn bedoeld en afvalverbrandingsinstallaties. Deze drie worden tot het zogenaamde “Must run”vermogen gerekend, dat een omvang van ongeveer 3GW heeft. Op dit moment komt in Nederland slechts een beperkt deel van de opgewekte elektriciteit voor rekening van hernieuwbare bronnen. Het totale opgesteld vermogen aan windturbines bedraagt 2,7 GW waarvan 228 MW offshore. PV systemen worden niet centraal geregistreerd, het opgesteld vermogen wordt geschat op ongeveer 500 MWp. De huidige situatie met betrekking tot wind is samengevat in onderstaande tabel. Tabel 1: Productiegegevens Nederlands windturbine areaal 2013 (bron: CBS 2014, voorlopige data)

Productie (TWh) Opgesteld vermogen (MW)

Onshore 4,803 2481

Offshore 0,771 228

Totaal 5,574 2709

Een belangrijke grootheid die karakteristiek is voor het windturbine park is de capaciteitsfactor, die is gedefinieerd als de verhouding productie gedurende een jaar en de productie als de turbines continu op vollast zouden draaien. Uit de gegevens in bovenstaande tabel volgt een capaciteitsfactor van 22 %. De capaciteitsfactor wordt bepaald door de lokale windcondities en de eigenschappen van de turbine, met name de ashoogte. Moderne turbines op het land op een gunstige locatie kunnen een capaciteitsfactor halen van 40 – 50 %.

In België Omwille van zijn hoge bevolkingsdichtheid en lage eigen energiereserves wordt het overgrote deel van de elektrische energie in België geproduceerd aan de hand van kernenergie. In 2009 was nog meer dan 50% van de geproduceerde elektrische energie van nucleaire origine, maar procentueel gezien zakt het aandeel nucleaire energie. Met een totaal geproduceerde energie van 76629GWh in 2012 was ongeveer 40% van de elektrische energie afkomstig van kerncentrales. De kernenergie in België wordt voornamelijk opgewekt in een productiepark te Doel met vier eenheden van samen ongeveer 2800MW en een park te Tihange met drie eenheden van samen ongeveer 2900MW . Daarnaast wordt het overgrote deel van de elektriciteit opgewekt in thermische centrales die gebruik



maken van de Ranckine-cyclus. Hierbij kan men nogmaals het onderscheid maken tussen  klassieke thermische centrales (met een geïnstalleerd vermogen van 1,8GW)  en de recentere SToom En Gas -STEG- centrales met een geïnstalleerd vermogen van 3,3GW). De thermische centrales met fossiele brandstoffen verzorgden eind 1997 ongeveer 33% van de Belgische productie met een netto energieopbrengst van ongeveer 72568GWh. Omwille van de geplande kernuitstap, de wispelturige aard van hernieuwbare energie en de stijgende energievraag steeg dit aandeel in 2007 reeds tot 39% en in maart 2013 bedroeg dit reeds 46% van de totale elektriciteitsproductie. Daarnaast zorgen een aantal andere bronnen zoals wind, water en zon voor bijkomende elektriciteitsproductie. In de totale portefeuille bedraagt hun aandeel slechts een klein aandeel. Zo staat hydro-energie, met een geïnstalleerd vermogen van 1,4GW, slechts in voor 2% van de totale elektrische energieproductie. Volgens de Vlaamse Regulator voor Elektriciteit en Gas (VREG) was er in 2013 een 2100MWpiek geïnstalleerd PV-vermogen in België. In 2012 werd een 1705GWh opgewekt met behulp van PVinstallaties, dit is slechts 2% van de totale opgewekte elektrische energie. In België is er momenteel een kleine 700MW geïnstalleerde windenergie aanwezig. Per jaar wordt er toch een 2500GWh elektriciteit opgewekt aan de hand van windenergie wat overeenstemt met ongeveer 3% van de totale energieproductie. De opbrengst van windenergie komt bijgevolg overeen met een full-time equivalent van 40% .

