Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen

Studie:

Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen 2011-2020

Executive Summary

De bedoeling van deze studie is om meer zicht te krijgen op de toekomstige noden van het net voor het behalen van de 20-20-20 doelstellingen in Vlaanderen. Deze studie is een initiatief van de distributienetbeheerders Eandis en Infrax en de beheerder van het transmissienet en het plaatselijk vervoernet Elia – in de schoot van het beleidsplatform slimme netten. De huidige inplanting van de hernieuwbare energieprojecten op ‘ad hoc’ basis maakt het immers voor de netbeheerders bijzonder moeilijk om op een gestructureerde en kostenefficiënte manier netaanpassingen en –investeringen uit te voeren en proactief in te plannen. Hiervoor werd aan het VITO als onafhankelijk expert gevraagd een schatting en geografische uitsplitsing te maken van het potentieel voor hernieuwbare energie (Wind en PV) en warmte krachtkoppeling in Vlaanderen in 2020. Dit potentieel werd in eerste instantie gekoppeld aan de mogelijkheden van het bestaande net bij de meest geschikte netbeheerder. Nadien werd berekend welke kosten gelinkt zijn aan de aansluiting op het net (distributienet, plaatselijk vervoernet of transmissienet); aan het voorzien van de nodige transformatiecapaciteit van het distributienet naar het Elia net; en aan het verhogen van de capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet. Tot slot werd een vergelijking gemaakt met de doelstellingen die de Vlaamse Regering eind juni 2012 heeft voorgesteld. Deze studie toont aan dat het bestaande transmissienet en het plaatselijk vervoernet al over een aanzienlijke capaciteit beschikken om decentrale productiemiddelen aan te sluiten. Op het niveau van de distributienetten werden enkel de kosten voor de aansluiting van windturbines becijferd. Omwille van de topdown benadering voor WKK en PV werden de netversterkingskosten hiervoor niet berekend. Lokaal kan er een tekort aan beschikbare capaciteit ontstaan waardoor eventuele versterkingskosten op dit niveau noodzakelijk zijn. Globaal gezien kunnen we concluderen dat de doelstellingen, vooropgesteld door het Vlaams Gewest, mits de juiste investeringen

10 september 2012

in de netinfrastructuur, te behalen zijn. De kostprijs voor de gemeenschap kan echter sterk variëren afhankelijk van de gemaakte keuzes en het gevoerde beleid, zowel op gewestelijk als provinciaal niveau, zowel voor wat betreft energie als ruimtelijke ordening. Wat betreft klantenaansluitingen en meer bepaald aansluitingsaanvragen van productie installaties willen de netbeheerders zoveel mogelijk een positief antwoord kunnen bieden binnen een redelijke termijn. Dat moet gepaard gaan met de doelstellingen die de netbeheerders, bij een optimale ontwikkeling van de netinfrastructuur, viseren: de kost voor de ontwikkeling en het beheer van de netten beheersen en de milieu-impact van deze infrastructuur op de omgeving zo laag mogelijk houden. Om een globaal beeld van de totale kosten te bekomen voor de aansluiting van het potentieel dat werd geïdentificeerd is het nodig om de drie niveaus die een rol spelen bij de aansluitbaarheid op te tellen: de aansluiting, de nodige transformatie van de distributienetten naar het plaatselijk vervoernet of het transmissienet en het eventuele vervoer via het Elia plaatselijk vervoernet of transmissienet. Het startpunt voor de analyse van de maatschappelijke kosten zijn de investeringsplannen ontwikkeld door de netbeheerders en goedgekeurd door de bevoegde regulatoren. Het betreft enerzijds de investeringsplannen van de distributienetbeheerders Infrax en Eandis en anderzijds het federaal ontwikkelingsplan en het investeringsplan voor het plaatselijk vervoernet van elektriciteit van Elia. In de laatste versie van zijn plannen, voorziet Elia voor de investeringen die geheel of gedeeltelijk gelinkt zijn aan de integratie van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling een bedrag van € 445 miljoen. Om daarnaast het volledige door VITO geïdentificeerde potentieel aan te sluiten zijn er, buiten de eventuele netversterkingen in het distributienet voor PV en WKK, bijkomende kosten van € 356 miljoen nodig, waarvan € 264 miljoen (74%) voor de aansluiting van het windpotentieel, € 52 miljoen voor transformatieversterkin-

Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen

3

3. Het ontwikkelen van een meerjarenplan voor de uitbouw van de infrastructuur voor decentrale productie.

gen (15%) en € 40 miljoen voor investeringen in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (11%). Deze bedragen moeten als de incrementele kosten gezien worden. Ze geven geen betrouwbaar beeld van de totale uitgaven van de overeenstemmende investeringsprojecten. Deze projecten kunnen immers ook andere noden opnemen zoals lokale netversterkingen voor andere noden en vervangingsinvesteringen. Wanneer we echter rekening houden dat het door VITO geïdentificeerde potentieel ruim 30% hoger ligt dan de doelstellingen vastgesteld door de Vlaamse overheid voor wind, WKK en PV samen en zelfs 300% hoger voor wind, kunnen we een gedeelte van de windclusters op basis van de globale kosten1 buiten beschouwing laten.

Een eerste noodzaak is een duidelijke beleidskeuze voor welbepaalde zones en een planmatige aanpak van de ontwikkeling, waarbij op het gebied van ruimtelijke ordening zowel op gewestelijk en provinciaal niveau de geschikte inplantingslocaties voor windturbines worden vastgelegd. Een vergelijking tussen de twee uitersten (goedkoopste versus duurste2) geeft een mogelijke maatschappelijke winst aan van ongeveer 80% die kan worden gemaakt bij duidelijke richtlijnen over de locaties van nieuwe windproductie. Werk maken van een volledig beeld voor toekomstige sites voor decentrale productie in dezelfde regio zou er kunnen voor zorgen dat de windclusters met de laagste kost voor de samenleving eerst ontwikkeld worden.

De resultaten van de VITO studie, gecombineerd met de bevindingen van de netbeheerders leiden tot de vaststelling dat de totale bijkomende maatschappelijke kost op het niveau van het transmissienet, het plaatselijk vervoernet en de aansluitingen van windclusters verlaagd zou kunnen worden met 80 % indien enkele voorwaarden zijn vervuld en er enkel rekening wordt gehouden met de door de Vlaamse overheid vastgelegde doelstellingen:

In het kader van de ondersteuningsmechanismen pleiten de netbeheerders voor het invoeren van een incentive voor de producenten om te kiezen voor de aansluitingen met de optimale impact op de kosten van de netontwikkeling. Meer specifiek is er een aanpassing nodig aan artikel 6.4.13 van het energiebesluit in lijn met het advies dat door de VREG in de schoot van het Beleidsplatform Slimme netten in het najaar van 2010 werd gegeven. Dit artikel schuift immers de individuele kosten van de aansluiting van een nieuwe productie-installatie op basis van hernieuwbare energiebronnen door naar de netbeheerders en dus onrechtstreeks naar de andere netgebruikers.

1. Een duidelijke beleidskeuze voor welbepaalde zones en een planmatige aanpak van de ontwikkeling 2. Het maximaliseren van het gebruik van de bestaande netinfrastructuur door a. de integratie van een “locational signal” in de ondersteuningsmechanismen voor hernieuwbare energie en WKK; b. het toepassen van aansluitingen met een flexibele toegang.

1

4

Verder in de studie wordt een onderverdeling gemaakt tussen de verschillende clusters. Hierbij worden verschillende kleuren gehanteerd. Een windcluster met een groene kleur heeft een globale kost die lager ligt dan € 105.000 per MW aansluitbaar, een rode cluster heeft een kost van meer dan € 200.000 per MW en alle clusters tussenin krijgen een oranje kleur.

10 september 2012

Bovendien is het verder uitwerken van de mogelijkheden om aansluitingen met een flexibele toegang toe te passen een sleutelelement voor de integratie van een groeiend percen-

2

Hierbij wordt de globale kost voor het behalen van de doelstelling op basis van de goedkoopste windclusters vergeleken met de kost voor het behalen van de doelstelling op basis van de duurste windclusters.


executive summary

tage intermitterende hernieuwbare energiebronnen. De toepassing van dit principe laat toe om de geproduceerde groene energie op jaarbasis te maximaliseren zonder buitensporige investeringen in de netinfrastructuur. Het is ook noodzakelijk voor het beheer van het evenwicht tussen verbruik en productie. Zonder dit aspect in deze studie in detail te behandelen kan al gesteld worden dat bij de massale verhoging van het aandeel decentrale productie in het Belgische regelsysteem, deze eenheden eveneens zullen moeten deelnemen aan een zekere ‘flexibiliteit’ tot af- en opregelen, in geval van grote productie- of vraagafwijkingen die de regelmogelijkheden van de klassieke eenheden overstijgen, en zullen moeten in staat zijn om systeemdiensten te leveren. Daarnaast biedt flexibele toegang ook een oplossing wanneer de termijnen voor een netinvestering niet gelijklopen met de installaties van nieuwe productie-installaties.

Wanneer een dergelijk beleid wordt uitgewerkt, kunnen de netbeheerders zich engageren om aan de hand van een regelmatige update van dit rapport (bv. driejaarlijks) de nodige informatie te geven aan de beleidsmakers. De VITO studie, die de basis is voor de studie van de netbeheerders, is immers sterk afhankelijk van het beleid rond ruimtelijke ordening en milieu. Als dat beleid aan veranderingen onderhevig is, wordt ook de uiteindelijke kostprijsberekening sterk beïnvloed. Ook de evolutie van de netten, aangepaste beleidsdoelstellingen, een verandering in technologie bij decentrale producties, enz kunnen zorgen voor een verandering in optimale aansluitwijze of de maatschappelijk laagste kost. Dit alles heeft een impact op de resultaten van de studie en de toekomstige investeringsplannen.

De ontwikkeling van een meerjarenplan voor de uitbouw van de infrastructuur voor decentrale productie is de vierde noodzakelijke voorwaarde. Bij deze uitbouw is het nodig om de coördinatie tussen de vergunningen afgeleverd voor nieuwe productie-installaties beter af te stemmen met de noodzakelijke vergunningen voor de uitbouw van de netinfrastructuur die nodig is om deze productie-installaties aan te sluiten (bv. langs lijninfrastructuur). Mits een door de bevoegde overheden ondersteunde langetermijnvisie met betrekking tot de integratie van hernieuwbare energiebronnen, een gepaste geografische sturing van nieuwe projecten en de middelen om een actief beheer van de productie te verzekeren kan er met succes een optimale ontwikkeling van de netten uitgewerkt worden door de netbeheerders.

10 september 2012


5

Inhoudsopgave

Executive Summary 1 Doelstelling en algemene context 1.1

2 10

ALGEMENE CONTEXT

11

1.1.1 Wettelijk en regulatoir kader 1.1.2 Het toenemende belang van decentrale productie op basis van hernieuwbare energiebronnen of warmtekrachtkoppeling en de impact op het net

11

1.2

DOEL VAN DE STUDIE

12

1.3

EEN PROACTIEF BELEID

13

1.4

BETROKKEN NETBEHEERDERS

14

11

1.5 STUURGROEP

15

2 Methodologie

16

2.1

ALGEMEEN OVERZICHT

17

2.2

BEPALING VAN HET POTENTIEEL DOOR HET VITO

17

2.3

VERDELING VAN HET POTENTIEEL TUSSEN NETBEHEERDERS

18

2.4 BEREKENING VAN DE ONTHAALCAPACITEIT DOOR DE DISTRIBUTIE- NETBEHEERDERS EANDIS EN INFRAX

20

2.5

BEREKENING VAN DE ONTHAALCAPACITEIT DOOR ELIA

22

2.5.1

Rechtstreekse aansluitingen op het Elia net

22

2.5.1.1 Wind

22

2.5.2 2.5.3 2.5.4

2.5.1.2 WKK

22

Transformatiecapaciteit van het distributienet naar het Elia-net Capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia Aspecten verbonden met het evenwichtsbeheer

23 24 26

3 R esultaten van de berekeningen van de netbeheerders 3.1 INLEIDING

29

3.2

AANSLUITINGEN OP HET DISTRIBUTIENET EN HET ELIA-NET

29

3.2.1 PV 3.2.2 WKK 3.2.3 Wind

29 30 30

3.2.3.1 Resultaat 3.2.3.2 Kosten van de aansluiting

3.3

32 34

TRANSFORMATIECAPACITEIT VAN HET DISTRIBUTIENET NAAR ELIA NET

35

3.4 CAPACITEIT VAN HET PLAATSELIJK VERVOERNET OF TRANSMISSIENET VAN ELIA

40

3.5 GLOBALE ONTHAALCAPACITEIT MOGELIJKHEDEN VAN HET VITO POTENTIEEL

42

4

Conclusie en aanbevelingen

48

4.1 VERHOUDING TUSSEN DE DOELSTELLINGEN VAN DE VLAAMSE OVERHEID EN HET DOOR VITO GEÏDENTIFICEERDE POTENTIEEL

49

4.2

GLOBALE RESULTATEN

49

4.3

STREVEN NAAR DE MAATSCHAPPELIJKE LAAGSTE KOST

50

4.4

WEGWERKEN VAN BARRIÈRES VOOR DE PRODUCENTEN

51

4.5

OPTIMALISEREN VAN DE BESCHIKBARE ONTHAALCAPACITEIT

51

4.6 VERVOLGSTUDIES

5

28

52

Bijlagen

54

1. E INDRAPPORT VITO: ONTHAALCAPACITEIT CLUSTERZONES NOVEMBER 2011

55

2. GEOGRAFISCH OVERZICHT WINDCLUSTERS

131

3. P OTENTIËLE CAPACITEITSKNELPUNTEN IN DE TRANSFORMATORSTATIONS - BIJ AANSLUITEN VAN ALLE WINDCLUSTERS

132

4. P OTENTIËLE CAPACITEITSKNELPUNTEN IN DE TRANSFORMATORSTATIONS - ALS AANSLUITEN WINDCLUSTERS BEPERKT WORDT TOT DE GLOBAAL GROENE 133 5. S AMENVATTING ASSUMPTIES EN DISCLAIMER

134

Lijst van figuren en tabellen

Figuur 1: Globaal overzicht van de aanpak van de studie

18

Tabel 2: VITO schatting potentieel voor hernieuwbare energie in MWe voor Vlaanderen in 2020 19 Figuur 3: Flowdiagram aanpak DNBs

21

Figuur 4: Bijkomend potentieel aan PV installaties in 2020 gesommeerd per Thiessen polygoon

30

Figuur 5: Geschatte locatie van het extra potentieel aan WKK’s in 2020

31

Tabel 6: Totaal aansluitingsvermogen van de windclusters op basis van aansluitingskosten

32

Tabel 7: Aansluitingsvermogen van de windclusters ingekleurd volgens aansluitingskost

33

Figuur 8: Artikel 6.4.13 en de kostenverdeling

35

Tabel 9: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (alle windclusters)

36

Figuur 10: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (alle windclusters)

37

Tabel 11: P otentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (enkel globaal groene windclusters)

38

Figuur 12: P otentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (enkel globaal groene windclusters)

39

Tabel 13: Potentiële capaciteitsknelpunten in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (alle windclusters)

40

Tabel 14: Potentiële capaciteitsknelpunten in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (enkel globaal groene windclusters)

41

Figuur 15: Globale kosten van de windclusters

42

Tabel 16: Globale resultaten voor de windclusters

44

Tabel 17: Overzicht van kosten gekoppeld aan extra potentieel

47

1 Doelstelling en algemene context

1.1 ALGEMENE CONTEXT 1.1.1 Wettelijk en regulatoir kader In het verlengde van de strategische doelstellingen die ze heeft geformuleerd met betrekking tot duurzaamheid en de strijd tegen de klimaatverandering, heeft de Europese Unie het “energie- en klimaatpakket” aangenomen dat op dit gebied bindende nationale doelstellingen bevat. Tegen 2020 beogen deze doelstellingen (“20-20-20”-doelstellingen) een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen van de lidstaten met ten minste 20 % in vergelijking met de niveaus die in 1990 werden bereikt, een aandeel van 20 % aan energie uit hernieuwbare energiebronnen in het totale verbruik en een daling van het primaire energieverbruik met 20 % ten opzichte van het verwachte niveau door de uitvoering van beleidsmaatregelen op het gebied van energie-efficiëntie. De doelstelling om tegen 2020 een aandeel van 20 % aan energie uit hernieuwbare energiebronnen in het totale energieverbruik in Europa te bereiken, wordt in het geval van België in een concrete doelstelling van 13 % vertaald. Net als elke andere lidstaat heeft België beschreven hoe de elektriciteitsproductie tot deze doelstelling zal bijdragen. Het Belgische nationaal actieplan voor hernieuwbare energie dat daartoe werd opgesteld steunt hoofdzakelijk op twee belangrijke pijlers: de productie op basis van hernieuwbare energiebronnen op het vasteland, grotendeels gedecentraliseerd, en de productie door windturbineparken in de Noordzee. Het is voornamelijk de eerste pijler die van belang is in deze studie. In Vlaanderen werd een tiental jaar terug een ondersteuningsbeleid voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling opgezet. Momenteel gebeurt deze ondersteuning via het systeem van de groenestroomcertificaten (GSC) of warmtekrachtcertificaten (WKC). Dit beleid resulteerde in een productie van hernieuwbare energie die voor het jaar 2011 het quotum van 7% ruimschoots (25% meer uitgereikte certificaten) overschrijdt. Hetzelfde

10 september 2012

geldt voor de productie van WKK waarbij voor 2011 eveneens meer dan 28% meer certificaten werden uitgereikt ten aanzien van de (sterk verhoogde) quotumverplichting van 7,6%. De Vlaamse Regering stelt, zoals voorzien in ViA (Vlaanderen in Actie) en PACT 2020, dat de bestaande elektriciteitsinfrastructuur moet worden omgebouwd naar een intelligent netwerk of ‘smart grid’. De uitvoering van de acties om dit te bereiken zal gebeuren via het beleidsplatform slimme netten. Dit platform wordt voorgezeten door de VREG. Het platform bestaat uit verschillende werkgroepen. Meer informatie over dit initiatief vindt u op de website www.slimmemeters.be Deze studie wordt uitgevoerd in het kader van de werkgroep “Netbeheer en decentrale productie” van dit beleidsplatform slimme netten. Deze werkgroep focust op de netgerelateerde aspecten van slimme netten en de goede inpassing van decentrale productie in het net (o.a. technologische mogelijkheden, raakvlak met ruimtelijke ordening,…). Naast de opdrachtgevers, zijnde Eandis, Infrax en Elia, zijn ook de VREG, het VEA en verschillende administraties van het Vlaams Gewest betrokken bij het totstandkomen van deze studie.

1.1.2 Het toenemende belang van decentrale productie op basis van hernieuwbare energiebronnen of warmtekrachtkoppeling en de impact op het net De belangrijkste hernieuwbare energiebronnen die in het Vlaams Gewest voor de productie van elektriciteit worden aangewend zijn: \\ organisch afval en/of biomassa die met name direct in elektriciteit worden omgezet in thermische centrales (houtgestookte centrales of centrales voor de verwerking van organisch afval) of door biomethanisering in biogas, dat op zijn beurt met behulp van generatoren in elektriciteit wordt omgezet; \\ zon met behulp van fotovoltaïsche panelen; \\ wind via windturbines.


11

1

1.2 DOEL VAN DE STUDIE

Deze soorten productie hebben de afgelopen jaren al een sterke ontwikkeling gekend. Door de steunmaatregelen die de productie van elektriciteit op basis van hernieuwbare energie aanmoedigen en door de technologische vooruitgang die voor dit type productie-eenheden is geboekt, zullen deze decentrale producties verder aan belang winnen.

Het inplannen van nieuwe projecten voor hernieuwbare elektriciteitsproductie en warmtekrachtkoppeling gebeurt vandaag grotendeels op een ‘ad hoc’ basis. Producenten, projectontwikkelaars en individuele personen hebben de mogelijkheid om voorstellen voor het plaatsen van nieuwe windturbines, fotovoltaïsche panelen of WKK’s zonder structureel overleg in te dienen. Op het niveau van het Vlaams Gewest werd weliswaar het potentieel van de verschillende hernieuwbare energiebronnen in kaart gebracht. Details over de exacte locatie waar deze productie verwacht kan worden bestaan tot op heden echter niet. Het gevolg is dat het voor de netbeheerder Elia en de distributienetbeheerders Eandis en Infrax bijzonder moeilijk wordt om op een gestructureerde en kostenefficiënte manier netaanpassingen uit te voeren en proactief in te plannen. Netaanpassingen zijn immers onontbeerlijk om de aansluiting te kunnen verzekeren van de meeste middelgrote tot grote hernieuwbare elektriciteitsprojecten.

Door de aansluiting van decentrale productieeenheden kan de noodzaak ontstaan om de elektriciteitsnetten te versterken. Welke investeringen nodig zijn, is vooral afhankelijk van de controlemogelijkheden voor deze productieeenheden, hun omvang, hun variabele karakter en het spanningsniveau waarop ze zullen worden aangesloten. Enerzijds kan de decentrale productie die op het middenspanningsnet is aangesloten via de lokale netten bij de eindgebruikers terechtkomen. Zo wordt het plaatselijk vervoernet en het transmissienet lokaal minder belast omdat er minder energie door het net stroomt. Gezien het vaak variabele karakter van dit type productie betekent dit niet noodzakelijk dat de noodzaak om het plaatselijk vervoernet of transmissienet te versterken minder dringend wordt of verdwijnt terwijl de distributienetten uiteraard ook de geïnjecteerde elektriciteit moeten kunnen opnemen.