Transport van elektrische energie De wet van Joule stelt dat het verlies in een weerstand recht evenredig is met het kwadraat van de stroom door deze weerstand. Als men voor een zelfde gevraagd vermogen de spanning kan optrekken, dan zal er een lagere stroom en bijgevolg een lager verlies in de lijn ontstaan. Omwille van veiligheidsredenen zal men echter, op enkele uitzonderingen na, weinig toestellen voeden op dergelijk hoge spanning. Hierdoor ontstaan twee netten, het zogenaamde hoogspanningsnet en het laagspanningsnet. Het hoogspanningsnet staat in voor het transport van elektriciteit en wordt dan ook toepasselijk het ”transportnet” genoemd. Het laagspanningsnet zorgt voor de verdeling van de elektriciteit naar de eindverbruikers en wordt dan ook ”distributienet” genoemd. In totaal omvat het Belgische elektriciteitsnet 8372 km verbindingen, waarvan 5606 km bovengrondse lijnen en 2766km ondergrondse kabels. Op 380kV is 98% uitgevoerd als bovengrondse leidingen, voor 220kV nog 70% en in de range tussen 70-36kV nog 60% . Voor distributienetten op 230V wordt 90% uitgevoerd als ondergrondse kabels. Om netten verder te analyseren is de belangrijkste parameter de R/X verhouding. Dit is de verhouding van de lijnweerstand tot de lijnreactantie, die aangeeft in welke mate het net resistief (R/X > 1) of reactief (R/X < 1) is. Voor netten die uitgebaat worden op een hoge spanning is voornamelijk de inductiviteit van belang. Deze netten bezitten dan ook een lage R/X verhouding. Omgekeerd geldt voor laagspanningsnetten dat de weerstand van de kabel een belangrijke parameter vormt. Bijgevolg bezitten deze een hoge R/X verhouding. In wat volgt wordt het hoogspanningsnet volledig ontkoppeld van het laagspanningsnet omwille van deze uiteenlopende R/X verhoudingen.



Elektrisch vermogen is gebonden aan fysieke wetmatigheden en waarbij deze technische randvoorwaarden vaak afwijken van de economische marktwerking. Eén van de meest essentiële randvoorwaarden aan elektrisch vermogen is dat er steeds moet geleverd worden wat ogenblikkelijk gevraagd wordt. Indien niet voldaan wordt aan dit evenwicht ontstaan ongewenste effecten zoals frequentieoscillaties en mogelijks uitval. Op hoogspanning kan het volledige net voorgesteld worden door een synchrone machine gekoppeld aan een last in eilandbedrijf. Indien er meer vermogen gevraagd wordt dan er kan geleverd worden dan zal de machine in toeren zakken. Dit zal leiden tot een frequentiedaling van de spanning. Omgekeerd, wordt de synchrone machine minder belast, dan zal de frequentie stijgen. Een stabiele frequentie duidt dus op een goed evenwicht tussen vraag en aanbod van actief vermogen. Daarom wordt onze netfrequentie nauwgezet opgevolgd. Het net op 400kV is historisch opgebouwd geweest om verschillen in opgenomen vermogen te spreiden over de verschillende productie-installaties. Op deze manier helpt iedere generator via de primaire regelreserve mee om de stabiliteit van het totale net te bewaren. Het huidige net is dus geconcipieerd als koppeling tussen de verschillende generatoren, vandaar de oude benaming “koppelnet”. Sinds de vrijmaking van de energiemarkt wordt dit net echter eveneens gebruikt voor effectief transport van grote hoeveelheden elektrische energie. Indien de elektriciteit in Duitsland goedkoop is, omwille van veel wind en weinig verbruik, kan deze bij wijze van voorbeeld in Spanje aangekocht worden. Jammer genoeg ligt het economisch model niet steeds in lijn met het elektrisch model. De complexe stroompaden leiden tot extra belastingen van leidingen. Deze lijnen werden initieel niet op dergelijk gebruik berekend.

De elektriciteitsmarkt In België In België zijn er 2 soorten energiemarkten, nl. de Belpex en de Endex. De Endex markt bepaalt de energieprijs op langere termijn en wordt daarom ook de termijnmarkt of forward market genoemd. De Endex-prijs wordt iedere voorafgaande dag om 14u vrijgegeven. De Belpex wordt ook de dagmarkt of de spot market genoemd. Deze bepaalt de ogenblikkelijke prijs van elektriciteit en is sterk onderhevig aan ‘elektriciteitstekorten’ en ‘-overschotten’ en bijgevolg ook aan de grillige opbrengst van hernieuwbare energie. Door het spelen op deze markt zijn winsten te boeken (maar ook verliezen), vandaar dat een goede voorspelling van verbruik en opbrengst essentieel is. Figuur 1 toont de variatie van de gemiddelde Belpex-prijs gedurende een jaar. Hieruit blijkt dat vooral gedurende de zomer de prijs lager ligt, wat overeenkomt met een grotere opbrengst aan hernieuwbare energie van PV-panelen en een lager verbruik.