Daarom stuurt ELIA samen met de VREG en de distributienetbeheerders Eandis en Infrax aan op een meer gestroomlijnde procedure voor het uitbouwen van nieuwe hernieuwbare elektriciteitsprojecten. Een eerste stap hierin is het in kaart brengen van de clusterzones waar bepaalde projecten (wind, zon, WKK) zich preferentieel kunnen vestigen. Om dit te doen hebben de netbeheerders aan VITO als onafhankelijke expert gevraagd om haar expertise die werd opgebouwd in eerdere studies in te zetten. In deze eerste fase heeft het VITO een geografische uitsplitsing gemaakt van het potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen in 2020 voor wat betreft onshore windenergie, fotovoltaïsche panelen (PV) en WKK3.

Anderzijds kan de aansluiting van decentrale productie-installaties, wanneer deze niet goed op het lokale verbruiksniveau zijn afgestemd, ervoor zorgen dat er meer geproduceerd wordt dan nodig is om aan het verbruik in bepaalde zones van het net te voldoen. Dit heeft tot gevolg dat het net moet worden versterkt om ervoor te zorgen dat dit lokale productieoverschot naar andere verbruiksplaatsen kan worden vervoerd. In het Vlaams Gewest zullen voornamelijk de integratie van windturbineparken en WKK’s aan de basis liggen van de noodzaak om het distributie- en transmissienet te versterken.

Een tweede fase betreft een aftoetsing aan de aansluitingscapaciteit. Onder ‘aansluitingscapaciteit’ wordt verstaan de som van de vermo-

3

12

10 september 2012

Zie voor het volledige rapport Bijlage 1


doelstelling en algemene context

gens die in de distributienetten en op afzonderlijke Elia-stations kunnen worden aangesloten zonder structurele investering in lijnen, kabels of transformatoren, maar eventueel door de vernieuwing of de versterking van bestaande distributienetten of stations van het plaatselijk vervoeren/of transmissienet. De effecten van PV- en WKK op de middenspannings- en laagspanningsdistributienetten werden hierin niet meegenomen. Enerzijds wordt hiervoor het door het VITO ingeschatte technische potentieel gekoppeld aan de mogelijkheden van het bestaande net. Anderzijds wordt nagegaan welk potentieel aansluitbaar is zonder grote investeringen, of waar prioritair investeringen nodig zullen zijn. Op deze manier kan informatie gegeven worden die bijdraagt tot het bereiken van de doelstellingen op de meest kostenefficiënte manier. Andere investeringen die nodig zijn om het totale potentieel van decentrale productie te kunnen onthalen, maar die onafhankelijk zijn van de locatie ervan (bijvoorbeeld voor het beheer van het evenwicht en de bevoorradingszekerheid in de regelzone van Elia) worden in deze studie niet beschouwd, maar zijn uiteraard onontbeerlijk voor het beheer van het elektrisch systeem. Samen met de “fysieke” netcapaciteiten die het onderwerp uitmaken van deze studie vormen zij één geheel voor de integratie van decentrale productie.

1.3 EEN PROACTIEF BELEID Historisch gezien werden de elektriciteitsnetten ontworpen om de elektriciteit die in centrales met een steeds groter vermogen wordt geproduceerd, te vervoeren en te verdelen naar grote verbruikcentra. Deze situatie is sterk gewijzigd. De netbeheerders ondersteunen het energie- en klimaatbeleid met het oog op het bereiken van de doelstellingen die in uitvoering van het Europese energie- en klimaatbeleid worden vastgelegd maar streven ook naar een zo groot mogelijke economische efficiëntie. De bestaande netten beschikken al over een aanzienlijke capaciteit om decentrale pro-

10 september 2012

ductiemiddelen aan te sluiten. Het is daarom aangewezen om de productie-eenheden aan te sluiten in geografische gebieden waar elektrische infrastructuur aanwezig is met voldoende capaciteit. Gezien de aanwezigheid van een belangrijk aansluitingspotentieel in het bestaande net zonder dat er in nieuwe verbindingen of transformatie moet worden geïnvesteerd, maakt deze aanpak het mogelijk om de doelstellingen binnen een beperkte tijd te verwezenlijken, en de bestaande netcapaciteit efficiënt te benutten Met deze aanpak kunnen niet alle behoeften gedekt worden. Andere aansluitingen van productie-eenheden zijn dan ook te overwegen. De netbeheerders kunnen aansluitingen met een flexibele toegang aanbieden. Dit maakt het mogelijk om bijkomende decentrale productie toe te laten in zones waar de aansluitingscapaciteit in feite al is bereikt op voorwaarde dat de nodige mechanismen worden voorzien voor modulering van deze eenheden tijdens periodes die kritiek zijn voor de veiligheid van het net. Deze flexibele toegang kan een oplossing bieden voor mogelijke knelpunten op het distributienet, bij transformatiecapaciteit of op het plaatselijk vervoernet of transmissienet. De aldus aangesloten eenheden zouden bijvoorbeeld productiebeperkingen opgelegd krijgen wanneer de betrouwbaarheid van de bevoorrading in het gedrang komt. Afhankelijk van de specifieke situatie kan deze flexibele toegang een tijdelijk dan wel definitief karakter krijgen. Complementair hiermee kunnen er, op basis van technisch-economische overwegingen die steeds gehanteerd worden bij het opstellen van de investeringsplannen van de netbeheerders, ook netversterkingen worden voorzien. Hierbij is het echter cruciaal dat de netbeheerders, net als voor de aansluiting van klassieke centrales, ruim op voorhand op de hoogte zijn van de precieze locatie van de geplande productieeenheden en voldoende zekerheid hebben over de effectieve realisatie, zodat ze ten gepaste tijde de voor de aansluiting vereiste netaanpassingen kunnen uitvoeren.


13

1

De termijnen voor het verkrijgen van de vergunningen en toelatingen voor de ontwikkeling van verbindingen in het net, wegen vaak zwaar door op de uitvoeringsplanning. De tijd die nodig is voor de aanleg van de vereiste transmissie-infrastructuur en de termijnen voor het verkrijgen van vergunningen zijn vaak niet verenigbaar met de gewenste uitvoeringstermijnen die in de aanvragen van de projectontwikkelaars zijn opgenomen. Een planning van deze investering vastleggen, enkel op basis van de effectieve aansluitingsaanvragen van kandidaat-producenten, is dan ook niet aangewezen. Met het oog op een adequate dimensionering van de netten zou het ideaal zijn om de nieuw geplande decentrale productieeenheden te groeperen en te oriënteren naar vooraf geïdentificeerde geografische zones. Ook de overheden kunnen bijdragen tot de snelle, efficiënte en economische ontwikkeling van dit type van productie-eenheden, door een beleid op middellange en lange termijn te voeren dat aan de ontwikkelaars van dergelijke productieprojecten evenals aan de betrokken netbeheerders aangeeft welke geografische zones bestemd zijn voor de ontwikkeling van decentrale productie en/of productie op basis van hernieuwbare energie. Deze input kan dan opgenomen worden in de investeringsplannen van de verschillende netbeheerders. Als de overheden hieraan deelnemen en deze aanpak ondersteunen, zal de aansluiting van de decentrale productie en/of de productie op basis van hernieuwbare energie gebeuren op basis van een win-winrelatie: \\ de ontwikkelaars van dit type van productie krijgen een duidelijk beeld van de net- aansluitingsmogelijkheden op termijn; \\ indien nodig kunnen de netbeheerders hun infrastructuur proactief versterken zodat decentrale productie-eenheden kunnen worden aangesloten in de aangeduide zones: dit is gebaseerd op een langetermijnvisie die rekening houdt met de duurzaamheid van de goedgekeurde netinvesteringen daar deze uiteindelijk worden doorgerekend aan de netgebruikers, meer bepaald de consument.

14

10 september 2012

Dit lijkt alvast ook de aanpak te zijn van verschillende provincies die een windplan hebben opgesteld en de locaties aangeven waar windturbines kunnen worden geïnstalleerd waarvoor de netbeheerders dan ook hun steun uitspreken. In het kader van deze studie hebben de netbeheerders zich gebaseerd op deze systematiek om voor het Vlaams Gewest een inschatting van het technisch potentieel te bekomen. Een nauwere samenwerking tussen netbeheerders en bevoegde instanties (bv provincies voor verlenen van o.a. de bouwvergunning) kan deze aanpak versterken, wat zal leiden tot de snelle, efficiënte en economische ontwikkeling van decentrale productieeenheden. Omdat de decentrale productie-eenheden binnen eenzelfde regio zeer verspreid kunnen zijn, moet er dikwijls een gecombineerde infrastructuur – zowel voor distributie als het transport – worden ontwikkeld. Samenwerking tussen Elia, als beheerder van het transmissienet en het plaatselijk vervoernet voor elektriciteit, en de betrokken distributienetbeheerders Eandis en Infrax is van cruciaal belang bij het uitwerken van optimale oplossingen voor de hele gemeenschap, zowel op technisch als op economisch vlak.

1.4 BETROKKEN NETBEHEERDERS Elia De Elia groep in België is opgebouwd rond Elia System Operator, dat samen met zijn dochtermaatschappij Elia Asset één economische entiteit vormt en handelt onder de naam Elia. Elia System Operator is houder van de licenties van transmissienetbeheerder voor elektriciteit op federaal vlak voor de spanningsniveaus 380/220/150 kV, beheerder van het plaatselijk vervoernet in Vlaanderen, lokaal transmissienetbeheerder in Wallonië en regionaal transmissienetbeheerder in het


doelstelling en algemene context

Brussels Hoofdstedelijk Gewest, telkens voor de netten van 70 kV tot en met 30 kV4.

gemeenten. Als onafhankelijke databeheerder verzekeren wij de marktwerking.

Elia bezit het volledige Belgische elektriciteitsnet op zeer hoge spanning (380 kV tot 150 kV) en ongeveer 94% van de hoogspanningsnetten (70 kV tot 30 kV). Elia heeft op 19 mei 2010 een participatie van 60% in de Duitse transmissienetbeheerder 50Hertz Transmission verworven.

Infrax

Eandis Eandis cvba (samen met haar dochterondernemingen De Stroomlijn cvba, Indexis cvba en Atrias cvba) is het onafhankelijk bedrijf dat de exploitatietaken en de openbare dienstverplichtingen voor elektriciteit en aardgas uitvoert in naam en voor rekening van de Vlaamse gemengde distributienetbeheerders Gaselwest, IMEA, Imewo, Intergem, Iveka, Iverlek en Sibelgas. Eandis staat voor Elektriciteit, Aardgas, Netten en DIStributie. Eandis is actief in 234 gemeenten van de kust tot de Kempen. 4 300 medewerkers bieden u een efficiënte, klantvriendelijke en kostenbewuste dienstverlening. Dag en nacht stellen wij op een veilige, betrouwbare en kostenbewuste manier energie ter beschikking van elke klant in de aangesloten gemeenten. Wij investeren gericht in de technologische vernieuwing van onze netten. Zo kunnen wij beantwoorden aan de energievraag van morgen en verzorgen wij de energiestromen van en naar de klant. Wij bewaken het maatschappelijk belang van de energievoorziening. Daarom stimuleren wij het verstandig gebruik van energie, organiseren wij de energielevering bij mensen met betaalmoeilijkheden en ontwikkelen wij een breed aanbod van energiediensten voor onze

4

Federale staat: licentie van 17 september 2002 voor een duur van 20 jaar; Vlaams Gewest: aangewezen vanaf 1 januari 2012 voor een duur van 12 jaar; Waalse Gewest: licentie van 17 september 2002 voor een duur van 20 jaar; Brussels Hoofdstedelijk Gewest: licentie van 13 juli 2006 voor een duur van 20 jaar die afloopt op 26 november 2021.

10 september 2012

Netbedrijf Infrax is de enige maatschappij in Vlaanderen die vier leidinggebonden nutsvoorzieningen samen beheert. Infrax is verantwoordelijk voor de aanleg, het onderhoud, de verbetering en uitbreiding van de netwerken voor elektriciteit, aardgas, kabeltelevisie en riolering. Op 7 juli 2006 werd Infrax opgericht met de doelstelling de operationele activiteiten van de aangesloten netbeheerders te bundelen in één werkmaatschappij. Sinds 2007 wordt overal in het werkingsgebied onder de naam Infrax gecommuniceerd. Maar juridisch en bestuurlijk blijven de vennoten aparte entiteiten. Infrax is actief in alle Vlaamse provincies en een aantal Waalse gemeenten. De maatschappelijke zetel ligt in Brussel, maar voor klanten en gemeenten blijft Infrax lokaal bereikbaar in de regionale klantenkantoren en administratieve zetels. Zowel in het bestuur als in de dagelijkse contacten met de netbeheerders blijven de gemeenten nauw betrokken bij de activiteiten van Infrax.

1.5 STUURGROEP Zoals in paragraaf 1.1.1 beschreven wordt deze studie uitgevoerd in het kader van het initiatief “beleidsplatform Slimme netten”. Een terugkoppeling over de voortgang gebeurt in de werkgroep “Netbeheer en decentrale productie” en een stuurgroep werd opgezet om de gemaakte hypothesen te bespreken. Onder voorzitterschap van de VREG zijn – naast de netbeheerders Eandis, Infrax en Elia ook de volgende Vlaamse administraties lid: \\ Het Vlaams Energieagentschap (VEA) \\ Het Departement Leefmilieu, Natuur en Energie (LNE) \\ Het Departement Ruimtelijke Ordening, Woonbeleid en Onroerend Erfgoed (RWO) \\ Landbouw en Visserij (LV) \\ Het Departement Economie, Wetenschap en Innovatie (EWI)


15

2 Methodologie

2.1 ALGEMEEN OVERZICHT Figuur 1 geeft een globaal overzicht van de aanpak die gebruikt werd om de resultaten van onderhavige studie te bekomen. De methodologie is gebaseerd op een sequentiële aanpak. De eerste fase is uitgevoerd door het VITO. De lijst en locaties van de te verwachten decentrale productie-eenheden tegen 2020 vormen de output. Hiermee zijn Infrax en Eandis dan in een tweede fase aan de slag gegaan. Op basis van de input van het VITO en de resultaten van de DNBs heeft Elia daarna de nodige netanalyses uitgevoerd. De volgende paragrafen beschrijven dit proces meer in detail.

2.2 BEPALING VAN HET POTENTIEEL DOOR HET VITO Om de berekening van de onthaalcapaciteit te kunnen uitvoeren is in de eerste plaats een inschatting van het potentieel nodig. Het VITO heeft dit potentieel op een onafhankelijke basis geschat in opdracht van de netbeheerders. De bedoeling was om tot een geografisch overzicht te komen van het potentieel voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling in Vlaanderen in 2020. Hierbij werden drie verschillende technologieën beschouwd: onshore windenergie, PV en WKK5. Wind onshore De inschatting van het potentieel voor onshore windenergie en de ruimtelijke inplanting hiervan gebeurt op basis van een bottomup benadering waarbij het potentieel voor onshore windenergie in 2010 en 2020 geschat wordt aan de hand van de beschikbare ruimte voor de inplanting van windturbines in 2010 en 2020. In de eerste plaats is er aan de hand van een GIS-procedure nagegaan wat de potentiële ruimte is voor het plaatsen van

5

Zie voor het volledige rapport Bijlage 1

10 september 2012

windturbines in 2020. De gebruikte methodiek is gelijkaardig aan de methodiek van de windplannen voor Antwerpen en Oost-Vlaanderen. Hierbij wordt vertrokken vanuit een aantal positieve aanknopingspunten, die beschouwd worden als mogelijke zoekzones voor windturbines, waaruit een aantal negatieve aanknopingspunten worden uitgesloten. Vervolgens werd een zo groot mogelijk aantal windturbines (met een vermogen van 3MW) ingeplant binnen deze potentiële inplantingszones op een technisch haalbare manier. Dit resulteert in een kaart met de puntlocaties voor mogelijke toekomstige windturbines. Merk op dat het vermogen van 3 MW turbine een assumptie is die onderhevig is aan technologische evoluties waarbij de trend is dat deze vermogens toenemen per windturbine. Fotovoltaïsche panelen (PV) Het vertrekpunt voor het potentieel is de prognosestudie van 2009 van het VITO “Hernieuwbare Energie en Warmtekrachtkoppeling voor 2020” dat voor Vlaanderen het resultaat in het PRO scenario weergeeft. In het kader van de “Energie- en broeikasgasprognoses” die VITO in april 2011 heeft afgerond in opdracht van Departement Leefmilieu, Natuur en Energie van de Vlaamse overheid werden de prognoses voor PV bijgesteld. In het PRO scenario wordt uitgegaan van een markttechnisch potentieel voor de plaatsing van PV-panelen. Op basis van gegevens van de VREG met betrekking tot de huidige locatie en de capaciteit van de PV-panelen (≥ 10 kW) zoals opgenomen in de groenestroomcertificatendatabank, wordt het geschat vermogen in 2020 in kaart gebracht. Vervolgens wordt dit via een top-down analyse verdeeld over alle verstedelijkte landgebruikcategorieën die voorkomen in het RuimteModel Vlaanderen en op die manier geografisch uitgesplitst. Warmtekrachtkoppeling (WKK) Voor WKK werd een inschatting gemaakt van potentiële producenten binnen verschillende sectoren (Industrie: metaal, chemie, niet-metaal mineraal, voeding, papier, textiel; Tertiaire


17

2

sector: ziekenhuizen, rusthuizen, Landbouw: glastuinbouw clusterzones). Het startpunt was net zoals bij PV het PRO scenario uit bovenvermelde studie. Vertrekkend van een technisch potentieel gebaseerd op de warmtevraag en aantal draaiuren van de sectoren werd een markttechnisch potentieel ingeschat voor 2020. Dit resulteerde in een GIS-kaart met daarop de puntlocatie en het geïnstalleerde vermogen in 2020 per producent. Totaal potentieel Het totale geïnstalleerde vermogen van alle puntlocaties (windturbines en WKK’s) en rastercellen (PV) werd tot slot geaggregeerd tot afgebakende zones. Uit dit onderzoek blijkt dat het totale (bijkomende) potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen 6.160 MWe bedraagt. Dit is meer dan het dubbele van het vermogen dat momenteel reeds geïnstalleerd is. Vooral voor de onshore windenergie en PV is het (technisch) potentieel voor 2020 veel groter dan het huidige geïnstalleerde vermogen. Voor WKK’s is reeds een zeer groot deel van het

totale potentieel in 2020 ingevuld. Het grootste deel van het openstaande potentieel is terug te vinden in de sector Industrie (subsector Chemie).

2.3 VERDELING VAN HET POTENTIEEL TUSSEN NETBEHEERDERS Op basis van de resultaten uit de eerste fase hebben de netbeheerders onderling overleg gepleegd over het spanningsniveau waarop de verschillende decentrale producties kunnen worden aangesloten. Het meest aangewezen spanningsniveau verschilt voor elke onderzochte technologie. Voor de werkelijke aansluitingsaanvragen is er vanaf een bepaald aan te sluiten vermogen (reglementair tussen 15 en 25MVA) gewoonlijk geval per geval overleg tussen DNB en TNB over de globaal optimale aansluitingswijze. Voor deze studie en binnen het beschikbare tijdsbestek is een dergelijke aanpak niet zinvol en haalbaar en zijn over het

Figuur 1: Globaal overzicht van de aanpak van de studie Lijst met vermogen DP per transformatorstation DNB

TNB

Beoordeling potentiële locaties voor PV/WKK/ Wind

Lijst met vermogen DP per transformatorstation DNB • Windplan Vlaanderen • Gewestplannen • Vogelrichtlijn • Habitatrichtlijn • Luchtverkeersgebieden • Beschermde Monumenten/landschappen •…

18

10 september 2012

• Aansluitbaarheid in beschikbaar vermogen • Kortsluitvastheid transformatorstation • Capaciteit net • Spanningsval kabel

• Aansluitbaarheid in beschikbaar vermogen • Kortsluitvastheid net • Capaciteit net • Kosten aansluitbaarheid • Kosten versterkingen


Methodologie

aansluitingsniveau vereenvoudigde basisafspraken gemaakt.

Voor sommige gevallen is na onderling overleg beslist om clusters over te dragen van Elia aan de DNBs of omgekeerd omdat bv. de DNB er beschikt over onthaalcapaciteit in 30kV of er geen geschikte aansluitingsmogelijkheid bestaat op het op basis van bovenstaande afspraken gekozen spanningsniveau.

Wind onshore Wat betreft onshore wind is het potentieel door het VITO geclusterd. Deze clusters bevatten minimaal drie windturbines en gaan tot enkele tientallen. In de eerste fase werden deze clusters door het VITO enkel op basis van een afstandscriterium aan de Elia onderstations toegewezen. Om technisch onderbouwd te werk te gaan herbekijken de netbeheerders deze toewijzing van de clusters. Tussen Eandis, Infrax en Elia werd de afspraak gemaakt dat de DNBs de aansluitbaarheid en kostenbepaling voor alle windclusters van drie tot en met vijf windturbines onderzoeken. De onthaalcapaciteit voor clusters van zes tot en met negen windturbines onderzoekt Elia. Clusters met tien of meer windturbines worden opgedeeld in kleinere clusters en volgens bovenstaande afspraak verdeeld tussen de DNBs en Elia.

In de Antwerpse haven is de VITO schatting met informatie vanwege het Havenbedrijf verbeterd. Op rechteroever wordt, door bijkomend rekening te houden met restricties door aanwezige gas- en pijpleidingen, luchthaven Deurne en uitbreidingsplannen van de lokale bedrijven, het potentieel op een dertigtal turbines geschat. Op linkeroever beschouwen we, uitgaande van informatie van de projectontwikkelaar,de aansluiting van een veertigtal potentiële turbines6.

6

Op basis van deze verbeterde schatting voor de Antwerpse haven wordt door de netbeheerders 2877 MW bijkomend windpotentieel tegen 2020 onderzocht

Tabel 2: VITO schatting potentieel voor hernieuwbare energie in MWe voor Vlaanderen in 2020

Windenergie (MWe)

PV (MWe)

WKK (MWe)

Technisch potentieel uit GIS-procedure

Bijstelling PRO scenario


Bijkomend potentieel in 2020

3303

1700

1157

6160 MWe

Geïnstalleerd vermogen op 1/1/2011

264

676

1799

2739 MWe

Totaal 2020

3567

2376

2956

8899 MWe

10 september 2012


Totaal (MWe)

19

2

Fotovoltaïsche panelen (PV) Gezien de grote spreiding die resulteert uit de geografische uitsplitsing van het potentieel van 1700 MW, wordt alle PV op het distributienet en dus bij de DNBs aangesloten. Warmtekrachtkoppeling (WKK) Voor WKK werd een verdeling afgesproken die enerzijds rekening houdt met de bestaande situatie, en anderzijds met het vermogen van de nieuw aan te sluiten WKK. WKK’s die voorzien zijn bij bestaande netgebruikers aangesloten op het Elia-net worden verder onderzocht door Elia. In lijn met de bepalingen van het Technisch Reglement wordt voor installaties groter dan 25 MW een aansluiting door Elia voorzien. In het kader van deze studie liggen de vermogens van de overige WKK’s tussen 0,3 en 5 MW en hun aansluiting wordt voorzien in het distributienet.

2.4 BEREKENING VAN DE ONTHAALCAPACITEIT DOOR DE DISTRIBUTIENETBEHEERDERS EANDIS EN INFRAX Op basis van de verdeling die in de vorige paragraaf werd beschreven hebben Eandis en Infrax de aansluitbaarheid van de aan hen toegewezen potentiëlen bekeken. De resultaten van deze berekeningen kunnen pas met zekerheid na de gebruikelijke oriëntatie- en detailstudies worden bepaald en zijn dus enkel indicatief voor de reële mogelijkheden.

20

dispersiecabine) het meest is aangewezen om de windclusters aan te sluiten. Hiervoor is de assumptie gemaakt dat elke cluster in antenne is aangesloten. Dit maakt dat geen N-1 op kabelniveau beschikbaar is (langere hersteltijd). De mogelijkheid tot inlussen van de clusters, noch het flexibel aansluiten in het distributienet werd bekeken. Hierna is de aansluitbaarheid van de cluster windturbines op het in de vorige stap bepaalde aansluitingspunt gecontroleerd. Hierbij is rekening gehouden met de nog resterende onthaalcapaciteit en het toegekende potentieel vermogen aan fotovoltaïsche panelen uit de VITO studie. Per cluster is dan de kabellengte naar het aansluitingspunt bepaald. Ook is nagegaan of er voldoende plaats is voor het installeren van de nodige cellen in het aansluitingspunt. Indien er een onderboring of netversterking nodig is werd deze ook in beeld gebracht. Het aantal kabels dat nodig is voor de aansluiting van de cluster in het transformatorstation of de dispersiecabine is bepaald in functie van het vermogen van de windcluster, de afstand tot het transformatorstation of de dispersiecabine en tot slot het spanningsniveau waarop de cluster wordt geconnecteerd. Verder is de kortsluitvastheid van het meest aangewezen aansluitingspunt met de potentiële decentrale energiebronnen gecontroleerd. Daarnaast is het onderzoek naar spanningskwaliteit en congestie op het distributienet in rekening gebracht.

Wind onshore

Op basis van bovenstaande punten werd steeds het meest aangewezen aansluitingspunt gekozen om in het kader van deze studie hierop verder te werken.

Het flowdiagram in Figuur 3 toont de high-level aanpak van de DNBs. Om de aansluitbaarheid van de windturbines te checken, zijn de DNBs vertrokken van de resultaten uit de VITO studie.

Na deze technische analyse voor wat betreft de aansluitbaarheid, werd bijkomend een kostenbepaling uitgevoerd. Zie ook paragraaf 3.2.3.2 op pagina 34.

De DNBs hebben eerst een GIS analyse uitgevoerd op alle windclusters met drie tot en met vijf windturbines om te bepalen welk aansluitingspunt (transformatorstation of

Fotovoltaïsche panelen (PV)

10 september 2012

Voor PV wordt de toekenning naar DNB/Elia koppelpunten op basis van Thiessenpolygonen


Methodologie

uit de VITO-studie overgenomen. Gezien de grote geografische spreiding zou een bijkomende oefening om deze vermogens technisch onderbouwd op basis van de reëel bestaande laag- en middenspanningsnetten aan DNB/ Elia-koppelpunten toe te kennen onvoldoende toegevoegde waarde opleveren. Warmtekrachtkoppeling (WKK) De bepaling van de klantencabine gebeurt door een vergelijking te maken tussen de x,y-coördinaten van de WKK’s (zoals doorgegeven door het VITO) en de x,y-coördinaten van de cabines in het GIS-systeem van de DNB. Via deze vergelijking wordt de dichtstbijzijnde cabine bepaald en bijgevolg de plaats waar de WKK wordt ingelust. Dergelijk onderzoek gebeurt in

de praktijk uiteraard in intens overleg met de betrokken netgebruiker, wat in het kader van deze studie niet heeft plaatsgehad. Na het bepalen van de klantencabine wordt er gecontroleerd of de WKK individueel niet zorgt voor een te grote spanningsstijging. Ook het effect van omliggende WKK’s wordt gecontroleerd. Verder wordt op een analoge manier als bij wind nagegaan of de onthaalcapaciteit van het aansluitingspunt (op het niveau van het transformatiestation of de dispersiecabine) hoog genoeg is (wat betreft kortsluitvastheid, opwaartse bundel, plaats voor cellen). Dergelijk onderzoek gebeurt in de praktijk uiteraard in intens overleg met de betrokken netgebruiker, wat in het kader van deze studie niet heeft plaatsgehad.

Figuur 3: Flowdiagram aanpak DNBs

Vito

GIS

\\ PV \\ WKK \\ Wind

--> TS + MW --> TS + MW --> X-Y coörd. + 3MW/WT

\\ Wind \\ Dispersie cabine \\ Transformatorstation 10/11/12/15 kV en post 30 kV (29,9 kV)

\\ Op basis van de afstand, het spanningsniveau en het vermogen van de cluster wordt het aantal kabels

bepaald dat nodig is voor de aansluiting.

Aansluitbaarheid

Kostenbepaling

10 september 2012

\\ Er wordt nagegaan of het potentieel aan decentrale productie aangesloten kan worden op het toege-

wezen aansluitingspunt bepaald in de vorige stap. \\ Indien nodig, een netversterking, verplaatsing van de aansluiting, spanningsniveau verhoging uitvoeren

\\ Kost van de aansluiting (kabel + cellen + boring) \\ Kost van de verliezen (NPV 20 jaar) \\ Kost van de (eventuele) netversterking


21

2

2.5 BEREKENING VAN DE ONTHAALCAPACITEIT DOOR ELIA 2.5.1 Rechtstreekse aansluitingen op het Elia net Zoals beschreven in paragraaf 2.3 Verdeling van het potentieel tussen netbeheerders, heeft Elia de rechtstreekse aansluitingsmogelijkheden onderzocht van grote windclusters en WKKinstallaties. Binnen de context van deze studie werd hiervoor een vereenvoudigde semi-geautomatiseerde aanpak gevolgd. De resultaten zijn dus enkel indicatief voor de reële mogelijkheden, die pas met zekerheid na de gebruikelijke oriëntatie- en detailstudies kunnen worden bepaald. De aansluiting van een netgebruiker gebeurt afhankelijk van het vermogen via één of meerdere aansluitingsvelden en aansluitingskabels. Voor deze studie zijn enkel de Elia stations beschouwd die beschikken over voorzieningen (railstellen) voor uitbreiding met aansluitingsvelden. Een gedetailleerde studie van deze uitbreidingsmogelijkheden (o.a. qua plaats) is niet uitgevoerd. Gezien de aansluitingskabels meestal de grootste kost van de aansluiting vormen is nabijheid meestal het doorslaggevende criterium voor de keuze van het station. Bij een keuzemogelijkheid tussen aansluitingsspanningen (concreet 36, 70 of 150kV) worden de lagere verlieskosten en mogelijk het minder aantal kabels bij hoge spanning afgewogen tegen de duurdere installatiekosten. In de hier beschouwde vermogens genieten de lagere spanningen normaal de voorkeur – eventueel nog te combineren met het afstandscriterium. Zoals al in paragraaf 2.3 aangehaald, wordt voor het vermogensbereik waarvan sprake in de praktijk tussen Elia en de DNB over de ‘optimale’ aansluitwijze overlegd. Dit overleg moest in het kader van deze studie beperkt worden tot enkele evidente gevallen of afwijkingen van de afgesproken basisregels. Het gevolg is dat er in het algemeen nog een marge tot optimalisatie overblijft wanneer in realiteit een meer doorgedreven studie en een overleg tussen Elia en de DNB wordt uitgevoerd.

22

10 september 2012

2.5.1.1 Wind Voor alle windclusters van 6 of meer turbines heeft Elia de aansluitingsmogelijkheden onderzocht. Het aantal nodige aansluitingskabels wordt bepaald in functie van het vermogen (aantal turbines x 3MW). De aansluiting van hele grote clusters in 36kV moet soms over verschillende 36kV stations worden gespreid – uitzonderlijk wordt de oprichting van een nieuw station beschouwd. Het aantal benodigde kabels om de grote clusters aan te sluiten is in deze studie gebaseerd op het vermogen dat per kabel kan vervoerd worden. Indien de aansluiting van dergelijke grote clusters in de realiteit niet als één geheel wordt aangevraagd, dan bestaat het risico dat in het kader van deze studie bepaalde aansluitingskabels niet optimaal kunnen worden gebruikt, maar dat er meer kabels nodig zullen zijn omwille van een versnippering van de cluster over verschillende partijen of in de tijd gefaseerde aansluitingsaanvraag. Een proactief investeringsbeleid, gebaseerd op duidelijke richtlijnen en doelstellingen van de overheid, kan deze inefficiënties wegwerken. Voor enkele (gedeelten van) clusters werden onvoldoende economische rechtstreekse aansluitmogelijkheden aan het Elia net vastgesteld. Deze (gedeelten van) clusters werden in overleg met de DNB in het distributienet aangesloten.

2.5.1.2 WKK Voor alle WKK-installaties vanaf 25MW, alsook de kleinere WKK-installaties bij bestaande Elia netgebruikers, heeft Elia de aansluitingsmogelijkheden onderzocht. Dergelijk onderzoek gebeurt in de praktijk uiteraard in intens overleg met de betrokken netgebruiker, wat in het kader van deze studie niet heeft plaatsgehad. Over het gebruik of de eventuele verzwaring van de bestaande aansluiting, integratiemogelijkheden in bestaande installaties enzovoort konden dus enkel hypotheses worden gemaakt.


Methodologie

Voor enkele uitgebreide clusters van kleinere (2MW) WKK werd op vraag van de DNB de rechtstreekse aansluiting op het Elia net onderzocht en weerhouden.

2.5.2 Transformatiecapaciteit van het distributienet naar het Elia-net Alle elektriciteitsproductie van decentrale productie-eenheden die niet in de distributienetten lokaal wordt verbruikt, moet via de transformatoren in de koppelpunten tussen het distributienet en het Elia-net naar het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia worden vervoerd. Deze transformatoren moeten daartoe dus over voldoende capaciteit beschikken. Traditioneel worden deze transformatiemogelijkheden zodanig voorzien, dat er ook bij een verlies van één transformator nog steeds voldoende capaciteit beschikbaar blijft voor het volledige aansluitvermogen. Hierdoor ondervinden netgebruikers in geval van panne of onderhoud geen hinder. De reservecapaciteit die aldus bij aanwezigheid van alle transformatoren beschikbaar is, kan gebruikt worden voor ‘flexibele’ decentrale productie7, die mag onderbroken worden zodra een transformator moet gemist worden. Het effectief gebruik van deze flexibele capaciteit gebeurt geval per geval in overleg tussen Elia, de DNB en de netgebruiker. Deze mogelijkheid wordt in deze studie dus enkel indicatief vermeld. Traditioneel worden aan decentrale producenten geen capaciteitsbeperkingen – verbonden met het gedrag van de andere netgebruikers – opgelegd. Opdat de transformatiecapaciteit steeds zou toereikend zijn, moeten er met betrekking tot de mogelijkheden voor elke decentrale producent dus adequate schat-

7

Dergelijke decentrale productie wordt gecatalogeerd als een aansluiting met flexibele toegang. Dit begrip omvat zowel situaties waarbij een onmiddellijke automatische afregeling nodig is, als situaties waar een globale tijdspanne van 15 minuten beschikbaar is.

10 september 2012

tingen worden gehanteerd over het gedrag van de aanwezige verbruikers en andere decentrale producenten. Hierdoor kan er binnen een distributienet, in periodes van groter dan minimaal verbruik of kleinere dan maximale decentrale productie, nog bijkomende ‘flexibele restcapaciteit’ voor decentrale productie beschikbaar zijn. Deze mogelijkheden worden binnen het kader van deze studie niet beschouwd. Wanneer dus het totaal potentieel in het onderliggend distributienet aan te sluiten decentrale productie per transformatorstation wordt vergeleken met de resterende transformatiecapaciteit, kan worden vastgesteld of er een mogelijk capaciteitstekort bestaat of niet. Naast de bestaande transformatie-infrastructuur is de resterende onthaalcapaciteit ook afhankelijk van de bestaande aansluitingen en capaciteitsreserveringen (die ontstaan door lopende aanvragen). Deze gegevens fluctueren relatief sterk waardoor de resterende capaciteit zowel kan stijgen als dalen. Bij de inschatting van het potentieel is het VITO vertrokken van de situatie op 1 januari 2011. Om te toetsen of er nog voldoende transformatiecapaciteit beschikbaar is voor de door VITO geïdentificeerde potentiële decentrale productie, moet dus in principe rekening worden gehouden met de op 1 januari 2011 bestaande netgebruikers. Elia beschikt echter pas sinds begin 2012 over voldoende gedetailleerde en betrouwbare gegevens met betrekking tot decentrale productie. Het gebruik van de decentrale productiegegevens van begin 2012 heeft als gevolg dat er een dubbeltelling in de berekening zit, namelijk de productie die aangesloten werd in 2011. Dit zorgt voor een onderschatting of dus conservatieve inschatting van de resterende aansluitingsmogelijkheden. In de mate van het mogelijke werden bestaande capaciteitsreserveringen vergeleken met het VITO potentieel om deze dubbeltellingen te elimineren. Om grote ‘toevallige’ schommelingen in de gegevens af te zwakken werd een gemiddelde gebruikt van drie maanden. Bij een tekort aan traditionele transformatiecapaciteit wordt steeds nagegaan in hoeverre er


23

2

nog voldoende flexibele transformatiecapaciteit beschikbaar is om de behoefte te dekken. Om een gebrek aan transformatiecapaciteit op te lossen bestaan er drie mogelijkheden: het verhogen van de capaciteit, het verschuiven van het aansluitingspunt naar een ander punt of een hoger spanningsniveau en het gebruik van flexibele restcapaciteit (cf. supra). Het verhogen van de traditionele capaciteit vereist een versterking van de fysiek aanwezige transformatiecapaciteit in het koppelpunt. Afhankelijk van de bestaande situatie zijn een aantal varianten mogelijk, gaande van de eenvoudige vervanging van bestaande transformatoren door transformatoren met een hogere capaciteit, tot de uitbreiding met verschillende transformatoren in antenne op nieuw aan te leggen kabels inclusief nieuwe middenspanningcabines. Het verhogen van flexibele onthaalcapaciteit is gebaseerd op het in gebruik nemen van transformatoren die vandaag in reserve beschikbaar zijn, voor ‘snelle overname’ bij panne van de hoofdtransformator. Op dergelijke transformatoren kan bijvoorbeeld een aparte middenspanningscabine voor onthaal van flexibele decentrale productie aangesloten worden. Zouden er ook nog bijkomende aanpassingen (inplanting in het distributienet, parallelnames, complexere exploitatie,…) in het distributienet nodig zijn, dan werden die in deze studie nog niet beschouwd. Bij de bespreking van de resultaten zijn bepaalde investeringen voor het verhogen van de onthaalcapaciteit gekozen. Op te merken valt dat deze oplossingen in het kader van deze studie niet diepgaand zijn bestudeerd en hun keuze (in functie van de laagste kostprijs) gemaakt is op basis van de standaard schema’s en barema’s en rekening houdend met de Elia kosten. Zoals supra aangegeven bestaat de tweede mogelijkheid om een transformatieknelpunt te vermijden uit het overhevelen van de aansluiting van de decentrale productie in het onderliggende distributienet naar een naburig distributienet met meer capaciteit, of door de decentrale productie rechtstreeks aan het Elia net aan te sluiten indien daardoor het globaal economisch optimum wordt

24

10 september 2012

bereikt. Het uitzoeken van dergelijke mogelijkheden vergt meer diepgaand overleg tussen Elia en de DNB. In het kader van deze theoretische studie werden slechts enkele evidente dergelijke gevallen behandeld. In realiteit zullen er uiteindelijk minder transformatieknelpunten overblijven door het globaal optimaliseren van de aansluitwijze tussen Elia en de DNBs.

2.5.3 Capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia Het plaatselijk vervoernet of transmissienet kan op drie vlakken een impact hebben op de capaciteit die ter beschikking kan worden gesteld. Om een veilige en betrouwbare werking van het net te verzekeren moet de impact nagegaan worden van de benodigde capaciteit om de teveel geproduceerde elektriciteit te vervoeren, moet rekening worden gehouden met het kortsluitvermogen en moet de spanningskwaliteit worden bewaakt. Indien het vermogen van nieuwe decentrale productie-installaties niet goed op het lokale verbruiksniveau is afgestemd, wordt er meer geproduceerd dan nodig is om aan het verbruik in bepaalde zones van het net te voldoen. Dit lokale productieoverschot moet uiteindelijk door het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (na transformatie) verder naar andere verbruiksplaatsen worden vervoerd. Elia onderzoekt dit effect aan de hand van loadflow analyses. Deze loadflowanalyses laten toe de verdeling van de stromen op het net te evalueren voor één of meer specifieke werkingspunten. Een werkingspunt wordt gekenmerkt door een bepaalde netconfiguratie, een beschikbaar productiepark, een bepaalde import- en transitsituatie en een zeker belastingsniveau voor elk lokaal verbruik. Voor deze modellering van het elektriciteitstransmissienet is het nodig over volgende gegevens te beschikken: \\ de netelementen en de wijze waarop ze met elkaar verbonden zijn; \\ de productie-eenheden en invoer/uitvoer van elektriciteit; \\ de lokale verbruiken.