Figuur 1: Variatie van de gemiddelde belpex-prijs op jaarbasis Energieleveranciers kopen elektriciteit aan zowel op de Endex als op de Belpex-markt en verkoopt deze met winst aan de eindklant. Hierbij komen dan nog distributie- en transportkosten alsook toelagen en taksen aan de overheid. Grote verbruikers kopen hun energie rechtstreeks aan op de energiemarkt. Er zijn verschillende types contracten die op elk op een andere manier inspelen op de energiemarkt. Een eerste type contract is het vast contract. Met dit type contract wordt het totaalverbruik verrekend met een vaste kostprijs per kWh gedurende de duurtijd van het contract. Een Clickenergiecontract is een flexibele oplossing voor grootverbruikers waarbij de prijs beperkt variabel is. Bedrijven hebben de keuze om een beperkt aantal ‘clicks’ te maken waarbij de prijs wordt aangepast conform de marktprijs. Een derde mogelijkheid is het gecombineerd energiecontract. Hierbij wordt een deel van het verbruik aangerekend via een vast tarief en het andere deel volgens de marktprijs. Het laatste type contract is het variabel energiecontract. De benodigde energie wordt aangekocht volgens de prijzen van de Belpex markt. Het spreekt voor zich dat met dit contract het meeste risico verbonden is. In het kader van de case ‘Power to gas’ is het belangrijk om te weten hoe de prijs van elektriciteit bepaald wordt en op welke manier dit kan leiden tot financiële winst. De winst die kan behaald worden is dus vooral afhankelijk van het type energiecontract en de marktwerking.

In Nederland Uit de day ahead prijzen op de APX van 2013 blijkt dat de prijs doorgaans schommelt tussen 4 en 6 cent per kWh (zie Figuur 2). Bij grote vraag kan de prijs oplopen naar 13 cent, bij geringe vraag zakt de prijs tot vrijwel nul. Uit een regressie analyse blijkt dat bij een maximaal wind aanbod de prijs kan zakken tot 2 a 3 cent per kWh, het laagste deel van de grafiek. Incidenteel speelt hier elektriciteit uit Duitsland dat bij een hoog windaanbod op de Nederlandse markt wordt gedumpt een rol.



Figuur 2: Day ahead prijzen op de APX in 2013 (bron: APX).

Congestie ten gevolge van decentrale elektriciteitsopwekking Zoals reeds aangegeven kan congestie zowel vanuit een economisch als een technisch standpunt bekeken worden. De technische congestie ten gevolge van decentrale energie opwekking wordt specifiek aangehaald voor hoogspanningsnetten enerzijds en voor laagspanningsnetten anderzijds. Kort samengevat kan net congestie dus optreden in een tweetal situaties: 1. Het Must Run plus het hernieuwbare aanbod overschrijdt de landelijke vraag; 2. Lokaal overschrijdt het Must Run plus het hernieuwbare aanbod de transportcapaciteit van het distributienet Zoals verder zal aangetoond worden is de economische congestie op laagspanningsnetten niet relevant en wordt bijgevolg enkel de congestie voor hoogspanningsnetten uitgewerkt.

Technische congestie op hoogspanningsnetten Momenteel wordt verwacht dat het transportnet massaal veel hernieuwbare energie kan transporteren, zonder dat de stabiliteit van het net in het gedrang komt. Voornamelijk de massale integratie van windenergie vormt hierbij een uitdaging. Indien deze energiebron moet instaan voor een substantieel deel van de energievoorziening, dan moet deze ook meedoen in de primaire regeling van het net. Hoogspanningsleidingen kunnen in beperkte mate geregeld worden ten einde de lijnen te belasten zonder dat er zich extreme situaties voordoen. Doormiddel van zogenaamde “phaseshift transformatoren” kan men als het ware smoorventielen op de elektrische leiden plaatsen en het gevoerde vermogen beperken. In 2007 werd op de BelgischFranse grenspost te Monceau een dergelijke transformator geplaatst met een vermogen van