Methodologie

Vertrekkend van een bepaalde netstructuur en een set van belastingen en producties wordt in een loadflowanalyse uitgerekend hoe de vermogensstromen zich verdelen over het net. De eerste controle is bij aanwezigheid van alle netelementen, belastingen en producties (Ntoestand, d.i. alle elementen N zijn aanwezig): blijven alle vermogensstromen door het net binnen de toegelaten limieten? In de optiek dat elk element moet kunnen gemist worden (bijvoorbeeld omwille van onderhoud, of een storing) met zo weinig mogelijk impact voor de netgebruikers is een volgende controle bij uitval van een willekeurig element (N-1 toestand, d.i. één willekeurig element uit de netelementen, belastingen of producties is afwezig): blijven ook dan nog de vermogensstromen door het net binnen de toegelaten limieten? Indien sommige netelementen overbelast zijn, wordt gezocht naar oplossingen zoals bijv. een andere uitbating van de bestaande netstructuur, netversterkingen, of beperken van de toegelaten productie tijdens de afwezigheid van kritische netelementen (via de flexibele toegang). Een tweede begrenzing die in acht moet worden genomen betreft het maximale kortsluitvermogen in elk punt van het net. Dit is het vermogen dat vrijkomt als er een kortsluiting optreedt. Dit vermogen mag niet uitstijgen boven het kortsluitniveau, dit is de capaciteit van de schakelapparatuur die deze kortsluitingen moet kunnen afschakelen om schade aan de installaties te vermijden (cf. het principe van de zekering in de elektriciteitskast bij iedereen thuis). Elke productie-installatie draagt bij tot het aanwezige kortsluitvermogen en dus vormt de bovenvermelde grens ook een begrenzing voor het aantal productie-installaties per netgedeelte. Bij het bereiken van die bovengrens moeten bijkomende productie-installaties geweigerd worden ofwel moeten netten opgesplitst worden. In sommige gevallen bestaat de oplossing uit een verzwaring van de schakelapparatuur. In derde instantie dient ook nog overal in het net de spanningskwaliteit te worden verzekerd. De studie van dat aspect gaat echter al teveel

10 september 2012

in detail en werd niet uitgevoerd voor wat betreft het plaatselijk vervoernet of transmissienet. Het startpunt voor de analyse van de maatschappelijke kosten zijn de investeringsplannen ontwikkeld door de netbeheerders en goedgekeurd door de bevoegde regulatoren. Het betreft enerzijds de investeringsplannen van de distributienetbeheerders Infrax en Eandis en anderzijds het federaal ontwikkelingsplan en het investeringsplan voor het plaatselijk vervoernet van elektriciteit van Elia. In de laatste versie van zijn plannen, voorziet Elia voor de investeringen die geheel of gedeeltelijk gelinkt aan de integratie van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling een bedrag van € 445 miljoen. Bij het interpreteren van de resultaten moet hiermee rekening worden gehouden en in de mate van het mogelijke wordt een dergelijke afhankelijkheid van geplande netevoluties in de resultaten aangeduid. Een bijkomend element dat ook impact heeft op de aansluitbaarheid is de volgorde van aanvragen. In realiteit worden aansluitingsaanvragen geval per geval bestudeerd naarmate ze zich aandienen. Telkens opnieuw gaat Elia na of de volledige gevraagde capaciteit ter beschikking gesteld kan worden, binnen de mogelijkheden van de netwerkelementen en alle redelijkerwijze te verwachten gedragingen van de andere al aanwezige of reeds aangekondigde nieuwe netgebruikers. Bij een inschatting van een totale onthaalcapaciteit voor 2020 is een dergelijke aanpak niet mogelijk, omdat er geen informatie beschikbaar is over de volgorde waarin of de tijdstippen waarop het door VITO geïdentificeerde potentieel effectief zal worden gerealiseerd. Elia heeft dus enkel een beperkt aantal hypo theses geverifieerd over de ‘volgorde’ of ongelijkmatigheid waarmee al het potentieel zich in het net aandient. Bij de conclusies moet hiermee rekening worden gehouden. Indien twee windparken van gelijke omvang gelijktijdig worden aangesloten in twee naburige stations A en B, zal hun aansluiting geen overbelasting veroorzaken van de netwerkverbindingen tus-


25

2

sen A en B. Indien echter eerst ofwel enkel het windpark in station A ofwel het windpark in station B wordt aangesloten, kan de bijkomende energieflux vanwege het enige park wél bijkomende belasting en mogelijk een overbelasting veroorzaken van de verbindingen tussen A en B. Een zekere voorzichtigheid is dus geboden bij de interpretatie van de resultaten. Het aansluiten van deze productie-installaties met een flexibele toegang biedt een oplossing voor dergelijke situaties. Bv. is de aansluiting van park A zonder B tóch zonder netversterking mogelijk, dankzij aansluiting met flexibele toegang van A. Na bijkomende aansluiting van B zal de productie van A geen oorzaak meer zijn van en niet meer hoeven afgeregeld te worden voor congestie op de netwerkverbindingen tussen A en B. Op die manier kan een finaal overbodige netversterking vermeden worden. De analyses van het plaatselijk vervoernet of transmissienet – zoals tegen 2020 verwacht – gebeurden voor twee varianten: \\ analyse bij gelijkmatige aangroei van het vol-

ledige VITO-potentieel doorheen Vlaanderen, met 5 verschillende outputniveaus (o.a. hoge, referentie en lage wind). Hierbij zijn vooral de kortsluitniveaus belangrijk en de fluxen op de assen tussen de verschillende netzones \\ analyse bij geconcentreerde aangroei per zone, en met 100% output. Hierbij worden vooral de fluxen binnen de netzones bestudeerd.

26

10 september 2012

2.5.4 Aspecten verbonden met het evenwichtsbeheer Zoals in paragraaf 1.2 aangehaald behandelt deze studie de onthaalmogelijkheden afhankelijk van de netwerkinfrastructuur: het benodigde ‘koper en aluminium’. Daarnaast zijn natuurlijk nog andere elementen nodig om het goede functioneren van het elektrische systeem te verzekeren. Een van de absolute noodzaken is het beheer van het evenwicht tussen verbruik en productie. De introductie van een grote hoeveelheid bijkomende decentrale productie-eenheden heeft een belangrijke impact op dit beheer. Om de onvoorspelbare fluctuaties in de productie van deze eenheden te kunnen opvangen, dient Elia immers te beschikken over voldoende compenserende regelmogelijkheden: voor meer productie of minder verbruik in geval van een productietekort, of voor het verminderen van de productie of verhogen van het verbruik bij een productie overschot. Zonder dit aspect in deze studie in detail te behandelen kan al wel gesteld worden dat bij de massale verhoging van het aandeel decentrale productie in het Belgische regelsysteem, deze eenheden eveneens zullen moeten deelnemen aan een zekere ‘flexibiliteit’ tot af- en opregelen, in geval van grote productie- of vraagafwijkingen die de regelmogelijkheden van de klassieke eenheden overstijgen en zullen moeten in staat zijn om systeemdiensten te leveren.


Methodologie

10 september 2012


27

3 Resultaten van de berekeningen van de netbeheerders

3.1 INLEIDING Als input van het VITO hebben de netbeheerders gedetailleerde gegevens gekregen met betrekking tot de mogelijke locatie van nieuwe productie-eenheden. Zoals beschreven in paragraaf 2.2 heeft het VITO hierbij onderscheid gemaakt tussen drie verschillende technologieën: onshore windenergie, PV en WKK. Afhankelijk van de technologie werd een andere benadering gehanteerd door de netbeheerders om de impact van de geïdentificeerde potentiëlen in kaart te brengen. Bij het onderzoeken van de onthaalcapaciteit zijn drie niveaus van belang:

3.2 AANSLUITINGEN OP HET DISTRIBUTIENET EN HET ELIA-NET 3.2.1 PV Zoals in de paragrafen 2.3 en 2.4 uitgelegd, werd omwille van de grote geografische spreiding en van de lage densiteit het PV potentieel volledig toegewezen aan de distributienetbeheerders. Een geografische voorstelling van waar op het net deze installaties worden aangesloten komt dan ook overeen met de geografische voorstelling die door het VITO werd gegeven in het eindrapport (cf. Bijlage 1).

2. T ransformatiecapaciteit van het distributienet naar het Elia-net: wanneer zoveel productie-installaties aangesloten zijn op het distributienet dat de decentrale energieproductie de lokale nood voor consumptie overstijgt, moet deze elektriciteit afgevoerd worden naar andere locaties. Hiervoor moet de nodige transformatiecapaciteit beschikbaar zijn.

Deze werkwijze geeft als resultaat dat op het gebied van de rechtstreekse aansluitingen het volledige bijkomende potentieel van 1700 MW tegen 2020 als aansluitbaar wordt beschouwd. Het is niet relevant om tussen (deze kleine) PV installaties te differentiëren qua kosten (realisatie aansluiting, netversterking, netverliezen), ze moeten gewoon geabsorbeerd worden. De kosten voor de aansluiting van de PV op het lokale net worden in het kader van deze studie daarom ook niet beschouwd. Ook omwille van congestie zijn er mogelijk nog kosten gelinkt aan de integratie van PV in het distributienet. Deze kosten zijn in deze studie evenmin becijferd.

3. C apaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet: om het overschot aan elektriciteitsproductie effectief naar een andere locatie te kunnen vervoeren moet het net tussen deze twee locaties eveneens over de nodige capaciteit beschikken (en voldoen aan enkele andere vereisten voor een veilig en betrouwbaar beheer van het net).

De impact van de PV installaties wordt dus volgens de VITO toewijzing aan de transformatorstations in rekening gebracht voor de verdere analyse van transformatiecapaciteit en capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia. Merk op dat de verdeling zoals opgegeven door het VITO zich niet op alle relevante parameters baseert en dus enkel indicatief is.

1. A ansluitbaarheid: in eerste instantie moet onderzocht worden hoe een aansluiting op het net (distributienet, plaatselijk vervoernet of transmissienet) mogelijk is.

In de volgende paragrafen worden de resultaten voor deze drie niveaus afzonderlijk besproken. Daarna wordt ook een globaal beeld gegeven.

10 september 2012


29

3

3.2.2 WKK Ook voor WKK geldt dat de input verkregen uit de VITO-studie grotendeels overeenkomt met de output die de netbeheerders hebben berekend. Ten aanzien van de kaart met de toewijzing aan transformatiestations van Elia werden conform de methodologie beschreven in paragrafen 2.4 en 2.5.1.2 de gedetailleerde gegevens per installatie gebruikt. De grafische voorstelling van het potentieel dat op het gebied van de aansluiting geen probleem stelt komt ook hier overeen met de kaart uit het VITO eindrapport (cf. Bijlage 1) waarbij het volledige bijkomende potentieel van 1157 MW tegen 2020 op dit niveau geen problemen schept. Voor de ontwikkeling van grotere tuinbouwclusters moet rekening worden gehouden met specifieke investeringen en langere doorlooptijden. Het differentiëren tussen de individuele WKKinstallaties volgens hun mate van aansluitbaarheid (realisatiekost van de aansluiting) zoals voor wind wordt gedaan, is minder relevant. Een WKK is over het algemeen immers niet verplaatsbaar, maar gebonden aan de locatie van de warmtebehoefte.

Ook het beschouwen van de netverliezen is minder relevant, want in de beschouwde gevallen zal de WKK vaak gebruik maken van de bestaande aansluiting (voor afname) en kan de WKK in deze aansluiting evenzeer zorgen voor een vermindering van de verliezen. Afhankelijk van het geval kunnen de aansluitingskosten fluctueren tussen quasi nihil (bij gebruik van de bestaande aansluiting) en de kostprijs van een nieuwe aansluiting. Na het bepalen van hun meest aangewezen aansluitingspunt worden de WKK’s dus zoals de PV installaties verder in beschouwing genomen voor wat hun impact op de transformatiecapaciteit en de belasting van het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia betreft.

3.2.3 Wind Wat betreft onshore wind werden de clusters individueel toegewezen aan een netbeheerder (zie paragraaf 2.3). In tegenstelling tot PV en WKK vertrekt de inschatting van het potentieel voor onshore windenergie van een bottom-up

Figuur 4: Bijkomend potentieel aan PV installaties in 2020 gesommeerd per Thiessen polygoon

30

10 september 2012


resultaten van de berekeningen van de netbeheerders

benadering. Deze benadering levert een maximaal technisch potentieel op. Om de gepaste aansluitwijze te bepalen is de kostprijs van een nieuw aan te sluiten productie-eenheid onder de loep genomen. Het betreft hier zowel kosten die gedragen worden door de netbeheerder als door de producent (eveneens afhankelijk van de concrete toepassing van steunmaatregelen die in de Vlaamse wetgeving zijn opgenomen). Voor iedere windcluster is een kostprijs bepaald, waarbij de hypothese van een vermogen van 3 MW per windturbine wordt gehanteerd. Deze kostprijs van de aansluiting bestaat uit de volgende deelkosten. \\ De kost van de kabel, zowel de materiaalkost

als de aanlegkost. \\ De kost van de cel in het meest aangewezen

aansluitingspunt. \\ De kost van een eventuele netversterking in

het distributienet. Indien er een versterking van het distributienet nodig is, bijvoorbeeld wanneer een opwaartse bundel niet voldoet en een kabel moet worden bijgetrokken. \\ De kost van een eventuele onderboring. Indien er een grote autoweg of een kanaal

gekruist moet worden en er dus een onderboring vereist is, is een indicatieve, gemiddelde kostprijs in rekening gebracht. \\ De kost van energieverliezen berekend over een periode van 20 jaar en weergegeven als de netto actuele waarde (NPV). \\ Voor distributiespanningen is de klantcabine (met transformatie) niet in rekening gebracht. Voor de spanningen 150 en 70kV zal de netgebruiker ook nog moeten investeren in een opvoertransformatie , wat eveneens niet werd opgenomen in de kostenberekening. Op basis van deze berekende kostprijs is het mogelijk om de door het VITO geïdentificeerde windclusters onder te verdelen in een aantal categorieën. Eén van de doelstellingen van deze studie is immers om informatie te geven op welke manier de door het Vlaams Gewest bepaalde doelstellingen op de meest efficiënte manier kunnen worden bereikt. Een rangschikking op basis van de kostprijs geeft hiervoor de nodige informatie. Als basishypothese wordt een bovengrens van € 200.000/MW genomen. Dit is een waarde die in de praktijk niet wordt overschreden voor de aansluiting van decentrale productie-installaties

Figuur 5: Geschatte locatie van het extra potentieel aan WKK’s in 2020

10 september 2012


31

3

op het distributienet. De hypothese is dat een aansluiting boven de € 200.000/MW als buitensporig duur wordt aangevoeld. In tabel 7 zijn deze windclusters aangeduid met een rode kleur. Een tweede hypothese die door de netbeheerders wordt gebruikt om een verdere onderverdeling in de windclusters door te voeren is rechtstreeks gerelateerd aan de Vlaamse doelstellingen voor windenergie voor 2020. Een grote hinderpaal die de producenten ervaren bij het voltooien van projecten betreft het bekomen van de vereiste vergunningen. Hoewel het VITO bij de bepaling van deze windclusters rekening gehouden heeft met zoveel mogelijk ruimtelijke aspecten die een negatieve impact hebben op het verkrijgen van een vergunning (cf. paragraaf 3.3.1.2 van bijlage 1), gaan de netbeheerders er in het kader van deze studie voorzichtigheidshalve vanuit dat er een marge nodig is om de door het Vlaams Gewest vastgestelde doelstelling van 1060 MW aan onshore windenergie te behalen. Wanneer we rekening houden met de beperkingen en de kosten die op de twee volgende niveaus (cf. paragrafen 3.3 en 3.4) voorkomen en er vanuit gaan dat de helft van de nieuwe projecten uiteindelijk niet zal worden gerealiseerd, bereiken we de doelstelling met een plafondwaarde van € 105.000/MW. Alle windclusters met een aansluitingskostprijs lager dan € 105.000/MW krijgen een groene kleur, de overige windclusters zijn oranje ingekleurd.

Wanneer we verder in de studie ook rekening houden met de kostprijs van eventuele transformatieversterkingen (§3.3) en versterkingen van het plaatselijk vervoernet of transmissienet (§3.4), zal de ‘globale’ kostprijs en kleur van sommige clusters door meerekenen van hun aandeel van deze bijkomende kosten wijzigen.

3.2.3.1 Resultaat Het onderzoek van de netbeheerders naar de aansluitbaarheid van onshore wind resulteert in een percentage van 59% van alle clusters die onder de plafondwaarde aangesloten kunnen worden (groen ingekleurd). Voor 8% is de aansluiting buitensporig duur (rood ingekleurd) en nog 33% zit in de tussenzone (oranje ingekleurd). Wanneer we het aan te sluiten vermogen bekijken zijn de percentages nog iets gunstiger: de verhouding wordt dan 64% groen, 31% oranje en 5% rood. Alle netbeheerders hebben de kostprijs van de meest aangewezen aansluiting volgens dezelfde methodologie berekend en de inkleuring van de windclusters volgens bovenstaande criteria uitgevoerd. Tabel 7 geeft per windcluster bijkomende informatie betreffende het aan te sluiten vermogen. In Tabel 6 is het totale beeld weergegeven:

Tabel 6: Totaal aansluitingsvermogen van de windclusters op basis van aansluitingskosten

voetnoot8 3.2.3.2

kleur

Kosten van de aansluiting

Totaal vermogen

MW De totale kostGroen om alle windclusters aan te sluiten werd door1824 de netbeheerders berekend op € 264 miljoen. Opgesplitst per netbeheerder komt dit neer op een totale kost Oranje 897 MW van € 72 miljoen voor de aansluitingen op de distributienetten in Eandisgebied, een Rood 156 MW totale kost van € 12 miljoen voor de aansluitingen op de distributienetten in Infraxge Voor alle aansluitingen bedraagt de gemiddelde kost8 van de groene clusters uiteindelijk € 56.000/MW en van de rode € 246.000/MW. 8

32

Gemiddelde kost= totale kost voor clusters in een bepaalde categorie gedeeld door het vermogen van alle clusters in deze categorie

10 september 2012



Tabel 7: Aansluitingsvermogen van de windclusters ingekleurd volgens aansluitingskost

Nr cluster

vermogen [MW]

Nr cluster

vermogen [MW]

0

18

59

21

1

12

60

48

2

63

61

9

3

15

62

9

4

18

63

9

5

21

64

12

6

9

65

21

7

12

66

21

8

9

67

45

9

9

68

15

10

9

69

33

11

27

70

12

12

9

71

24

13

12

72

9

14

18

73

15

15

9

74

15

16

9

75

18

17

9

76

9

18

12

77

57

19

27

78

120

20

9

79

15

21

9

80

12

22

9

81

9

23

18

82

12

24

12

83

9

25

9

84

15

26

108

85

21

27

12

86

9

28

33

87

27

29

9

88

57

30

21

89

21

31

9

90

36

32

12

91

12

33

9

92

9

34

9

93

15

35

15

94

99

36

36

95

15

37

9

96

18

38

33

97

30

39

24

98

12

40

9

99

12

41

33

100

15

42

18

101

60

43

27

102

9

44

12

103

81

45

9

104

18

46

9

105

15

47

21

106

12

48

9

107

15

49

9

108

24

50

15

109

30

51

39

110

9

52

24

111

18

53

24

112

18

54

24

113

12

55

45

114

18

56

9

115

162

57

9

116

210

58

18

117

69

10 september 2012


33

3

3.2.3.2 Kosten van de aansluiting De totale kost om alle windclusters aan te sluiten wordt door de netbeheerders berekend op € 264 miljoen. Opgesplitst per netbeheerder komt dit neer op een totale kost van € 72 miljoen voor de aansluitingen op de distributienetten in Eandisgebied, een totale kost van € 12 miljoen voor de aansluitingen op de distributienetten in Infraxgebied en € 180 miljoen voor de aansluitingen op het Elia-net. Hierbij dient opgemerkt dat de resultaten enkel indicatief zijn voor de reële mogelijkheden, die pas met zekerheid na de gebruikelijke oriëntatie- en detailstudies kunnen worden bepaald. Verschillende factoren hebben een impact op deze kosten. Impact van de energieverliezen De begroting van deze kosten is gebaseerd op de specifieke kenmerken van de aansluitingen. Hierbij wordt de netto actuele waarde genomen over een periode van 20 jaar. Zo bedragen de verliezen in de Eandis aansluitingen gemiddeld 10,2% van de totale kost, in de Infrax aansluitingen 15,6% en voor aansluiting op het Elia-net gemiddeld 5,4%. Het onderscheid heeft voornamelijk te maken met een verschil in spanningsniveau: het Infrax gebied heeft een groter aandeel netten op 10kV dan het Eandis gebied en de netten van Elia hebben een spanning van 30 kV of hoger. Door de hogere netspanningen kunnen de lagere verlieskosten de hogere materieelkosten die gepaard gaan met een hoger spanningsniveau mogelijk deels compenseren. Verder valt nog op te merken dat voor individuele clusters het percentage netverliezen kan oplopen tot een bijdrage van 40% van de aansluitingskost. Bijgevolg zijn sommige windclusters die voor de totale kostprijs als zinvol worden aanzien toch onderhevig aan een groot aandeel energieverliezen tijdens het vervoeren

34

10 september 2012

van deze energie. De kosten voor deze energieverliezen kunnen toegewezen worden aan de producent Impact artikel 6.4.13 van het Energiebesluit op de kostenverdeling De bestaande regelgeving in het Vlaams Gewest heeft een bepalende invloed op de kostenverdeling. In het Energiebesluit is een artikel 6.4.13 opgenomen dat de totale aansluitingskost voor de aanvrager van een productie-installatie op basis van hernieuwbare energiebronnen beperkt. De meerkosten moeten worden gedragen door de netbeheerder en gesolidariseerd over de overige (afname) klanten. De toepassing van dit artikel heeft uiteraard een impact op de kostenverdeling tussen de producent en de gemeenschap (via de netbeheerder). Figuur 8 verduidelijkt het principe van deze tussenkomst voor een producent van windenergie. In toepassing van artikel 6.4.13 zal de windproducent enkel de kost van de aansluiting dragen tot het dichtstbijzijnde punt op het net, ook al wordt de aansluiting uitgevoerd op het dichtstbijzijnde transformatorstation. Voor een aansluiting op het distributienet omvat dit op vandaag de kost van de kabel tot aan het dichtstbijzijnde net (voorgesteld door de rode stippellijn). De netbeheerder zal echter de kost van de gehele lengte van de kabel tot aan het meest aangewezen punt(voorgesteld door de volle oranje lijn) moeten dragen. Omwille van artikel 6.4.13 zal er voor de aanvrager dan ook geen verschil zijn voor een aanvraag in de buurt van een transformatorstation of veraf gelegen van een transformatorstation. De aanvrager of producent zal in beide gevallen een ongeveer even grote kost dragen terwijl de werkelijke totale kost sterk zal verschillen in beide gevallen. De producent heeft dus geen enkele incentive om rekening te houden met de totale kost voor de gemeenschap bij de keuze voor de locatie van zijn windpark. Een aanpassing is dus nodig aan artikel 6.4.13 van het energiebesluit in lijn met het advies dat



door de VREG in de schoot van het Beleidsplatform Slimme netten in het najaar van 2010 werd gegeven. Dit artikel schuift immers de individuele kosten van de aansluiting van een nieuwe productie-installatie op basis van hernieuwbare energiebronnen door naar de netbeheerders en dus onrechtstreeks naar de andere netgebruikers.

geïdentificeerde potentieel9 is toegewezen aan de distributienetten is het nodig dat ook de transformatorstations over de nodige onthaalcapaciteit beschikken. Naast de kostprijs van de aansluiting wordt in dit tweede niveau de kostprijs van de wijzigingen aan transformatiecapaciteit berekend. Voor elke investering in transformatiecapaciteit wordt eveneens een relatieve kostprijs per MW berekend. De grenzen voor de gebruikte achtergrondkleuren blijven dezelfde (kostprijs per MW > € 200.000: rood; kostprijs per MW < € 105.000: groen; kostprijs per MW tussen € 105.000 en € 200.000: oranje) maar de kosten voor de investering in transformatiecapaciteit worden verdeeld over het vermogen aan PV, WKK en Wind dat er gebruik van maakt.

3.3 TRANSFORMATIECAPACITEIT VAN HET DISTRIBUTIENET NAAR ELIA NET Het tweede niveau dat tussenkomt in de onthaalcapaciteit betreft de transformatiecapaciteit van het distributienet naar het Elia net. Op dit niveau wordt het potentieel van alle technologieën meegenomen in de berekeningen: dus zowel PV, WKK als onshore wind. Wanneer we zien dat 3077MW of 54% van het door VITO 9

Rekening houdend met het verbeterde windpotentieel in de Antwerpse haven bedraagt dit 5663MW in totaal

Figuur 8: Artikel 6.4.13 en de kostenverdeling

Transformatorstation

10 september 2012


35

3

Typisch voor investeringen in transformatiecapaciteit is dat deze voor welbepaalde ‘blokken’ van vermogen gebeurt. Een tekort van bv. 3 MW kan bij een bijkomende transformatie enkel opgelost worden door het toevoegen van bv. 20, 30 of 40 MW. Het onderzoek geeft aan dat het potentiële tekort aan onthaalcapaciteit dikwijls klein is. Dit zou betekenen dat een groot deel van de verzwaringsinvestering onbenut zou blijven. Het principe van de goede huisvader hanterend, zal Elia de middelen op deze manier besteden waarbij ze maximaal zorgen voor onthaal van bijkomend potentieel. Hiervoor worden de investeringen gerangschikt in volgorde van stijgende kostprijs per MW bijkomend te onthalen geïdentificeerd potentieel (zie tabel 9).

die uiteindelijk in een transformatorstation kan worden ter beschikking gesteld. Dit geldt evenzeer voor het knelpunt ‘Brugge-Zedelgem’ dat in deze studie voor de netstructuur 2020 werd geïdentificeerd, als voor de beperkingen die vandaag nog bestaan maar gepland zijn om tegen 2020 weggewerkt te zijn (cf. infra). De resultaten over de mogelijkheden qua transformatiecapaciteit moeten dus steeds onder dit voorbehoud geïnterpreteerd worden.

Zoals in paragraaf 3.2.3 aangehaald voor de windclusters, kunnen beperkingen in het plaatselijk vervoernet of transmissienet eveneens een impact hebben op de onthaalcapaciteit

Eerste variant

Om het resultaat voor dit tweede niveau te bekomen zijn twee varianten berekend. Bij de eerste variant wordt nog rekening gehouden met alle windclusters die door het VITO werden geïdentificeerd.

Na het optimaliseren van enkele aansluitingen (overhevelen naar ander transformatiestation,

Tabel 9: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (alle windclusters) station code

Flexibel

Rest

tekort

30

0

69

Buizingen

27

14

13

Noordschote

17

0

20

Rijkevorsel

36

Traditioneel

VITO potentieel (MW)

tekort OK

Putte

35

13

22

OK

Sint-Pauwels

41

19

21

OK

Adegem

7

0

17

Aalter

50

20

30

Drongen

14

0

14

OK

Gistel

4

0

13

OK

Ravels

29

19

10

10

Ieper Noord

8

0

10

OK

Burcht

20

14

6

OK

Ketenisse

9

4

4

OK

Stasegem

6

4

2

OK

Brugge Waggelwater

6

3

3

OK OK

Rumbeke

32

28

4

Duffel

15

10

4

4

Maasmechelen

8

6

1

1

Gent Sifferdok

3

0

3

10 september 2012



aansluiten aan Elia net in de plaats van in distributienet) en het elimineren van dubbeltellingen tussen bestaande reserveringen en door VITO geïdentificeerd potentieel blijven nog 19 potentiële transformatieknelpunten over. Dit is slechts 8% van de 233 betrokken transformatorstations. Het totale tekort is 266MW waarvan 203MW toe te schrijven aan nieuw VITO potentieel en 63 MW bestaande aanvragen betreffen. De behoefte aan transformatieverzwaring wordt gebaseerd op het totale capaciteitstekort voor het bestaande en het nieuwe potentieel.

dienst stellen van de al aanwezige reserve transformatiecapaciteit.

Mits gebruik van beschikbare flexibele transformatiecapaciteit, zou dit aantal knelpunten tot acht of 153MW kunnen worden teruggebracht. In vijf van deze acht transformatorstations zou in elk geval een verzwaring van de fysieke transformatiecapaciteit nodig blijven. In de drie andere is ook een verhoging van de flexibele onthaalcapaciteit mogelijk via het flexibel in

Bij deze eerste variant bedraagt het tekort aan ‘groene’ traditionele onthaalcapaciteit 102MW of 38% van het totale traditionele tekort en de versterkingskost € 8,3 miljoen of gemiddeld € 82.000/MW. Het tekort aan ‘rode’ traditionele onthaalcapaciteit bedraagt 61MW of 23% van het totaal, met een versterkingskost van € 27 miljoen en een gemiddelde van € 437.000/MW.

In Tabel 9 zijn de transformatieknelpunten gerangschikt volgens de relatieve kostprijs per MW tekort aan traditionele onthaalcapaciteit. Bij elk knelpunt zijn in de kolommen ‘Traditioneel’ de resterende en het tekort (zowel het potentiële als het bestaande) aan traditionele onthaalcapaciteit vermeld. De gebruikte achtergrondkleuren geven een indeling van de transformatieversterkingen volgens dezelfde criteria als deze gebruikt voor de windclusters.

Figuur 10: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (alle windclusters)

Rijkevorsel Brugge Waggelwater

Ravels

Ketenisse

Adegem

Sint Pauwels

Gistel Gent Sifferdok

Burcht

Aalter Terlaken

Duffel Putte

Drongen

Noordschote Ieper Noord

Maasmechelen Rumbeke

Stasegem Buizingen

10 september 2012


37

3

In de kolom ‘Flexibel’ van de tabel wordt met ‘OK’ aangegeven in welke transformatorstations het traditionele tekort volledig zou kunnen worden onthaald wanneer de bestaande flexibele transformatiecapaciteit wordt ingezet. Indien versterking van de flexibele onthaalcapaciteit een mogelijk alternatief is voor een traditionele transformatieverzwaring (dankzij aanpassing van de uitbatingswijze van een aanwezige transformator in reserve) staat het tekort opnieuw vermeld met ditmaal de achtergrondkleur van de kostprijs per MW van de flexibele versterking. Indien niets in deze kolom is vermeld blijft de traditionele transformatieversterking zoals aangegeven in de kolom ‘Traditioneel/tekort’ als oplossing aangewezen.

€ 3 miljoen of gemiddeld € 805.000/MW. Algemeen geldt ook dat in functie van de hoeveelheid resterende capaciteit in de realiteit ook de aanvraagvolgorde per transformatiestation zal bepalen of een aanvraag werkelijk door een tekort aan onthaalcapaciteit wordt belemmerd en eventueel moet wachten tot na versterking van de transformatiecapaciteit. De totale kosten voor versterking van de traditionele transformatiecapaciteit die het mogelijk maken om het volledige potentieel te kunnen onthalen, zijn begroot op € 52 miljoen. Indien het potentieel zoveel mogelijk flexibel onthaald zou worden, zouden de Elia kosten tot € 20 miljoen kunnen beperkt blijven.

Bij maximaal gebruik van flexibele onthaalcapaciteit bedraagt het tekort aan ‘groene’ onthaalcapaciteit nog 99MW of 64% van het totale tekort en kan de versterkingskost tot € 7,9 miljoen verminderd worden of gemiddeld € 80.000/MW. Het tekort aan ‘rode’ onthaalcapaciteit is gedaald tot 4MW of nog 2% van het totaal, met een versterkingskost van

Tweede variant Anderzijds is het logisch om de onderverdeling in de windclusters door te trekken bij de berekening van de benodigde transformatiecapaciteit. Met een geïdentificeerd windpotentieel dat met 3.567 MW meer dan drie keer hoger

Tabel 11: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (enkel globaal groene windclusters)

station code

38

Traditioneel

Flexibel

VITO potentieel (MW)

Rest

tekort

Rijkevorsel

30

0

69

Putte

35

13

22

Adegem

7

0

17 11

tekort OK

Noordschote

8

0

Buizingen

15

10

5

OK

Gistel

4

0

13

OK

Ieper Noord

8

0

10

OK

Burcht

20

14

6

OK

Drongen

5

0

5

OK

Ketenisse

9

4

4

OK

Stasegem

6

4

2

OK

Brugge Waggelwater

6

3

3

OK OK

Rumbeke

32

28

4

Maasmechelen

8

6

1

1

Duffel

15

10

4

4

Gent Sifferdok

3

0

3

Sint-Pauwels

11

10

1

10 september 2012


OK


ligt dan de doelstelling van 1.060 MW wordt anders immers capaciteit gezocht die niet nodig is voor het behalen van de doelstelling. Bij deze tweede variant wordt daarom enkel rekening gehouden met de capaciteit van de ‘globaal’ groene windclusters om de benodigde transformatiecapaciteit te berekenen. Zoals vermeld in paragraaf 3.2.3 wordt naast de kost voor de aansluiting ook rekening gehouden met de kost voor het versterken van de transformatiecapaciteit en het plaatselijk vervoernet of transmissienet. Bij ‘globaal’ groen is de kostprijs van alle niveaus verdeeld over de vermogens die gerelateerd zijn aan de investeringen.

zijn nog transformatoren in reserve aanwezig waarvan de capaciteit flexibel kan in dienst gesteld worden. Voor deze tweede variant bedraagt het tekort aan ‘groene’ traditionele onthaalcapaciteit 69MW of 38% van het totale traditionele tekort en de versterkingskost € 5,3 miljoen of gemiddeld €77.000/MW. Het tekort aan ‘rode’ traditionele onthaalcapaciteit bedraagt 61MW of 34% van het totaal, met een versterkingskost van € 31 miljoen en een gemiddelde van €502.000/MW. Bij maximaal gebruik van flexibele onthaalcapaciteit bedraagt het tekort aan ‘groene’ onthaalcapaciteit nog steeds 69MW of nu 66% van het totale tekort en kan de versterkingskost tot € 5,3 miljoen beperkt blijven of gemiddeld € 77.000/MW. Het tekort aan ‘rode’ onthaalcapaciteit is net als in de eerste variant gedaald tot 4MW.

Wanneer dus geen rekening meer wordt gehouden met de transformatiecapaciteit voor de globaal oranje en rode windclusters, blijven nog 17 potentiële transformatieknelpunten over voor een totaal tekort van 180MW. Mits gebruik van beschikbare flexibele transformatiecapaciteit resteren er nog slechts zes transformatieknelpunten, goed voor een vermogen van 105MW. In twee van deze zes stations

Tabel 11 geeft net als tabel 9 de transformatieknelpunten volgens de relatieve kostprijs per MW weer.

Figuur 12: Potentiële capaciteitsknelpunten in de transformatorstations (enkel globaal groene windclusters)

Rijkevorsel Brugge Waggelwater

Ketenisse

Adegem

Sint Pauwels

Gistel Gent Sifferdok

Burcht

Duffel Putte

Drongen Noordschote Ieper Noord

Maasmechelen Rumbeke

Stasegem Buizingen

10 september 2012


39

3

De totale kosten voor versterking van de traditionele transformatiecapaciteit om het volledige potentieel beperkt tot de globaal groene windclusters te kunnen onthalen, zijn nog € 44 miljoen. Indien het potentieel zoveel mogelijk flexibel onthaald zou worden, zouden deze Elia kosten tot € 14 miljoen kunnen beperkt blijven.

3.4 CAPACITEIT VAN HET PLAATSELIJK VERVOERNET OF TRANSMISSIENET VAN ELIA Het derde niveau uiteindelijk is de capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet. Zoals in paragraaf 2.5.3 uiteengezet worden aan de hand van de berekeningen in het plaatselijk vervoernet of transmissienet voor een aantal scenario’s (combinaties van verbruik, productie en netsituaties) mogelijke knelpunten opgespoord qua energiefluxen of kortsluitniveaus die de mogelijkheden van de infrastructuur overstijgen.

Dankzij het uitvoeren van de groene transformatieversterking blijft er behalve de oranje en rode windclusters nog slechts voor 111MW traditioneel capaciteitstekort over, waarvan 88MW VITO potentieel en 23MW bestaande aanvragen, bij maximaal flexibel aansluiten kan dit mogelijk dalen tot 36MW samengesteld uit 23MW VITO potentieel en 13MW bestaande aanvragen. Als we de resterende capaciteit in volgorde eerst aan PV en dan aan WKK zouden toewijzen dan komt dit tekort voor 40MW ten laste van PV en 48MW van WKK (bij maximum flexibel aansluiten 18MW en 5MW). Hiermee wordt globaal bekeken het VITO PV potentieel voor 98% onthaald en het VITO WKK potentieel voor 96%, bij maximaal gebruik flexibele onthaalcapaciteit loopt dit nog op tot 99% en quasi 100%.

In totaal werden aan de hand van deze analyse acht knelpunten in het plaatselijk vervoernet of transmissienet vastgesteld. Bij zeven daarvan vindt het knelpunt zijn oorsprong in energie fluxen boven de capaciteit van het net. Deze zijn rechtstreeks toewijsbaar aan een of meerdere windclusters of aan een WKK. Het achtste knelpunt heeft te maken met het kortsluitvermogen in een bepaalde zone. De impact ervan is daarom solidair toe te wijzen aan het totale

Tabel 13: Potentiële capaciteitsknelpunten in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (alle windclusters)

zone

VITO potentieel

rest

tekort

Lokeren-Zele

0

72

windclusters 60 en 52

Kennedylaan-Rechteroever

0

35

WKK

Kennedylaan

0

108


Kluizendok

0

81

windclusters 78, 88 en 94

153

153

50% van potentieel in zone

Zeebrugge

0

120


Ruien

0

57

windcluster 77

Stalen

45

23

windcluster 2

Brugge-Zedelgem

40

knelpunt

10 september 2012



VITO potentieel binnen deze bepaalde zone van het net. Dus samen met de windclusters wordt ook het onthaal van al het PV en WKK potentieel in de transformatorstations van deze zone mogelijk door dit knelpunt belemmerd.

VITO werden geïdentificeerd. In de Tabel 13 zijn deze resultaten per knelpunt voorgesteld, in volgorde van stijgende kostprijs per MW extra aansluitbaar. Bij elk knelpunt zijn de resterende en het tekort aan capaciteit vermeld, alsook het VITO potentieel dat aan de basis ligt van het knelpunt. De achtergrondkleur van het tekort in de tabel geeft met opnieuw dezelfde kleurencode de rendabiliteit in k€/MW van deze knelpuntoplossingen aan. Rekening houdend met alle windclusters, is er een totaal capaciteitstekort van 649 MW waarvoor € 40 miljoen versterkingskosten nodig zijn of € 63.000/MW. De ‘groene’ oplossingen komen ten goede aan 569 MW van het VITO potentieel voor een versterkingskost van € 28 miljoen of een gemiddelde kostprijs van € 49.000/MW. De ‘oranje’ oplossing kost € 7 miljoen voor 57MW of € 129.000/MW en de ‘rode’ oplossing geeft slechts 23MW extra VITO potentieel aan een kost van € 5 miljoen of € 227.000/MW. Deze bedragen moeten als de incrementele kosten gezien worden. Ze geven geen betrouwbaar beeld van de totale uitgaven van de overeenstemmende investeringsprojecten. Deze

Volledig consistent met de gehanteerde logica van de voorgaande paragrafen wordt een ratio berekend van de kostprijs voor de oplossing van het knelpunt en de hoeveelheid potentieel (in MW) die dankzij deze oplossing extra kan worden aangesloten. Opnieuw blijven de grenzen voor de gebruikte achtergrondkleuren dezelfde ( kostprijs per MW > € 200.000: rood; kostprijs per MW < € 105.000: groen; kostprijs per MW tussen € 105.000 en € 200.000: oranje) maar de kosten voor de versterkingen van het plaatselijk vervoernet of transmissienet worden verdeeld over deze potentiëlen die er gebruik van maken. Eerste variant Bij de eerste variant wordt nog rekening gehouden met alle windclusters die door het

Tabel 14: Potentiële capaciteitsknelpunten in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (enkel globaal groene windclusters)

knelpunt zone

VITO potentieel rest

tekort

Lokeren-Zele

0

72


Kennedylaan-Rechteroever

0

35

WKK

118

118

50% van potentieel in zone

0

120


Brugge-Zedelgem

Zeebrugge

10 september 2012


41

3

projecten kunnen immers ook andere noden opnemen zoals lokale netversterkingen voor andere noden en vervangingsinvesteringen.

Behalve de globaal oranje of rode windclusters kan dankzij de uitvoering van deze netversterkingen het volledige groene potentieel met inbegrip van PV en WKK aangesloten worden.

Tweede variant Wanneer we opnieuw in rekening brengen dat enkel de globaal groene windclusters moeten meegenomen worden in de berekening en we geen versterking van het plaatselijk vervoernet of transmissienet uitvoeren voor globaal oranje of rode windclusters, blijven er nog vier netversterkingen over voor een totaal van 345MW potentieel. De totale kostprijs voor de versterking van het plaatselijk vervoernet of transmissienet bij de tweede variant (enkel globaal groene windclusters) bedraagt € 19,5 miljoen of € 51.000/MW. Deze bedragen moeten als de incrementele kosten gezien worden. Ze geven geen betrouwbaar beeld van de totale uitgaven van de overeenstemmende investeringsprojecten. Deze projecten kunnen immers ook andere noden opnemen zoals lokale netversterkingen voor andere noden en vervangingsinvesteringen.

3.5 GLOBALE ONTHAALCAPACITEIT MOGELIJKHEDEN VAN HET VITO POTENTIEEL Specifiek voor wind kunnen we, naast de aansluitingskosten zoals besproken in paragraaf 3.2.3, ook een proportioneel aandeel van de versterkingskosten voor transformatiecapaciteit of capaciteit van het plaatselijk vervoernet of transmissienet toewijzen aan de windclusters die hiervan gebruik maken. We krijgen dan een overzicht van de globale kosten die gekoppeld zijn aan de verschillende windclusters. Geografisch voorgesteld geeft dit het beeld van Figuur 15: Tabel 16 geeft een globaal overzicht van alle windclusters, opnieuw gerangschikt volgens

Figuur 15: Globale kosten van de windclusters

42

10 september 2012



stijgende globale kosten met behoud van dezelfde grenzen voor de verschillende achtergrondkleuren10. De achtergrondkleur in tabel 16 kan dus afwijken van de kleur in Tabel 7 waarin enkel met de aansluitingskosten werd rekening gehouden.

Tabel 16 geeft aan dat in totaal 61 windclusters vallen binnen de grens van € 105.000/MW11. In totaal vertegenwoordigen zij een vermogen van 1.599MW (gebaseerd op 533 windturbines van 3MW), dat overeenkomt met 200% van het bijkomende vermogen dat conform de 2020 doelstellingen die door het Vlaams Gewest werden vastgelegd, nog moet worden gerealiseerd. De aansluitingskost om alle globaal groene windclusters aan te sluiten bedraagt € 86 miljoen of gemiddeld € 56.000/MW. Als geen verdere aansluitingen meer zouden gebeuren na het bereiken van 100% van de winddoelstelling, zouden we 50% van deze totale aansluitingskost of € 43 miljoen als uitgangspunt kunnen nemen voor het behalen van de winddoelstelling op basis van de globaal groene windclusters.

In de bijkomende kolommen is informatie over de mogelijke knelpunten weergegeven. \\ Een vermelding in de kolommen “transformatie-traditioneel” geeft aan dat de aansluiting van de windcluster voorzien is in een transformatorstation waar onvoldoende traditionele capaciteit aanwezig is om het volledige VITO potentieel (wind, PV en WKK) te onthalen dat daar aangesloten zou moeten worden. In de kolom ‘rest’ is de resterende beschikbare traditionele onthaalcapaciteit vermeld en in ‘tekort’ de grootte van het tekort. \\ Een vermelding ‘OK’ in de kolom “transformatie-flexibel” geeft aan dat er in het desbetreffende transformatiestation voldoende flexibele onthaalcapaciteit aanwezig is om het volledige VITO potentieel (wind, PV en WKK) te onthalen.

Om de mogelijke besparing dankzij een adequate keuze van de aan te sluiten windclusters te illustreren, werd ook een vergelijking gedaan tussen de twee theoretische uitersten van de globale kosten, wanneer we ofwel de winddoelstelling zouden invullen met de goedkoopste clusters ofwel met de duurste. Op basis van de goedkoopste clusters zou een globale kostprijs van € 34 miljoen nodig zijn, vertrekkend van de duurste € 189 miljoen. Het verschil van € 155 miljoen illustreert dus de maatschappelijke winst die kan gemaakt worden bij duidelijke richtlijnen over de locaties van nieuwe windproductie.