400MVA. In 2008 werd op de Belgisch-Nederlandse grens te Zandvliet een post van 1400MVA in gebruik genomen en in 2009 werd een 2de eenheid van 2x1400MVA opgesteld in de schakelpost van Ophoven. Indien hernieuwbare energie in rekening wordt gebracht voor hoogspanningsnetten dient men met de technische implementatie rekening te houden. Het overgrote deel van de photovoltaische energie (PV) wordt geïnjecteerd op het distributienet. Gezien zijn beperkte schaalgrootte (installatie grootte <0.5MW) en de grote geografische spreiding nemen dergelijke installaties niet actief deel in de primaire regeling.

Figuur 3: Geografische spreiding van PV installaties in Vlaanderen met een vermogen >10kW (Bron Vito) Dit in tegenstelling tot bijvoorbeeld elektrische windenergie. Bij windenergie is de schaalgrootte net iets groter, zo ligt het vermogen van de meest relevante windturbines tussen de 1MW en 4MW. Deze worden meestal gegroepeerd zowel off-shore als on-shore. Dergelijke installaties zijn in staat om deel te nemen aan de primaire regeling. Merk hierbij dus op dat de primaire regeling van windenergie rechtstreeks impliceert dat deze niet op vol vermogen draaien en dat er dus een deel van dit vermogen verloren gaat om aan de stabiliteit van het net tegemoet te komen.

Technische congestie op laagspanningsnetten Indien de decentrale injectie op het laagspanningsnet wordt geëvalueerd, dan dient er voornamelijk gefocust te worden op PV en µwkk. Kleinschalige windturbines worden niet vaak geplaatst omwille van zijn ongunstige financiële terugverdientijden en de complexe aanvraagprocedure waarbij voornamelijk het verkrijgen van een bouwvergunning een groot struikelblok vormt. Het aandeel van lokaal geproduceerde PV-energie wordt als marginaal beschouwd in vergelijking met de totale elektrische energieopwekking. Daarom verplicht men met kleinschalige decentrale injectie op dit ogenblik (2014) nog niet dat dergelijke injectie moet meedoen aan de primaire regeling. De invloed van dergelijke injectie op de netfrequentie is irrelevant. Maar omdat PV vaak geplaatst wordt in residentiele netten kan dit een nefaste invloed hebben op de uiteindelijke spanning. De spanningsval wordt bepaald door de onttrokken stroom en natuurlijk de impedantie tussen de bron en de last. Deze netimpedantie wordt voornamelijk bepaald door de kabel- en



transformatorimpedantie en in veel mindere mate door de impedantie van het hoger gelegen transport net. Spanningsvallen over de netimpedantie zijn inherent aan het net en kunnen bijgevolg niet vermeden worden. Teneinde aan deze spanningsvallen tegemoet te komen, wordt de MS/LS transformator zo geregeld dat er aan het einde van de feeder nog steeds een voldoende spanning aanwezig is op de aankomstklemmen. Wanneer er nu echter op een bepaald punt vermogen geïnjecteerd wordt in het net dan is de spanningsval niet meer recht evenredig met de lengte. In functie van de locatie en het vermogen van de injectie zal de spanning in mindere of meerdere mate variëren. Indien worst-case gerekend wordt, dit is de situatie waarbij de belasting enkel op één fase aanwezig is, dan zal de spanning op de belaste fase dalen en zal de spanning op de niet belaste fasen stijgen. Dit wordt sterpuntsverschuiving genoemd. Als er nu geïnjecteerd wordt dan zal het omgekeerde effect zich voordoen. Op de fase waar er het meest geïnjecteerd wordt, zal de hoogste spanning aanwezig zijn. Indien opnieuw de worst-case situatie beschouwd wordt, nu wordt er op één fase geïnjecteerd, dan zal de spanning op deze fase stijgen. Dit kan als gevolg hebben dat de overspanningsbeveiliging binnen het PV-systeem uitschakelt en er dus productieverlies is. Elektrische verbruikers worden nooit allemaal gelijktijdig aangeschakeld. Het verbruik volgt een bepaald lastprofiel en bij de dimensionering van het distributienet wordt hiermee rekening gehouden door gebruik te maken van een gelijktijdigheidsfactor. Voor verbruik in laagspanningsinstallaties wordt een waarde van ongeveer 0,3 aangenomen. Voor decentrale PV productie ligt dit helemaal anders. PV-installaties hebben een gelijktijdigheidsfactor gelijk aan 1. Als de zon volop schijnt voor de buren, dan schijnt de zon hoogstwaarschijnlijk ook voor jou. Voor µWKK is de gelijktijdigheid lager gezien de productie gekoppeld is met de warmtevraag van het gebouw. Door de thermische inertie kan deze productie veel meer gespreid worden. De hoge gelijktijdigheid kan nefast zijn voor netten met veel PV-installaties. Daarenboven valt de decentrale opwekking niet noodzakelijk samen met hoog verbruik.