Uit de aangevulde informatie over de transformatieknelpunten blijkt dat geen enkele globaal groene windcluster mogelijk door een transformatieknelpunt belemmerd wordt. \\ Een vermelding in de kolommen “plaatselijk

\\ Zoals in paragraaf 2.5.3 uiteengezet werden

vervoernet of transmissienet” geeft aan dat de aansluiting van de windcluster kan aanleiding geven tot een knelpunt in het plaatselijk vervoernet of transmissienet. In ‘rest’ is eventuele resterende injectiecapaciteit in de betreffende net zone vermeld en in ‘tekort’ de grootte van het capaciteitstekort voor aansluiting van het volledige VITO potentieel in de zone. Voor twaalf globaal groene windclusters zien we hier een knelpunt, dat opgelost kan worden door netversterkingen ter waarde van € 18,5 miljoen (cf. supra).

de Elia netberekeningen gebaseerd op de netstructuur zoals die na alle reeds voorziene netaanpassingen verwacht wordt tegen 2020. Dit is met inbegrip van alle vandaag al geplande maar nog niet gerealiseerde evoluties tot 2020, zoals het Stevin en Brabo-project en andere investeringen op korte termijn waarbij de uitvoering zeker is. Het potentieel dat zich vóór 2020 aandient

11 10

Kostprijs per MW > € 200.000: rood; kostprijs per MW < € 105.000: groen; kostprijs per MW tussen € 105.000 en € 200.000: oranje

10 september 2012

Verder vallen nog 42 clusters voor een totaal van 1017MW of 339 turbines tussen de globale kostengrenzen van € 105.000/ MW en € 200.000/MW en vallen de resterende 15 clusters voor een totaal van 261MW of 87 turbines boven de grens van € 200.000/MW


43

3 Tabel 16: Globale resultaten voor de windclusters

rang nr cluster schikking 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59

44

10 september 2012

112 57 7 26 92 33 54 10 101 60 70 4 21 98 80 9 91 45 106 48 17 18 73 116 67 35 22 55 6 52 90 29 110 102 66 93 15 41 59 5 83 44 14 105 38 65 84 75 117 24 109 115 87 27 51 20 23 108 81

MW 18 9 12 108 9 9 24 9 60 48 12 18 9 12 12 9 12 9 12 9 9 12 15 210 45 15 9 45 9 24 36 9 9 9 21 15 9 33 21 21 9 12 18 15 33 21 15 18 69 12 30 162 27 12 39 9 18 24 9

knelpunt in nog transformatie plaatselijk vervoernet beperking of transmissienet mogelijk traditioneel flexibel <2020 rest tekort rest tekort

0

72

153

153

153

153 x

0

72 x

153

153

153

153

x 153

153

153 153

153 153 x

0 0

120 120

153

153



Tabel 16: Globale resultaten voor de windclusters

rang nr cluster schikking 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118

10 september 2012

71 19 97 34 11 62 69 47 111 64 99 30 46 63 72 28 78 88 94 114 76 1 12 58 37 100 8 53 86 82 74 13 43 61 31 36 89 103 68 113 104 96 16 2 107 42 39 79 32 40 85 77 25 50 0 56 3 95 49

MW 24 27 30 9 27 9 33 21 18 12 12 21 9 9 9 33 120 57 99 18 9 12 9 18 9 15 9 24 9 12 15 12 27 9 9 36 21 81 15 12 18 18 9 63 15 18 24 15 12 9 21 57 9 15 18 9 15 15 9

knelpunt in nog transformatie plaatselijk vervoernet beperking of transmissienet mogelijk traditioneel flexibel <2020 rest tekort rest tekort

20

153

153

153

153

0 0 0

189 189 81

30

19

10

14

13

OK x x

x x

20

30

153

153 x

19

0

21

OK

45

23

153

153

0

57

20

20

30

20

30

19 0

21 14

x

OK OK


45

3

zou dus eventueel nog kunnen geconfronteerd worden met beperkingen waarmee in de netberekeningen 2020 al geen rekening meer werd gehouden. De kolom ‘nog beperking mogelijk <2020’ geeft een indicatie over dergelijke mogelijke voorlopige blokkeringen - zonder hierover uitsluitsel te kunnen geven vermits hiervoor geen aparte netberekeningen werden uitgevoerd. Wanneer we dus de variant bekijken waarbij enkel de globaal groene windclusters worden beschouwd, die samen kunnen zorgen voor het behalen van 200% van de Vlaamse 2020 winddoelstelling tegen de laagste globale kostprijs, dienen we naast de € 86 miljoen aansluitingskosten ook rekening te houden met € 18,5 miljoen versterkingen van Elia in het plaatselijk vervoernet of transmissienet. Eventueel kunnen verdere aansluitingen van windclusters ophouden zodra 100% van de Vlaamse winddoelstelling is bereikt of dus bij aansluiting van 50% van deze globaal groene windclusters, waardoor hun aansluitingskosten eveneens tot gemiddeld 50% of dus € 43 miljoen zouden kunnen beperkt blijven. Dankzij de bijkomende versterkingen van Elia in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van € 1 miljoen voor een WKK en de transformatieversterking van € 5,3 miljoen in Rijkevorsel, die zoals vermeld in de voorgaande paragrafen binnen dezelfde € 105.000/MW rendabiliteitsgrens vallen, kan ook bijna het volledige door VITO geïdentificeerde PV en WKK potentieel worden aangesloten. Dus uitgaande van de inschatting van het potentieel, de hypothesen betreffende de verdeling van deze potentiëlen over het Vlaams Gewest en de volgorde van de aanvragen, kunnen de netbeheerders in totaal 1600 MW PV, 1100 MW WKK en 1600 MW globaal groene wind aansluiten tegen 2020. Op basis van voorgaande cijfers kunnen de totale kosten hiervoor geraamd worden op:

46

10 september 2012

\\ € 86 miljoen aansluitingskosten voor alle

globaal groene windclusters of € 43 miljoen voor 50% van de globaal groene windclusters – voldoende voor 100% van de Vlaamse 2020 winddoelstelling \\ € 5,3 miljoen transformatieversterking in Rijkevorsel \\ € 19,5 miljoen versterkingen in het plaatselijk vervoernet en transmissienet zijnde € 111 miljoen in totaal, of € 68 miljoen als wordt volstaan met 50% of 800MW van de globaal groene windclusters voor het bereiken van 100% van de Vlaamse winddoelstelling. Dit bedrag is minder dan 20% van de kosten als we álle VITO potentieel zouden aansluiten, ongeacht de 2020 doelstellingen van het Vlaams Gewest en ongeacht de k€/MW rendabiliteit van de investeringen voor het bijkomende vermogen: \\ € 264 miljoen als we alle windclusters zou-

den aansluiten \\ € 52 miljoen als we alle nodige transforma-

tieversterkingen zouden uitvoeren \\ € 40 miljoen als we alle nodige versterkingen

in het plaatselijk vervoernet en transmissienet van Elia zouden uitvoeren of € 356 miljoen in totaal. Ter herinnering dient opgemerkt dat geen aansluitingskosten voor WKK of PV in deze cijfers inbegrepen zijn. De tabel 17 geeft nog een overzicht van de belangrijkste kosten die in de voorgaande paragrafen vermeld werden en het extra potentieel aan de basis ervan.De totale kostprijs is opgebouwd uit de verschillende deelkosten voor wat betreft aansluiting, transformatie en versterking van het Elia net bovenaan de tabel. In de kolom “miljoen €” is aangeduid welke kosten voor een bepaalde variant moeten worden opgeteld om het totaal te bekomen: bv. € 356 miljoen om het volledige VITO-potentieel aan te sluiten is opgebouwd uit € 264 voor de aansluiting + € 52 miljoen voor de versterking van de transformatie + € 40 miljoen voor de versterking van het plaatselijk vervoernet en transmissienet.



Tabel 17: Overzicht van kosten gekoppeld aan extra potentieel

Nodige kosten / extra potentieel

A

T

voor / door aansluiting windclusters

voor / door versterking transformatie

Miljoen €

MW extra tegen 2020

1

voor alle VITO windclusters

264

2877

2

enkel meest rendabele voor 2x nodige aangroei tot 2020

86

1599

4

gemiddelde van A.2 voor 1x nodige aangroei tot 2020

43

800

1

voor alle VITO potentieel (incl. bestaande tekort)

52

266

1.f

… en mits gebruik flexibele transformatiecapaciteit

20

153

2

enkel voor windclusters A.2 (incl. bestaande tekort)

44

180

2.f

… en mits flexibele transformatiecapaciteit

14

105

3

enkel voor windclusters A.2 (incl. bestaande tekort) en even rendabele versterkingen

5

69

40

649

20

345

… en mits flexibele transforma3.f tiecapaciteit

N

1 voor / door versterking plaatselijk 2 vervoernet en transmissienet

Totaal

10 september 2012

voor alle VITO potentieel enkel voor windclusters A.2

3

enkel voor windclusters A.2 en even rendabele versterkingen

1

voor alle VITO potentieel

356

1.f

… en mits gebruik flexibele transformatiecapaciteit

324

2

enkel meest rendabele windclusters voor 2x nodige aangroei tot 2020 en alle nodige versterkingen

150

2.f


120

3

enkel meest rendabele windclusters voor 2x nodige aangroei tot 2020 en even rendabele versterkingen

3.f


4

enkel rendabele windclusters voor 1x nodige aangroei tot 2020 en even rendabele versterkingen

111

68


47

4 Conclusie en aanbevelingen

4.1 VERHOUDING TUSSEN DE DOELSTELLINGEN VAN DE VLAAMSE OVERHEID EN HET DOOR VITO GEÏDENTIFICEERDE POTENTIEEL Eind juni 2012 heeft de Vlaamse regering de nieuwe doelstellingen voor hernieuwbare energie tegen 2020 voorgesteld samen met een hervorming van het ondersteuningsmechanisme. Hiervoor heeft de Vlaamse Regering zich ook gebaseerd op analyses van het VITO. Omwille van het verschillende tijdstip, en voor wat betreft wind een verschil in methodologie, zijn deze cijfers niet 100% gelijk. In totaal stelt het Vlaams Gewest een doelstelling van 6845 MW voorop voor de drie onderzochte technologieën. In het kader van deze studie zijn de netbeheerders vertrokken van een totaal VITO potentieel van 8899 MW. Dit uitgangspunt ligt dus ruim 30% hoger dan de geformuleerde doelstelling. Wat betreft PV werd door de Vlaamse Regering een update gedaan van de doelstelling op basis van de sterke aangroei eind 2011 en begin 2012. Hiervoor wordt een doelstelling van 2.496,2 GWh of 2.774 MW naar voor geschoven. Dit ligt ongeveer 400 MW hoger dan de cijfers waarmee de netbeheerders de berekeningen hebben gemaakt. Voor WKK gaan beide benaderingen uit van het PRO-scenario van het VITO. De Vlaamse regering heeft een doelstelling van 3.000 MW vastgelegd. In deze studie werd gewerkt met 2.956 MW. Voor wat betreft onshore windenergie heeft de Vlaamse regering opnieuw het PRO-scenario uit de VITO studie van 2009 genomen als basis en bepaalde 1060 MW als doelstelling. Om een maximalistisch beeld te krijgen is het VITO voor deze studie vertrokken vanuit een bottom up benadering waarbij het potentieel op basis van de beschikbare ruimte wordt geschat. Dit leverde 3.567 MW op als startpunt12.

12

Hoewel er per technologie wel verschillen zijn, liggen de cijfers die de netbeheerders gebruiken bij het analyseren van de onthaalcapaciteit globaal hoger dan de doelstellingen.

4.2 GLOBALE RESULTATEN Globaal gezien kunnen we concluderen dat de vooropgestelde doelstellingen, mits de juiste investeringen, te behalen zijn. Op het transmissienet en het plaatselijk vervoernet moeten op bepaalde punten nog netversterkingen en netinvesteringen worden uitgevoerd om deze capaciteit 100% aan te sluiten. Op het distributienet dient voor elke aan te sluiten windcluster een aansluiting voorzien te worden en/of een netversterking. De vermelde kosten zijn richtwaarden die rekening houden met een spreiding van de investeringen in ruimte en tijd. Ook de doorlooptijden zijn sterk afhankelijk van de gelijktijdigheid van de aangevraagde dossiers. Op het niveau van de distributienetten werden enkel de kosten voor de aansluiting van windturbines becijferd. Omwille van de top-down benadering voor WKK en PV werden de netversterkingskosten hiervoor niet berekend. Lokaal kan er een tekort aan beschikbare capaciteit ontstaan waardoor eventuele versterkingskosten op dit niveau noodzakelijk zijn. Het startpunt voor de analyse van de maatschappelijke kosten zijn de investeringsplannen ontwikkeld door de netbeheerders en goedgekeurd door de bevoegde regulatoren. Het betreft enerzijds de investeringsplannen van de distributienetbeheerders Infrax en Eandis en anderzijds het federaal ontwikkelingsplan en het investeringsplan voor het plaatselijk vervoernet van elektriciteit van Elia. In de laatste versie van zijn plannen, voorziet Elia voor de investeringen die geheel of gedeeltelijk gelinkt aan de integratie van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling een bedrag van € 445 miljoen. Om daarnaast het volledige door VITO geïdentificeerde potentieel aan te sluiten zijn er bijko-

Na verbeterde schatting voor de Antwerpse haven 3141 MW

10 september 2012


49

4

mende kosten van € 356 miljoen nodig, buiten de eventuele netversterkingen in het distributienet voor PV en WKK, waarvan € 264 miljoen (74%) voor de aansluiting van het windpotentieel, € 52 miljoen voor transformatieversterkingen (15%) en € 40 miljoen voor investeringen in het plaatselijk vervoernet of transmissienet van Elia (11%). Deze bedragen moeten als de incrementele kosten gezien worden. Ze geven geen betrouwbaar beeld van de totale uitgaven van de overeenstemmende investeringsprojecten. Deze projecten kunnen immers ook andere noden opnemen zoals lokale netversterkingen voor andere noden en vervangingsinvesteringen. Wanneer we echter rekening houden dat het door VITO geïdentificeerde potentieel ruim 30% hoger ligt dan de doelstellingen vastgesteld door de Vlaamse overheid voor wind, WKK en PV samen en zelfs 300% hoger voor wind, kunnen we een gedeelte van de windclusters op basis van de globale kosten buiten beschouwing laten. De totale bijkomende maatschappelijke kost op het niveau van het transmissienet, het plaatselijk vervoernet en de aansluitingen van windclusters kan worden verlaagd met 80 % indien enkele voorwaarden zijn vervuld en er enkel rekening wordt gehouden met de door de Vlaamse overheid vastgelegde doelstellingen: 1. Een duidelijke beleidskeuze voor welbepaalde zones en een planmatige aanpak van de ontwikkeling 2. Het maximaliseren van het gebruik van de bestaande netinfrastructuur door a. de integratie van een “locational signal” in de ondersteuningsmechanismen voor hernieuwbare energie en WKK; b. het toepassen van aansluitingen met een flexibele toegang. 3. Het ontwikkelen van een meerjarenplan voor de uitbouw van de infrastructuur voor decentrale productie.

50

10 september 2012

4.3 STREVEN NAAR DE MAATSCHAPPELIJKE LAAGSTE KOST Eén van de voornaamste uitgangspunten van de netbeheerders was het streven naar de laagste kostprijs. Zoals in paragraaf 3.2.3 beschreven hebben alle netbeheerders op dezelfde manier de kost bepaald voor het aansluiten van elke cluster/WKK. Hierbij is het aantal benodigde kabels om de grote clusters aan te sluiten in deze studie gebaseerd op het vermogen dat per kabel kan vervoerd worden. Indien de aansluiting van dergelijke grote clusters in de realiteit niet als één geheel wordt aangevraagd, dan bestaat het risico dat in het kader van deze studie bepaalde aansluitingskabels niet optimaal kunnen worden gebruikt, maar dat er meer kabels nodig zullen zijn omwille van een versnippering van de cluster over verschillende partijen of in de tijd gefaseerde aansluitingsaanvraag. Een proactief investeringsbeleid, gebaseerd op duidelijke richtlijnen en doelstellingen van de overheid, kan deze inefficiënties wegwerken. Sommige maatregelen in het huidig wetgevend kader schuiven de individuele kosten van de aansluiting van een nieuwe productieinstallatie op basis van hernieuwbare energiebronnen ook door naar de netbeheerders en dus onrechtstreeks naar de andere netgebruikers. Hierdoor ontbreekt voor de producenten elke incentive om rekening te houden met de totale kostprijs van de aansluiting wanneer zij een potentiele locatie voor een nieuwe installatie beoordelen. De volgende maatregelen kunnen ervoor zorgen dat de windclusters met de laagste kost voor de samenleving eerst ontwikkeld worden: \\ Aanpassen van artikel 6.4.13 in lijn met het

advies dat door de VREG in de schoot van het Beleidsplatform Slimme netten in het najaar van 2010 werd gegeven. Hierbij kan de procedure van toekenning van de tegemoetkoming sterk worden vereenvoudigd door te werken met het principe van een vastgestelde procentuele tegemoetkoming in de gereglementeerde aansluitingskost


conclusie EN AANBEVELINGEN

die door elke netbeheerder kan worden toegepast, mits uitbreiding van de maatregel voor een aansluiting op het transmissienet. Op die manier heeft elke producent (zowel wind, WKK als PV) een localisatieprikkel en kan de aansluiting gebeuren op het meest aangewezen punt met optimalisatie van de globale macro-economische kosten en baten. Bijkomend zou een bovengrens kunnen worden ingevoerd voor de kost die door de DNB moet worden gedragen. Uit deze studie blijkt dat de economische grens op € 105.000/MW mag liggen.

4.4 WEGWERKEN VAN BARRIÈRES VOOR DE PRODUCENTEN De netbeheerders zijn zich zeer bewust dat het realiseren van decentrale producties in Vlaanderen vandaag nog op een aantal barrières botst. Een producent moet momenteel twee parallelle trajecten volgen bij het realiseren van een nieuwe productie-installatie: \\ De aanvraag van de vereiste vergunningen bij

de bevoegde overheidsdiensten \\ Een aansluitingsaanvraag bij de bevoegde

\\ Werk maken van een volledig beeld voor

toekomstige sites voor decentrale productie in dezelfde regio. Het risico is reëel dat een investering voor een eerste project suboptimaal blijkt te zijn wanneer de andere projecten in diezelfde regio zich later aandienen. Een optimalisatie van de aansluiting gebeurt automatisch als de aanvragen in een bepaalde regio gelijktijdig worden aangevraagd en vergund. Dit kan vervolgens leiden tot aansluitingen op een hoger spanningsniveau en het gezamenlijk aansluiten van verschillende clusters of dit kan leiden tot de opdeling van een cluster in verschillende aansluitwijzen of beperking van een cluster. Indien de aanvragen niet gelijktijdig gebeuren kan een duidelijke visie over de toekomstige ontwikkeling de netbeheerders toelaten de juiste proactieve aansluitingswijze te onderzoeken en op te leggen. \\ Een duidelijke keuze voor welbepaalde zones

en een planmatige aanpak van ontwikkeling kan de totale maatschappelijke kost verlagen. Wanneer we de twee uitersten tegenover elkaar stellen en daarbij voor wat betreft wind enerzijds de doelstelling zouden halen met alle goedkoopste windclusters of anderzijds de doelstelling zouden behalen met alle duurste windclusters komen we respectievelijk op een kostprijs van € 34 miljoen en € 189 miljoen. Het verschil van € 155 miljoen illustreert dus de maatschappelijke winst die kan gemaakt worden bij duidelijke richtlijnen over de locaties van nieuwe windproductie.

10 september 2012

netbeheerder Het aanvragen van een aansluiting via een detailstudie bij de netbeheerder geeft geen verbintenis over het verkrijgen van een bouw- en milieuvergunning, en vice versa. Het gevolg is dat producenten genoodzaakt zijn meer trajecten op te starten dan nodig waarbij aansluitingsaanvragen voor projecten worden aangevraagd die nooit worden uitgevoerd. Daarnaast wordt bij het verlenen van vergunningen geen rekening gehouden met de aansluitbaarheid op het elektrisch net. Deze zaken kunnen leiden tot hogere maatschappelijke kosten (aansluitkosten, netverliezen, netversterkingen) en langere wachttijden voor het aansluiten van decentrale productie. Een aanvraag voor een detailstudie bij de netbeheerder doet vandaag ook dienst als capaciteitsreservering. Dit kan een suboptimaal gebruik van de bestaande netinfrastructuur met zich meebrengen.

4.5 OPTIMALISEREN VAN DE BESCHIKBARE ONTHAALCAPACITEIT Naast het risico op suboptimale investeringen dat boven werd beschreven kan de huidige manier van werken ook leiden tot een marktblokkering omwille van fictieve capaciteitsreserveringen (hoewel het nieuw goedgekeurde


51

4

Technisch Reglement Distributie Elektriciteit hier al betere regels heeft over opgenomen). Om de doelstellingen voor het Vlaams Gewest te bereiken op de meest efficiënte manier zijn de netbeheerders ervan overtuigd dat er nood is aan een meerjarenplan voor de uitbouw van de infrastructuur voor decentrale productie. Bij deze uitbouw is het nodig om de coördinatie tussen de vergunningen afgeleverd voor nieuwe productieinstallaties beter af te stemmen met de noodzakelijke vergunningen voor de uitbouw van de netinfrastructuur die nodig is om deze productie-installaties aan te sluiten (bv. langs lijninfrastructuur). Naast de gewestelijke overheden spelen ook de provincies een bepalende rol in het bepalen van de geschikte inplantingslocaties voor windmolens. Zij zijn immers de eerste verleners van de milieuvergunningen en bouwvergunningen of hebben minstens een adviesbevoegdheid. Een consultatie of adviesfunctie van de netbeheerder in deze procedures kan eventuele aansluitingsproblemen vroegtijdig ontdekken met de resultaten van deze studie in het achterhoofd. Het opstellen van een meerjarenplan voor de uitbouw van decentrale productie zou een positief effect hebben op de inschatting van de benodigde investeringen en de ermee gelinkte budgetten in het lange-termijn financieel plan van de netbeheerders. Een gecoördineerde aanpak waarbij vergunningen afgestemd worden op de inschatting van het potentieel en de ermee gelinkte investeringen voor aansluiting of netversterking zou niet alleen leiden tot een administratieve vereenvoudiging, maar eveneens voor minder hinder voor gemeentebesturen en bewoners omdat alle nodige infrastructuurwerken gezamenlijk kunnen worden uitgevoerd. Kortom, dit zou leiden tot het bereiken van de beleidsdoelstellingen tegen een zo laag mogelijke maatschappelijke kost zonder ongewenste markteffecten (bv. fictieve capaciteitsreservering).