Economische congestie Zoals reeds aangehaald is er een discrepantie tussen de economische marktwerking en de werkelijke elektrische energiestromen. De verwachte elektriciteitsconsumptie dient op voorhand geschat te worden (day-ahead forecast). Op basis hiervan gaat men het elektriciteitsaanbod plannen en afregelen teneinde technisch/economisch aan de laagste prijs te produceren. Echter de ogenblikkelijke vraag kan afwijken van de voorspellingen, en deze afwijking dient gecompenseerd te worden via de primaire regeling. De secundaire regeling zorgt er voor dat de primaire regelreserve opnieuw vrij komt. Bij een te grote afwijking van de voorspelling en de vraag kan de extra vraag gebufferd worden door bijvoorbeeld het inschakelen van, met kerosine gestookte, snelle turbojetcentrales. De verschillen tussen de geschatte vraag (en dus het ogenblikkelijk aanbod) en de werkelijke vraag drijft de elektriciteitsprijs omhoog. Omgekeerd geldt net hetzelfde verhaal, als de geschatte vraag hoger is dan de werkelijke vraag, dan zit men met een ogenblikkelijk overschot die aan dumpingprijzen wordt verhandeld op de Belpex elektriciteitsmarkt. In extreme situaties kan men dus een overaanbod aan negatieve prijzen verkopen. Omwille van de inherente onvoorspelbaarheid van bijvoorbeeld windenergie kan dit dus leiden tot absurde situaties waarbij de consument geldt krijgt om elektriciteit te verbruiken.



100

50

0 Price (€/MWh)

0

6

12

18

24

-50

-100

-150 June 16 - 2013

-200

October 19 - 2013 December 31 - 2013

-250

Time (h)

Figuur 4: Ogenblikkelijke elektriciteitsprijzen op de Belpex markt Zoals uit Figuur 4 blijkt ligt de prijs net onder de €50/MWh. Dit is een algemene richtwaarde voor een industriële elektriciteitsprijs. Echter op zondag 16 juni wordt opgemerkt dat de elektriciteitsprijs plots drastisch daalt tot -€200/MWh. Dit komt omdat dit een zonnige dag was, met een hoog aanbod van windenergie. Gezien de zondag er een verminderd elektriciteitsverbruik optreedt daalt tevens de consumptie waardoor een dus een overaanbod op de spot market ontstaat en bijgevolg er dus een negatieve elektriciteitsprijs wordt bekomen. Indien de elektriciteitsprijs over een volledig jaar wordt geëvalueerd dan wordt een Price-Duration curve bekomen, gelijkaardig aan de Nederlandse curve. Hierbij werd wel de werkelijke elektriciteitsprijs op de spot market (Belpex) uitgezet en niet de elektriciteitsprijs op de day-ahead market (Endex). 250 200 150

Price [€/MWh]

100 50 0 0

730

1460

2190

2920

3650

4380

5110

5840

6570

7300

-50 -100 -150 -200 -250

Hours [h]

Figuur 5: Price curve op de Belpex elektriciteits-spotmarket

8030

8760



Energy forecast tot 2023 voor België Zoals in het projectvoorstel omschreven wordt eveneens een voorspelling van de elektriciteitsmarkt voorzien voor de periode tot 2023. Hiervoor werd voornamelijk vertrokken vanuit het rapport: “Belgium’s Energy Challenges Towards 2030”-Commission Energy 2030 -19 juni 2007”. Zoals pragmatisch aangevoeld kan worden is het bekomen van voorspellingen relatief gevoelig aan een waaier van invloeden. Specifiek voor het Belgische verbruik dienen enkele belangrijke technische en economische parameters in rekening gebracht te worden: 1. Wat is de evolutie van het verbruik? Hierbij dient men niet alleen de groei aan elektrisch verbruik in rekening te brengen, maar ook de stijgende energie-efficiëntie van verbruikers. 2. Wat is de technische en economische evolutie van hernieuwbare energie? Komt groene stroom competitief met de zogenaamde grijze stroom? Het belang van huidige en toekomstige certificaat systemen speelt bij dergelijke investeringen een belangrijke rol. 3. Specifiek voor België wordt er gepoogd om het aandeel aan nucleaire energie af te bouwen. Deze nucleaire phase-out zou plaats vinden tussen 2015 en 2025. Deze phase-out zou echter een serieuze impact hebben op de elektriciteitskost en kan bijgevolg een stimulans zijn voor mogelijke investeerders om België te weerhouden. Dit heeft op zijn beurt opnieuw impact op het totale elektriciteitsverbruik.

Prognose van het elektrisch verbruik 2013-2023 Tussen 2010 en 2020 wordt een groei voorspeld in de Belgische bevolking van 10,554 miljoen inwoners naar 10,790 miljoen inwoners. Dit is een stijging van 2,2%. De prognose voor 2030 ligt op 10,984 miljoen inwoners wat in referentie tot 2020 opnieuw een stijging van 1,8% betekent. Indien deze groei rechtstreeks geëxtrapoleerd wordt naar het elektrisch verbruik impliceert dit dus een stijging van 2% van de elektriciteitsbehoefte van de residentiele sector tussen 2013 en 2023. Naast de residentiele verbruiker dient de economische activiteit geëvalueerd te worden. Hierbij wordt zowel de industrie als de tertaire sector opgenomen. Merk hierbij onmiddellijk op dat economische groei moeilijk te voorspellen valt, aangezien dit afhankelijk is van vele politieke/economische parameters. Toch wordt tussen 2010 en 2020 een economische groei voorspeld van 2,1% op jaarbasis. Tussen 2020 en 2030 wordt er een verminderde groei van 1,5% voorspeld. Een initiële rudimentaire schatting impliceert dus een algemene stijging van de energievraag van 2%. Deze simplistische benadering houdt echter geen rekening met de stijgende energie-efficiëntie van elektrische apparaten, wat de stijging van het elektrisch verbruik zal dempen. Uit het verslag opgesteld door de Commissie 2030 komt dan ook de verrassende conclusie dat in de totaliteit de elektriciteitsconsumptie voor België op het vlak van elektrische energie relatief constant blijft tussen 2000 en 2030. In de marge wordt volgende conclusie uit het rapport even aangehaald. Het totale energetische verbruik (brandstofverbruik + elektriciteitsverbruik) voor de industrie daalt, residentieel stijgt het totale energie verbruik licht, evenals voor de tertiaire sector. De totale energievraag stijgt echter substantieel met ongeveer 14%, maar dit ligt voornamelijk aan het stijgend verbruik vanuit de transportsector .



Prognose van hernieuwbare energiebronnen 2013-2023 In een eerste schatting zal tegen 2030 het aandeel hernieuwbare energie stijgen. Hierbij zijn er opnieuw technische en economische implicaties. Voor de technische implicaties werd er vertrokken vanuit de VITO studie “ Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” Een aantal aspecten dienen in rekening gebracht te worden teneinde te kunnen doorgaan met de effectieve technische inplanting. Zo dient men voor de inplanting van onshore windmolens onder andere rekening te houden met beschermde natuur gebieden en monumenten, luchthavens en militaire domeinen, waterwegen, buffers rond gebouwen, hoogspanningslijnen en gasleidingen. Indien al deze parameters in rekening worden gebracht dan is er ongeveer 5940ha onshore over om windmolens te plaatsen. De locaties zijn weergegeven in onderstaande figuur en voornamelijk de havengebieden rond Zeebrugge en Antwerpen bieden mogelijkheden.

Figuur 6: Mogelijke inplantingszones voor onshore windmolens in Vlaanderen (Bron Vito)

Specifiek voor decentrale PV installaties wordt er een geschat extra toelaatbaar vermogen tegen 2020 berekend 1072MW of van 8,8W per m2 dak.