52

10 september 2012

Bovendien is het verder uitwerken van de mogelijkheden om aansluitingen met een flexibele toegang toe te passen een sleutelelement voor de integratie van een groeiend percentage intermitterende hernieuwbare energiebronnen. De toepassing van dit principe laat toe om de geproduceerde groene energie op jaarbasis te maximaliseren zonder buitensporige investeringen in de netinfrastructuur. Het is ook noodzakelijk voor het beheer van het evenwicht tussen verbruik en productie. Zonder dit aspect in deze studie in detail te behandelen kan al gesteld worden dat bij de massale verhoging van het aandeel decentrale productie in het Belgische regelsysteem, deze eenheden eveneens zullen moeten deelnemen aan een zekere ‘flexibiliteit’ tot af- en opregelen, in geval van grote productie- of vraagafwijkingen die de regelmogelijkheden van de klassieke eenheden overstijgen, en in staat zijn systeemdiensten te kunnen leveren. Daarnaast biedt het ook een oplossing wanneer de termijnen voor een netinvestering niet gelijklopen met de installaties van nieuwe productie-installaties.

4.6 VERVOLGSTUDIES Wanneer een dergelijk beleid wordt uitgewerkt, kunnen de netbeheerders zich engageren om aan de hand van een regelmatige update van dit rapport (bvb driejaarlijks) de nodige informatie te geven aan de beleidsmakers. De VITO studie, die de basis is voor de studie van de netbeheerders, is immers sterk afhankelijk van het beleid rond ruimtelijke ordening en milieu. Als dat beleid aan veranderingen onderhevig is, wordt ook de uiteindelijke kostprijsberekening sterk beïnvloed. Ook de evolutie van de netten, aangepaste beleidsdoelstellingen, een verandering in technologie bij decentrale producties, enz kunnen zorgen voor een verandering in optimale aansluitwijze of de maatschappelijk laagste kost. Dit alles heeft een impact op de resultaten van de studie en de toekomstige investeringsplannen.


conclusie EN AANBEVELINGEN

10 september 2012


53

5 Bijlagen

1. EINDRAPPORT VITO: ONTHAALCAPACITEIT CLUSTERZONES NOVEMBER 2011

10 september 2012


55

Eindrapport

Onthaalcapaciteit Clusterzones Lien Poelmans, Pieter Lodewijks en Guy Engelen

Studie uitgevoerd in opdracht van: VREG, ELIA, Eandis, Infrax 2011/RMA /R /344 November 2011

Alle rechten, waaronder het auteursrecht, op de informatie vermeld in dit document berusten bij de Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek NV (“VITO”), Boeretang 200, BE-2400 Mol, RPR Turnhout BTW BE 0244.195.916. De informatie zoals verstrekt in dit document is vertrouwelijke informatie van VITO. Zonder de voorafgaande schriftelijke toestemming van VITO mag dit document niet worden gereproduceerd of verspreid worden noch geheel of gedeeltelijk gebruikt worden voor het instellen van claims, voor het voeren van gerechtelijke procedures, voor reclame of antireclame en ten behoeve van werving in meer algemene zin aangewend worden

Inhoud

INHOUD Inhoud _________________________________________________________________________ I Lijst van tabellen________________________________________________________________ III Lijst van figuren ________________________________________________________________ IV Lijst van afkortingen ______________________________________________________________ V Hoofdstuk 1

Inleiding _________________________________________________________ 1

Hoofdstuk 2

Methodologie _____________________________________________________ 5

Hoofdstuk 3

Werkpakket wind onshore ___________________________________________ 7

3.1

Inleiding

7

3.2 Stand van zaken inzake onshore windenergie in Vlaanderen 8 3.2.1 Bestaande beleidsplannen _____________________________________________ 8 3.2.2 Capaciteit en locatie van bestaande projecten _____________________________ 13 3.3 Gebruikte methodologie 13 3.3.1 Afbakening potentiële inplantingslocaties voor windturbines in Vlaanderen _____ 13 3.3.2 Inplanting van windturbines binnen de potentiële inplantingslocaties __________ 19 3.4 Resultaten 21 3.4.1 Berekeningen volgens het PRO scenario uit de prognosestudie voor HE en WKK 2020 __________________________________________________________________ 21 3.4.2 Technisch maximum potentieel voor windenergie in Vlaanderen in 2010 en 2020 22 3.4.3 Ligging van bestaand windturbines binnen de positieve en negatieve aanknopingspunten _________________________________________________________ 29 3.4.4 Toekenning van het berekende potentieel aan ELIA onderstations _____________ 30 Hoofdstuk 4 4.1

Werkpakket fotovoltaïsche panelen __________________________________ 34

Inleiding

34

4.1 Overzicht huidige toestand inzake PV panelen 34 4.1.1 Huidige capaciteit en locatie van PV panelen ______________________________ 34 4.2 Methodologie 36 4.2.1 Inplanting van het totale potentieel d.m.v. dasymetrische kartering ___________ 36 4.3 Resultaten 38 4.3.1 Verdeling van het huidige geïnstalleerde potentieel (< 10 kW) in de ruimte______ 38 4.3.2 Berekening volgens het bijgestelde PRO scenario uit de “Energie- en broeikasgasprognoses 2011” __________________________________________________ 39 4.3.3 Geografische uitsplitsing van het geschatte potentieel in 2020 ________________ 40 4.3.4 Toekenning van het totale vermogen aan ELIA onderstations _________________ 41 Hoofdstuk 5

Werkpakket warmtekrachtkoppeling (WKK) ___________________________ 45

5.1

Inleiding

45

5.2

Overzicht huidige toestand inzake WKK’s

45

I

Inhoud

5.2.1 5.3

Huidige capaciteit en locatie van WKK’s __________________________________ 45

Methodologie

47

5.4 Resultaten 48 5.4.1 Berekening volgens het PRO scenario uit de prognosestudie voor HE en WKK 2009 48 5.4.2 Geografische uitsplitsing van het geschatte potentieel in 2020 ________________ 51 5.4.3 Toekenning van het totale potentieel aan ELIA onderstations_________________ 52 Hoofdstuk 6

Synthese ________________________________________________________ 56

Literatuurlijst __________________________________________________________________ 58 Bijlage 1 Negatieve aanknopingspunten _____________________________________________ 61

II

Lijst van tabellen

LIJST VAN TABELLEN Tabel 1 Ontwikkeling van het landgebruik in Vlaanderen volgens de resultaten van het RuimteModel _______________________________________________________________ 4 Tabel 2 Kaartbronnen gebruikt in de studie “Een windplan voor Vlaanderen” uit 2000 __________ 8 Tabel 3 Datasets (en bronnen) gebruikt in het provinciaal windplan van de provincie Antwerpen 10 Tabel 4 Datasets gebruikt in het provinciaal windplan van de provincie Oost-Vlaanderen _______ 11 Tabel 5 Overzicht gebruikte datasets voor afbakening van positieve aanknopingspunten _______ 15 Tabel 6 Oppervlakte positieve aanknopingszones in 2010 en 2020 _________________________ 17 Tabel 7 Overzicht gebruikte datasets en bufferafstanden voor afbakening van negatieve aanknopingspunten _________________________________________________________ 18 Tabel 8 Groene elektriciteitsproductie en vermogen van onshore windenergie in het PRO-scenario __________________________________________________________________________ 22 Tabel 9 Totale oppervlakte van de potentiële inplantingszones voor windturbines (in km² en in % van het totale grondgebied van Vlaanderen) ______________________________________ 23 Tabel 10 Potentieel aantal windturbines binnen de potentiële inplantingszones ______________ 23 Tabel 11 Technisch potentieel aan windenergie in MW__________________________________ 23 Tabel 12 Potentieel aantal windturbines in 2020 rondom de haventerreinen ________________ 23 Tabel 13 Aandeel gebouwen voor de verstedelijkte landgebruikcategorieën uit het RuimteModel (gemiddelde voor heel Vlaanderen) _____________________________________________ 37 Tabel 14 Groene elektriciteitsproductie en vermogens in het PRO-scenario [Energie- en broeikasgasprognoses 2011]___________________________________________________ 40 Tabel 15 Glastuinbouw-clusterzones in onderzoek _____________________________________ 48 Tabel 16 WKK inzet in 2009 volgens de WKK inventaris en potentieel in 2010 en 2020 volgens het PRO scenario uit de prognosestudie (Briffaerts et al., 2009) __________________________ 50 Tabel 17: WKK potentieel in 2020 verdeeld over de sectoren in het Ruimtemodel Vlaanderen ___ 50 Tabel 18: WKK turbines potentieel in 2020 verdeeld over de sectoren van het Ruimtemodel Vlaanderen ________________________________________________________________ 51 Tabel 19 Potentieel voor hernieuwbare energie in MWe voor Vlaanderen in 2020 ____________ 57

III

Lijst van figuren

LIJST VAN FIGUREN Figuur 1 Landgebruik in Vlaanderen Brussel in 2010 en 2020 volgens de resultaten van het RuimteModel Vlaanderen ______________________________________________________ 3 Figuur 2 Schematisch overzicht van de gevolgde methodologie ____________________________ 5 Figuur 3 Overzicht onderstations en opdeling van Vlaanderen op basis van Thiessen polygonen __ 6 Figuur 4 Windplan Vlaanderen, geactualiseerd voor 2010 (op basis van Cabooter et al., 2000)____ 9 Figuur 5 Potentiële inplantingszones voor windturbines volgens het windplan van de provincie Antwerpen (Bron: Provincie Antwerpen, 2010)____________________________________ 11 Figuur 6 Potentiële inplantingszones voor windturbines (links) en gewenste ruimtelijke structuur voor de inplanting van windturbines (rechts) in de provincie Oost-Vlaanderen (Bron: Provincie Oost-Vlaanderen, 2009) ______________________________________________________ 12 Figuur 7 Zoekzones voor windturbineparken volgens de provinciale ruimtelijke beleidsvisie ‘Ruimte voor windturbineparken in West-Vlaanderen’ (Bron: Provincie West-Vlaanderen, 2009) ___ 12 Figuur 8 Locatie windturbines in Vlaanderen (Bron: Vlaams Energieagentschap) ______________ 14 Figuur 9 Dichtheid van de versteende ruimte (zoekstraal 1 km) ___________________________ 16 Figuur 10 Aaneengeslotenheid van de open ruimte_____________________________________ 19 Figuur 11 Bounding boxes voor 2 potentiële inplantingszones ____________________________ 20 Figuur 12 Willekeurige inplanting van punten binnen de potentiële inplantingslocaties ________ 21 Figuur 13 Totale groene elektriciteit in het PRO-scenario (Briffaerts et al., 2009) _____________ 22 Figuur 14 Potentiële inplantingslocaties voor windturbines in Vlaanderen en rondom Antwerpen in 2010 en 2020_______________________________________________________________ 25 Figuur 15 Inplanting van windturbines in de potentiële inplantingszones van 2010 ____________ 26 Figuur 16 Inplanting van windturbines in de potentiële inplantingszones van 2020 ____________ 27 Figuur 17 Ligging van de operationele windturbines binnen de negatieve aanknopingspunten ___ 29 Figuur 18 Huidig vermogen aan windenergie per onderstation ____________________________ 30 Figuur 19 Technisch potentieel aan windturbines in 2010 ________________________________ 31 Figuur 20 Technisch potentieel aan windturbines in 2020 ________________________________ 31 Figuur 21 Locatie van de PV panelen in Vlaanderen met een vermogen > 10 kW ______________ 35 Figuur 22 Verdeling van het vermogen van de PV panelen met een vermogen >= 10kW over de landgebruikcategorieën van het RuimteModel ____________________________________ 35 Figuur 23 Huidige vermogen aan PV panelen (<10 kW en >= 10 kW) per gemeente____________ 36 Figuur 24 Variatie van het aandeel gebouwen in functie van de dichtheid van de versteende ruimte __________________________________________________________________________ 38 Figuur 25 Potentieel aan PV (< 10kW) per cel van het RuimteModel Vlaanderen ______________ 39 Figuur 26 Evolutie van het totale vermogen aan PV panelen volgens het BAU en PRO scenario __ 40 Figuur 27 Bijkomend potentieel aan PV in 2020 per cel van het RuimteModel Vlaanderen ______ 41 Figuur 28 Huidig vermogen (in MW) aan PV installaties gesommeerd per Thiessen polygoon ____ 42 Figuur 29 Bijkomend potentieel (in MW) aan PV installaties in 2020 gesommeerd per Thiessen polygoon __________________________________________________________________ 42 Figuur 30 Locatie en vermogen van de WKK installaties in Vlaanderen ______________________ 46 Figuur 31 Verdeling van het vermogen van de WKK installaties over de landgebruikcategorieën van het RuimteModel ___________________________________________________________ 47 Figuur 32: Openstaand WKK-potentieel per technologie en per sector volgens de prognosestudie voor HE en WKK (Briffaerts et al., 2009) __________________________________________ 49 Figuur 33 Geschatte locatie van het extra potentieel aan WKK’s in 2020 ____________________ 52 Figuur 34 Huidig WKK potentieel (MW) per Thiessen polygoon ___________________________ 53 Figuur 35 Bijkomend potentieel (in MW) aan WKK in 2020 per Thiessen polygoon ____________ 53 Figuur 36 Potentieel (in MW) aan HE in 2020 per Thiessen polygoon _______________________ 57

IV

Lijst van afkortingen

LIJST VAN AFKORTINGEN BAU BWK DNB GSC HE NDB PRO PV REF RSV RUP VEN VKBO VOR WKC WKK WWG

Business-as-usual scenario uit actualisatiestudie “Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” Biologische Waarderingskaart Distributienetbeheerder Groene Stroom Certificaat Hernieuwbare energie Radionavigatiemiddel (Non-directional beacon) Pro-actief beleid scenario uit actualisatiestudie “Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” Fotovoltaïsch Referentie scenario uit Milieu- en Natuurverkenning 2030 Ruimtelijk Structuurplan Vlaanderen Ruimtelijk Uitvoeringsplan Vlaams Ecologisch Netwerk Verrijkte Kruispuntbank van Ondernemingen Radionavigatiemiddel (VHF omnidirectional range station) Warmtekracht Certificaat Warmtekrachtkoppeling Windwerkgroep

V


VI


VII

HOOFDSTUK 1

INLEIDING

Het inplannen van nieuwe projecten voor hernieuwbare elektriciteitsproductie gebeurt vandaag op een ‘ad hoc’ basis. Projectontwikkelaars en individuen hebben de mogelijkheid om voorstellen voor het plaatsen van nieuwe windmolens, fotovoltaïsche panelen of WKK’s zonder structureel overleg in te dienen. Gevolg is dat het voor de netbeheerder ELIA en de distributienetbeheerders EANDIS en INFRAX bijzonder moeilijk wordt om op een gestructureerde en kostenefficiënte manier netaanpassingen uit te voeren en proactief in te plannen. Netaanpassingen zijn immers voor de meeste middelgrote tot grote hernieuwbare elektriciteitsprojecten onontbeerlijk. Daarom stuurt ELIA samen met de VREG en de distributienetbeheerders aan op een meer gestroomlijnde procedure voor het uitbouwen van nieuwe hernieuwbare elektriciteitsprojecten. Een eerste stap hierin is het in kaart brengen van de clusterzones waar bepaalde projecten (wind, zon, WKK) zich preferentieel kunnen vestigen. VITO kan ELIA hierin ondersteunen door het inzetten van de expertise die werd opgebouwd in eerdere studies. Zo werd het MilieuKostenModel reeds ingezet voor het opstellen van de studie “Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” en zal het in opdracht van INBO, VMM, RWO en VITO ontwikkelde RuimteModel Vlaanderen worden ingezet voor de geografische allocatie van de ingeschatte onthaalcapaciteit. VITO heeft eind 2009 de actualisatiestudie “Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” afgerond (Briffaerts et al., 2009). Deze studie brengt aan de hand van twee scenario’s, namelijk business-as-usual (BAU) en pro-actief beleid (PRO), de inzet van groene elektriciteit en warmte in beeld. Focus voor deze studie zal liggen op de groene elektriciteitsproductie. De prognosestudie geeft voor Vlaanderen in zijn geheel de inzet weer van windenergie on- en offshore, PV en WKK en dit voor de zichtjaren 2010-2015 en 2020. Aangezien deze resultaten niet geografisch zijn uitgesplitst, is het niet mogelijk om zonder extra studiewerk mogelijke netaanpassingen in kaart te brengen. Doel van de onderhavige studie is dus om de resultaten van de prognosestudie, indien nodig aangevuld met nieuwe beschikbare informatie m.b.t. het potentieel, voor het zichtjaar 2020 geografisch uit te splitsen. Het uiteindelijke resultaat moet bestaan uit een kaart met afgebakende zones en het aantal MWe toegekend aan deze zones. De afgebakende zones komen, in de mate van het mogelijke, overeen met de ‘kaarten met aansluitpunten’ van ELIA. Het doel van deze studie is bijgevolg niet om te voorspellen welke hernieuwbare energieprojecten in 2020 daadwerkelijk geïnstalleerd zullen worden, maar eerder om een geografisch expliciete projectie te maken van het potentieel voor hernieuwbare energie onder de gegeven beleidcontext (o.a. certificatenregeling), landgebruikveranderingen en markt. Aangezien we met deze studie een zo ruim mogelijk potentieel voor hernieuwbare energie geografisch willen toewijzen zullen we uitgaan van de resultaten van het PRO scenario. In het PRO scenario is de productie van hernieuwbare elektriciteit groter dan in het BAU scenario. Aangezien dit PRO scenario reeds dateerde van begin 2010 werd het in het kader van voorliggende studie geactualiseerd. De aanpassingen worden beschreven in dit rapport. De ruimtelijke dynamiek van het landgebruik in de periode 2010-2020 wordt in rekening gebracht met behulp van het RuimteModel Vlaanderen. Het RuimteModel Vlaanderen in sinds 2006 in 1

ontwikkeling in opdracht van RWO, VMM, INBO en VITO. Het RuimteModel Vlaanderen werd reeds ingezet voor de Milieu- en Natuurverkenning 2030 om de mogelijke ontwikkelingen van het landgebruik voor de periode 2005-2030 volgens 6 verschillende scenario’s na te gaan. Het model wordt momenteel ingezet door RWO met het oog op het doorcijferen van scenario’s voor het jaar 2050 in het kader van het nieuwe Beleidsplan Ruimte. In deze studie zal gerekend worden met de resultaten en veronderstellingen van het Referentie (REF) scenario (VMM, 2009). Het REF scenario veronderstelt een voortzetting van het huidige beleid en een uitvoering van alle voorliggende maatregelen. Dit scenario is het meest waarschijnlijk in de context van het actueel vigerende beleid. Recent werd er een verfijning van het RuimteModel Vlaanderen uitgevoerd in opdracht van de VMM (project team MIRA) met als doel het model meer effectief inzetbaar te maken voor het doorrekenen van de ruimtelijke ontwikkelingen in de MIRA sectoren. Aan de basis van dit aangepaste RuimteModel Vlaanderen ligt een landgebruikkaart voor Vlaanderen en Brussel met een rasterresolutie van 100 m en als basisjaar 2010. Deze landgebruikkaart onderscheidt 37 klassen en is de resultante van 13 geodatabanken, waaronder de CADMAP, BWK en VKBO (Van Esch et al., 2011). In deze studie wordt het landgebruik dynamisch doorgerekend voor de periode 2010-2020 aan de hand van deze aangepaste versie van het RuimteModel Vlaanderen. Figuur 1 toont het landgebruik in Vlaanderen en Brussel in 2010 en 2020 volgens het REF scenario van het RuimteModel Vlaanderen. Op het eerste zicht lijken de wijzigingen niet drastisch. Tabel 1 toont echter aan de open ruimte in Vlaanderen dagelijks afneemt met iets minder dan 7 ha. In de plaats hiervan komt er voornamelijk residentiële bebouwing (+6 ha/dag) en in mindere mate bedrijventerreinen (+1 ha/dag).

2

Figuur 1 Landgebruik in Vlaanderen Brussel in 2010 en 2020 volgens de resultaten van het RuimteModel Vlaanderen

3

Landgebruikcategorie

2010 (ha)

2020 (ha) 266968

Totaal verschil (ha) 22021

Dagelijks verschil (ha/dag) +6.0

Residentiële bebouwing

244947

Industriële en commerciële bebouwing Open ruimte

126144

128936

2792

+0.8

929892

905174

-24718

-6.8

Tabel 1 Ontwikkeling van het landgebruik in Vlaanderen volgens de resultaten van het RuimteModel De toenemende bebouwing vindt vooral plaats in de stadsranden en in de bebouwde kernen van het buitengebied. Dit zijn gebieden met een grote toegankelijkheid en dus een grote aantrekkelijkheid voor residentiële, commerciële en industriële activiteiten. Dit resulteert in een meer gespreide en meer ruimte-consumptieve bebouwing in Vlaanderen. In de lijn met de keuze voor het PRO energiescenario kan men zich in de toekomst dus verwachten aan een ruimere verspreiding van de hernieuwbare energie en bovendien een meer ingeperkte ruimte voor o.a. de plaatsing van windmolens. In het voorliggende rapport wordt de geografische allocatie van de ingeschatte onthaalcapaciteit beschreven. In de eerste plaats zullen de gebruikte methodes beschreven worden op een generieke manier (Hoofdstuk 2). Vervolgens zal voor elk van de drie beschouwde energietechnologieën ((onshore) windmolens: Hoofdstuk 3, fotovoltaïsche panelen: Hoofdstuk 4, warmtekrachtkoppeling: Hoofdstuk 5) de gebruikte methode voor de inschatting van het potentieel en voor de geografische inplanting van dit potentieel meer in detail beschreven worden en worden de resultaten meegegeven.