Figuur 7: Geografische mogelijkheden voor bijkomende PV installaties tegen 2020 (Bron Vito)

Specifiek voor WKK systemen wordt verwacht er tegen 573MWe aan decentrale WKK systemen kunnen geplaatst worden. Dit kan onderverdeeld worden in:  139 MWe voor industriële toepassingen  234 MWe voor tertiaire toepassingen (Ziekenhuizen,rusthuizen en zwembaden)  0 MWe voor residentiele installaties  200 MWe voor de glastuinbouw



Figuur 8: Geografische mogelijkheden voor bijkomende WKK installaties tegen 2020 (Bron Vito)

Echter zoals de Commissie 2030 aangeeft zal de uitbereiding in hernieuwbare energie tevens een zekere kost met zich meebrengen: Voorspelling tegen 2030 3000MW offshore Wind 2000MW onshore Wind 1000MW PV* 1500MW Biomassa

Prijs 21000M€ 7000M€ 7200M€ 9600M€

Figuur 9: geplande investeringen om het geplande offshore windvermogen aan land te brengen en te koppelen met HS net (Bron Elia) Zoals weergegeven in de bovenstaande figuur zal de toename van decentrale energie opwekking extra investeringen vergen in zowel het transportnet als het distributienet. Indien de offshore windenergie stijgt met >3,8MW zal er een uitbereiding van het hoogspanningsnet benodigd zijn,



hiermee gaat een geschatte kost gepaard van 700M€. Indien men de decentrale opwekking op het distributienet wil blijven continueren zal ongeveer 2000M€ benodigd zijn aan extra investeringen.

Energy forecast tot 2023 voor Nederland Prognose van hernieuwbare energiebronnen 2013-2023 In de zomer van 2013 kwam in Nederland het Energieakkoord tot stand tussen de overheid en private partijen. De targets voor de periode 2020-2023 zijn:  6000 MW onshore wind vermogen  4000 MW offshore windvermogen  4000 MWp vermogen Zon PV Het additioneel windvermogen wordt uitsluitend gerealiseerd in de kustprovincies, Flevoland en Noord-Brabant. Op basis van deze gegevens zijn opnieuw simulaties uitgevoerd. De gebruikte capaciteitsfactor is mogelijks een onderwerp van discussie. De nieuwe turbines halen een capaciteitsfactor van 40 % bij een relatief lage gemiddelde windsnelheid van 7 m/s. Dit ligt in de lijn der verwachtingen dat 500 MW aan oude turbines vervangen gaan worden. Er is daarom gerekend met een capaciteitsfactor van 34 % onshore en 40 % offshore.

Prognose van Nederlandse elektriciteitsoverschotten 2013-2023 De meteodata uit 2013 (windindex 91) zijn herrekend naar een windindex van 100. Enige resultaten zijn weergegeven in Figuur 10. Hier worden de producties van zon, wind en zon/wind plus must run vergeleken met de consumptie. Het totaal van de zon- als de windbijdrage zijn maximaal overdag, waardoor de consumptie in belangrijke mate uit hernieuwbare bronnen kan worden voorzien. Congestie treedt alleen op gedurende het weekend als de vraag laag is. Hoewel de hernieuwbare bijdrage in deze periode substantieel is, is de mate van congestie beperkt. In de winterperiode wordt dit beeld nog versterkt: de bijdrage van zon-pv is beduidend kleiner en de vraag is iets hoger.



Figuur 10 : Simulatie van het elektriciteitsoverschot (periode 7 t/m 20 juli) voor de target situatie in 2020-2023 De relatie tussen het totale elektriciteitsoverschot op jaarbasis en het opgesteld vermogen aan windturbines, zon-pv installaties en het must run vermogen is weergegeven in Figuur 11. Het windvermogen is steeds een mix van offshore en onshore vermogen in een verhouding van 4:6. Het blijkt dat de situatie die overeenkomt met het energie accoord (10 GW wind + 4 GWp zon) maar een beperkt overschot van 0,5 TWh oplevert. De resultaten hangen sterk af van de prognose van het must run vermogen en de capaciteitsfactor. Andere studies [ECN 2013] komen uit op 2,4 - 6,2 TWh overschot bij 12 GW windvermogen, of 0,5 TWh [KEMA 2010].



Figuur 11 :Jaarlijks elektriciteitsoverschot voor drie scenario’s als functie van het totaal geïnstalleerde windvermogen



Besluit Vraag en aanbod van elektrische energie moet continu in evenwicht zijn. Dit om zowel technische redenen, het net moet immers stabiel blijven, als voor economische redenen. Bij een royaal windaanbod moet er (conventioneel) vermogen worden afgeschakeld. Dit resulteert in een prijsdrukkend effect, ook wel profieleffect genaamd [ECN 2013]. Bij een hoog hernieuwbaar aanbod aan electriciteit worden duurdere opties zoals gascentrales uit de markt verdrongen. Dit effect wordt nog eens versterkt in perioden dat de vraag laag is. Zelfs de gemiddelde groothandels prijs van electriciteit zal daardoor dalen [Hirth, 2013]. Hoe dit in Nederland zal uitpakken is op dit moment nog niet bekend, maar voor Duitsland, Engeland en Ierland is dit al doorgerekend. Volgens de prognose wordt in 2015 in Duitsland 22 % van de electriciteitsvraag uit hernieuwbare bronnen gedekt, in 2020 zal dit 31 % zijn. De effecten op de electriciteitsprijzen zijn aanzienlijk. Dit is weergegeven in Figuur 12.

Figuur 12: Prognose prijseffecten in 2015 en 2020 in Engeland, Ierland en Duitsland (bron: KEMA 2013) Vergelijking van de Figuur 2 en Figuur 12 laat zien dat de situatie in Engeland en Ierland in 2015 enigszins vergelijkbaar met de huidige Nederlandse, zij het met een iets hogere gemiddelde elektriciteitsprijs. In Duitsland is al sprake van aanzienlijke prijseffecten. In 2020 is er overal een aanzienlijke hoeveelheid



hernieuwbaar vermogen bijgeplaatst, gedurende de helft van het jaar treedt er een duidelijke prijsreductie op. Gedurende 20 % van de tijd bedraagt de prijs nog maar een fractie van de gemiddelde prijs. Voor de Nederlandse situatie is deze exercitie nog niet uitgevoerd. Op basis van een vergelijking van de Duitse en de Nederlandse situatie is al wel een indicatie aan te geven als er wordt uigegaan van de volgende aannames:  Het aandeel hernieuwbaar geproduceerde electriciteit is de belangrijkste variabele die verantwoordelijk is voor het prijseffect;  Met het realiseren van het Energieaccoord wordt de Nederlandse consumptie voor 25 % gedekt uit hernieuwbare bronnen. De Nederlandse situatie in 2020 zal dan vergelijkbaar zijn met de Duitse in 2015. Hirth drukt het profieleffect uit in de zogenaamde waardefactor, die gedefinieerd is als wind-gewogen electriciteitsprijs gedeeld door de over de tijd gemiddelde electriciteitsprijs [Hirth, 2013]. In de eerder genoemde ECN studie is dit voor de Nederlandse situatie nader uitgewerkt. Bij het realiseren van het Energieaccoord komt de waardefactor voor zon-PV uit tussen 0,96 en 1,25, voor wind ligt die tussen 0,65 en 0,85. Analoog aan het besluit met betrekking tot een Forecast voor de Nederlandse elektriciteitsmarkt, is het ook voor de Belgische markt moeilijk om prognoses omtrent de elektriciteitsprijs op te stellen. Echter kan er wel gesteld worden dat het algemene besluit zoals vooropgesteld op basis van de Nederlandse forecast extrapoleerbaar zijn naar de Belgische forecast . Twee bijkomende randopmerkingen dient wel men in rekening te houden zijnde: 1. De elektriciteitsprijs is voornamelijk gerelateerd aan de productiemethodes. Als een groot deel van de elektriciteit wordt opgewekt door gas gestookte centrales dan is de elektriciteitsprijs gerelateerd aan de gasprijs. Er wordt opgemerkt dat deze heel volatiel is ten gevolge van geopolitieke situaties, hierbij wordt verwezen naar de complexe situatie in Oekraïne. 2. Specifiek voor België wordt er tevens een groot deel van de elektriciteit opgewekt op basis van kernenergie. Het al dan niet sluiten van deze kerncentrales hang af van politieke beslissingen. Dit zal echter een nefaste impact hebben op de totale elektriciteitsprijs.

Interreg IVA-project: p. 1 CO 2 en CH 4 als dragers voor regionale ontwikkeling Elektriciteitsoverschotten voor Nederland en België

Recommend Documents