4

HOOFDSTUK 2

METHODOLOGIE

De gebruikte methodologie voor de geografische allocatie van de drie beschouwde energietechnologieën bestaat uit twee belangrijke stappen (Figuur 2).

Figuur 2 Schematisch overzicht van de gevolgde methodologie In de eerste stap wordt het huidige (Figuur 2 links) en het toekomstige (Figuur 2 rechts) vermogen voor iedere technologie in kaart gebracht. De exacte locaties van de huidige geïnstalleerde fotovoltaïsche panelen en WKK’s wordt hierbij bepaald op basis van adresgegevens en XYcoördinaten afkomstig van de VREG, ELIA en de DNB’s. De XY-coördinaten van de operationele windturbines werd verkregen via het VEA.

5

De ruimtelijke allocatie van het geschatte potentieel voor 2020 gebeurt op basis van een per technologie aangepaste GIS-allocatieprocedure: • De inplanting van windturbines zal gebeuren op basis van een bottom-up benadering waarbij het technisch potentieel voor onshore windenergie in 2020 geschat wordt aan de hand van de nog beschikbare inplantingslocaties in 2020, rekening houdend met de ruimtelijke ontwikkeling van het landgebruik. Hierbij worden dus geen totalen uit de prognosestudie opgelegd, noch ruimtelijk toegewezen. • Voor PV panelen wordt een top-down benadering gehanteerd. Hierbij wordt het geschatte potentieel (markttechnisch) uit de actualisatiestudie “Prognoses voor hernieuwbare energie en WKK tot 2020” bijgesteld aan de hand van de geobserveerde groei van PV installaties tijdens de laatste twee jaren en de dalende certificaatwaarden. Vervolgens wordt het bijgestelde potentieel toegekend aan de cellen uit het RuimteModel Vlaanderen door middel van een dasymetrische kartering. Er wordt gerekend met het gemiddelde dakoppervlak per type landgebruik en voor verschillende graden van verstening. • De ruimtelijke allocatie van de WKK’s ten slotte, gebeurt ook aan de hand van een top-down benadering. In de eerste plaats wordt het geschatte markttechnisch potentieel uit de prognosestudie geactualiseerd. Vervolgens wordt een inschatting gemaakt van potentiële producenten, waaraan het geactualiseerde markttechnisch potentieel wordt toegekend. Hoofdstukken 3 t/m 5 bespreken voor iedere technologie afzonderlijk de gebruikte ruimtelijke allocatieprocedure in meer detail. In de tweede stap zal het totale vermogen van de geplaatste windturbines, PV panelen en WKK’s in 2020 worden toegewezen aan een onderstation van ELIA. Dit gebeurt aan de hand van Thiessen polygonen waardoor het vermogen van iedere installatie wordt toegewezen aan het dichtst bijgelegen ELIA onderstation (elk punt binnen een Thiessen polygoon bevindt zich namelijk dichter bij het middelpunt van die polygoon dan bij elk ander punt in de dataset). Figuur 3 toont de locatie van de verschillende ELIA onderstations en de Thiessen polygonen die ze bedienen. Voor elk onderstation wordt het totaal potentieel berekend als de som van de totale capaciteit aan windenergie, PV panelen en WKK’s binnen de Thiessen polygoon rondom het onderstation.

Figuur 3 Overzicht onderstations en opdeling van Vlaanderen op basis van Thiessen polygonen

6

HOOFDSTUK 3

3.1

WERKPAKKET WIND ONSHORE

INLEIDING

De prognosestudie “HE en WKK voor 2020” geeft per provincie het resultaat in het PRO scenario weer. Het maximum technisch potentieel waarvan VITO is uitgegaan bij het opstellen van het scenario is gebaseerd op het “Windplan Vlaanderen”. Het Windplan Vlaanderen dateert intussen van begin 2000 en is gebaseerd op verouderde beleidsdocumenten en databronnen. Bovendien tonen observaties uit de laatste decennia dat de vrije ruimte in Vlaanderen dag na dag afneemt met ongeveer 7 ha. Deze trend zal zich ook voortzetten in de toekomst leren de resultaten van het RuimteModel Vlaanderen. Daarnaast zijn voor de provincies West- en Oost-Vlaanderen en Antwerpen sinds 2009 beleidsvisies opgesteld die de prioriteiten aangeven voor het plannen van klein-, midden- en grootschalige windturbineparken. Doel van deze deeltaak “windenergie onshore” is dus niet zozeer het geografisch spreiden van de resultaten van het PRO scenario, maar veeleer het integreren van nieuw beschikbare informatie en dus het toetsen of het berekende potentieel nog kan geplaatst worden in 2020, kan verhoogd of moet verlaagd worden, gelet op de beschikbare ruimte. In de eerste plaats wordt er aan de hand van een GIS-procedure nagegaan wat de huidige potentiële ruimte is voor het plaatsen van windturbines. Vervolgens zal aan de hand van het RuimteModel Vlaanderen worden berekend hoeveel van deze potentiële ruimte nog beschikbaar zal zijn in 2020. Tot slot wordt er een procedure ontwikkeld om binnen deze beschikbare ruimte in 2010 en 2020 een zo groot mogelijk aantal windturbines (met een vermogen van 3MW) in te planten op een technisch haalbare manier. Het is belangrijk mee te geven dat de uiteindelijke kaarten gebaseerd zijn op een theoretische GISoefening op de schaal van heel Vlaanderen en niet alle verfijningen in de ruimte weergeven. De grenzen van de afgebakende inplantingszones hebben bijgevolg slechts een indicatieve waarde en brengen zeker geen juridische afdwingbaarheid op kadastraal niveau met zich mee. De kaart met inplanting van de windturbines is het gevolg van een optimalisatie procedure en heeft ook slechts een theoretische waarde. Bijkomend beschikken we binnen de GIS-oefening niet over alle factoren die bij concrete vergunningsaanvragen dienen afgetoetst te worden. Zo ontbreken er onder andere gegevens in verband met slagschaduw, geluidshinder en een gedetailleerde beschrijving van de mogelijke effecten op radarinstallaties. De studie geeft dus een eerder grof beeld: het is mogelijk dat zones die zijn aangeduid als potentiële inplantingszone bij een concrete vergunningsaanvraag niet in aanmerking komen voor de inplanting van windturbines, en andersom kunnen bepaalde gebieden buiten de potentiële inplantigszones wel in aanmerking komen. Tot slot werd voor de plaatsing van de windturbines in 2020 geen rekening gehouden met een terugkoppeling van de inplantingsregels op het ruimtegebruik. Met andere woorden, de inplanting van windturbines in de periode 2010 tot 2020 legt geen beperkingen op aan de uitbreiding van woongebied of andere landgebruiksveranderingen.

7

3.2

STAND VAN ZAKEN INZAKE ONSHORE WINDENERGIE IN VLAANDEREN

3.2.1 BESTAANDE BELEIDSPLANNEN 3.2.1.1 “WINDPLAN VLAANDEREN”

Het Windplan Vlaanderen is een beleidsondersteunende studie die werd uitgevoerd door de VUB en Organisatie voor Duurzame Energie (ODE) in het jaar 2000. Eén gedeelte van de studie was gericht op het maken van een inventarisatie van de beschikbare ruimte voor windenergie in Vlaanderen aan de hand van een ruimtelijke analyse van verschillende kaartbronnen (Tabel 2). Hierbij werd in eerste instantie rekening gehouden met de omzendbrief ‘Afwegingskader en randvoorwaarden voor de inplanting van windturbines’ (EME/2000.01). Als kaartbasis werd gekozen voor de gewestplannen. De verschillende bestemmingen van de gewestplannen werden onderverdeeld in vier verschillende klassen, elk met een eigen prioriteit voor de toepassing van windenergie: • Klasse 0: gebieden die niet in aanmerking komen voor de toepassing van windenergie (bv. woongebieden, natuurgebieden) • Klasse 1: gebieden die zeker in aanmerking komen voor de toepassing van windenergie, met hoogste prioriteit (bv. industriegebieden) • Klasse 2: gebieden die in aanmerking komen voor windenergie, maar waar toch eerder een beperking kan optreden (bv. agrarische gebieden, recreatiegebieden) • Klasse 3: gebieden waar de toepassing van windenergie kan, mits de toepassing afgewogen wordt tegen de andere belangrijke functies van het gebied (bv. landschappelijk waardevolle agrarische gebieden, gelegen langs een industriegebied of autosnelweg) Deze informatie werd aangevuld met de andere informatielagen, opgesomd in Tabel 2. Kaartbron Gewestplannen • Buffers (250m) rond industriegebieden • Buffers (250m) rond woongebieden • Buffers (250m) rond natuurgebieden Vogelrichtlijngebied (VRL) Habitatrichtlijngebied (HRL) • Buffers (500m) rond Natura2000 gebieden Beschermde monumenten en landschappen Luchtverkeersgebieden en gevaarzones met luchtactiviteiten Tabel 2 Kaartbronnen gebruikt in de studie “Een windplan voor Vlaanderen” uit 2000 Aangezien het originele windplan Vlaanderen sterk verouderd is en bovendien niet meer beschikbaar was als volwaardig GIS-bestand, werd het plan opnieuw opgebouwd, gebruik makend 8

van dezelfde kaartbronnen gebruikt in het originele windplan uit 2000. De gebruikte databronnen voor dit nieuwe Windplan waren de gewestplannen als basiskaart en de Natura2000, Beschermde monumenten en landschappen en VEN/IVON-gebieden als exclusiezones. Figuur 4 toont het resultaat voor Vlaanderen.

Figuur 4 Windplan Vlaanderen, geactualiseerd voor 2010 (op basis van Cabooter et al., 2000) 3.2.1.2 DE PROVINCIALE WINDPLANNEN

Naast het bestaande Windplan Vlaanderen uit 2000, hebben de provincies West-Vlaanderen (Figuur 7), Oost-Vlaanderen (Figuur 6) en Antwerpen (Figuur 5) ook provinciale windplannen uitgewerkt. De provincie Limburg werkt momenteel aan een provinciaal windplan, dat in de loop van 2011 zal verschijnen. De provinciale beleidsvisies wijken sterk af van elkaar en van het originele windplan Vlaanderen. Het windplan van de provincies Antwerpen en Oost-Vlaanderen vertrekt op basis van de omzendbrief ‘Afwegingskader en randvoorwaarden voor de inplanting van windturbines’ uit 2006 (EME/2006/01-RO/2006/02), die op het niveau van de provincie wordt vertaald en verfijnd. De belangrijkste criteria uit deze omzendbrief zijn: • Een clustering van windturbines (clusters vanaf 3 windturbines) • Een ruimtelijke concentratie van windturbines in stedelijke gebieden en in de kernen van het buitengebied • Een bundeling van windturbines met bedrijventerreinen, gemeenschapsvoorzieningen, … bij voorkeur binnen de economische poorten • Een ruimtelijke bundeling met lijninfrastructuur • Het vermijden van de inplanting van windturbines in de open ruimte Op basis van deze criteria wordt een gewenste ruimtelijke structuur voor de inplanting van windturbines uitgewerkt (zie bijvoorbeeld Figuur 6 (rechts)). Deze gewenste ruimtelijke structuur wordt in een tweede fase gebruikt om de potentiële inplantingszones af te bakenen op basis van een GIS-procedure. Hierbij worden positieve aanknopingspunten aangeduid, die de provincies zien 9

als mogelijke zoekzones voor windturbines, en negatieve aanknopingspunten, die worden uitgesloten voor windenergie. In tegenstelling tot het windplan Vlaanderen wordt de gewestplanbestemming niet in rekening gebracht bij het aanduiden van de positieve aanknopingspunten. Tabel 3 geeft de datasets weer die werden gebruikt bij het opstellen van het provinciale windplan voor Antwerpen. Tabel 4 toont de gebruikte datasets voor de provincie OostVlaanderen. Positieve aanknopingspunten

Negatieve aanknopingspunten

Stedelijke gebieden (Provincie / Dept. RWO (2008)) Habitatrichtlijngebieden (AGIV (2002)) Vogelrichtlijngebieden (AGIV (2005))

• Buffer (250m) rond stedelijke gebieden Bedrijventerreinen (Gewestplan (2002)/ GRUP / PRUP (tot 2009)) • Buffer (250m) rond bedrijventerreinen

RAMSAR-gebieden (AGIV (1993))

Lijninfrastructuur: Hoofdwegen, Primaire wegen, Hoofdwaterwegen, Kanalen (Multinet / VHA) • Buffer (250m) rond lijninfrastructuur

Erkende natuurreservaten (Natuurpunt (2005) en Afdeling Natuur (2003)) VEN-gebieden (Agentschap Natuur en Bos (2006)) Valleigebieden (Landschapscomposietkaart provincie Antwerpen (2008)) Beschermde monumenten en landschappen (Landschapsatlas (2006)) Ankerplaatsen (Landschapsatlas (2001)) Woongebieden en gelijkaardig (Gewestplan (2002))

Tabel 3 Datasets (en bronnen) gebruikt in het provinciaal windplan van de provincie Antwerpen Positieve aanknopingspunten

Negatieve aanknopingspunten

Stedelijke gebieden

Habitatrichtlijngebieden + buffer (250m)

• Buffer (5km) rond grootstedelijke en Vogelrichtlijngebieden + buffer (250m) regionaalstedelijke gebieden RAMSAR-gebieden + buffer (250m) • Buffer (2.5km) rond kleinstedelijke gebieden Bedrijventerreinen Erkende natuurreservaten VEN-gebieden + buffer (250m)

• Buffer (250m) rond bedrijventerreinen Specifieke economische knooppunten

Woongebieden en gelijkaardig Stiltegebieden

• Buffer (1.5km) rond specifieke economische knooppunten

10

Buffer rond lijninfrastructuur: Hoofdwegen (500m), Primaire wegen (500m), Secundaire wegen (250m), Hoofdspoorwegen (250m), Hoofdwaterwegen (500m), Secundaire waterwegen (250m), Bovengrondse hoogspanningslijnen (500m)

Beschermde monumenten en landschappen + buffer (500m)

Buffer (500m) rond bestaande windturbineparken

Ankerplaatsen

Tabel 4 Datasets gebruikt in het provinciaal windplan van de provincie Oost-Vlaanderen Figuur 5 en Figuur 6 (links) tonen het resultaat van deze GIS-oefening voor respectievelijk de provincie Antwerpen en de provincie Oost-Vlaanderen.

Figuur 5 Potentiële inplantingszones voor windturbines volgens het windplan van de provincie Antwerpen (Bron: Provincie Antwerpen, 2010)

11

Figuur 6 Potentiële inplantingszones voor windturbines (links) en gewenste ruimtelijke structuur voor de inplanting van windturbines (rechts) in de provincie Oost-Vlaanderen (Bron: Provincie OostVlaanderen, 2009) In de provincie West-Vlaanderen, ten slotte, wordt een zone pas aanvaard als positief aanknopingspunt wanneer er een bundeling plaatsvindt van ten minste 2 of meerdere grootschalige ruimtelijk structurerende elementen zoals bedrijventerreinen, haventerreinen, regionale lijninfrastructuur en stedelijke kernen. Op die manier is de zoekzone voor potentiële inplantingszones redelijk beperkt in vergelijking met die voor de provincies Antwerpen en OostVlaanderen (Figuur 7).

Figuur 7 Zoekzones voor windturbineparken volgens de provinciale ruimtelijke beleidsvisie ‘Ruimte voor windturbineparken in West-Vlaanderen’ (Bron: Provincie West-Vlaanderen, 2009)

12

3.2.2 CAPACITEIT EN LOCATIE VAN BESTAANDE PROJECTEN

Figuur 8 toont de locatie van de operationele windturbines en van de windturbines in aanbouw in Vlaanderen. Ook de reeds vergunde aanvragen en de positief en negatief geadviseerde aanvragen voor grootschalige windturbines zijn in kaart gebracht. Deze dataset kan gebruikt worden om na te gaan hoe het huidige geïnstalleerde vermogen aan windenergie verdeeld is over de verschillende ELIA onderstations. De dataset kan tevens als startpunt gebruikt worden voor de inplanting van nieuwe windturbines. Volgens deze bron zijn er momenteel (situatie op 9/1/2011) 158 windmolens operationeel in Vlaanderen en 26 in aanbouw. De operationele windturbines zijn goed voor een vermogen van 246.12 MW, terwijl een extra 57.7 MW in aanbouw is. 3.3

GEBRUIKTE METHODOLOGIE

De schatting van het potentieel voor onshore windenergie en de ruimtelijke inplanting hiervan gebeurt op basis van een bottom-up benadering waarbij het potentieel voor onshore windenergie in 2010 en 2020 geschat wordt aan de hand van de beschikbare ruimte voor de inplanting van windturbines in 2010 en 2020. Deze procedure verloopt in 2 stappen: in de eerste stap worden de potentiële inplantingslocaties afgebakend door middel van een GIS-overlay van verschillende ruimtelijke databronnen, gelijkaardig aan de methode die werd toegepast in de provincies Antwerpen en Oost-Vlaanderen (zie 3.2.1.2). Tijdens de tweede stap wordt er een GIS-procedure ontwikkeld om binnen deze potentiële locaties een zo groot mogelijk aantal windturbines, met een gemiddeld vermogen van 3 MW, in te planten. 3.3.1 AFBAKENING POTENTIËLE INPLANTINGSLOCATIES VOOR WINDTURBINES IN VLAANDEREN

De procedure voor de afbakening van potentiële inplantingslocaties voor windturbines is gelijkaardig aan deze die werd gebruikt voor het opstellen van de provinciale windplannen in Antwerpen en Oost-Vlaanderen. Hierbij wordt vertrokken vanuit een aantal positieve aanknopingspunten, die beschouwd worden als mogelijke zoekzones voor windturbines, waaruit een aantal negatieve aanknopingspunten worden uitgesloten. Zowel in de lijst met positieve als in de lijst met negatieve aanknopingspunten wordt informatie uit de landgebruikkaart van VITO (Van Esch et al., 2011) meegenomen. Deze kaart dient als basis voor het RuimteModel Vlaanderen en zal dus ook op een dynamische manier wijzigen tussen de zichtjaren 2010 en 2020. Op die manier kan de invloed van het gewijzigde landgebruik in Vlaanderen op de maximale potentiële inplantingsruimte voor windturbines ingeschat worden.

13

Figuur 8 Locatie windturbines in Vlaanderen (Bron: Vlaams Energieagentschap)

14

3.3.1.1 POSITIEVE AANKNOPINGSPUNTEN

De selectie van positieve aanknopingspunten is gebaseerd op het principe van de gedeconcentreerde bundeling uit het Ruimtelijk Structuurplan Vlaanderen (RSV). Hierbij wordt uitgegaan van een maximale bundeling van windturbines met andere infrastructuurelementen zoals wegen en spoorwegen en dit voornamelijk in een reeds sterk verstedelijkte omgeving. Tabel 5 geeft een overzicht van de datasets die werden gebruikt om de positieve aanknopingspunten in kaart te brengen. Bedrijventerreinen en hun onmiddellijke omgeving zijn uitermate geschikt voor de inplanting van windturbines, enerzijds omwille van hun impact op het landschap, maar anderzijds ook vanwege de directe ruimtelijke koppeling tussen productie en verbruik. In deze oefening worden niet alleen de bestaande bedrijventerreinen op het gewestplan en de goedgekeurde provinciale en gewestelijke RUP’s geselecteerd (bron: RuimteBoekhouding 2010), maar ook de feitelijk aanwezige industrieterreinen die zichtbaar zijn op de landgebruikskaart van het RuimteModel Vlaanderen. Op die manier kan ook rekening gehouden worden met het gewijzigde ruimtegebruik in 2020. Verder zijn ook de grootschalige lijninfrastructuren zeer belangrijk voor de inplanting van windturbines. Hierbij werden enkel die infrastructuurelementen geselecteerd die op zichzelf reeds een grote landschappelijke impact hebben: hoofd- en primaire autowegen, hoofdwaterwegen (bevaarbare waterlopen) en bovengrondse hoogspanningsleidingen. Tot slot kunnen de windturbines geclusterd worden in sterk verstedelijkte gebieden. Dataset

Kaartbron

Bedrijventerreinen > 5ha Ruimte-boekhouding 2010: Dept. RWO Buffer (250m) rond bedrijventerreinen Industriële bebouwing (2010-2020) Buffer (250m) rond industriële bebouwing

RuimteModel Vlaanderen

Buffer (250m) rond lijninfrastructuur: hoofdwegen, primaire wegen, hoofdwaterwegen kanalen

NAVSTREETS, Vlaamse Hydrografische Atlas (VHA), ELIA

Dichtheid van de versteende ruimte > 50% (2010-2020)

RuimteModel Vlaanderen

Tabel 5 Overzicht gebruikte datasets voor afbakening van positieve aanknopingspunten Bij de afbakening van de sterk verstedelijkte gebieden wordt uitgegaan van de versteningsdichtheid in Vlaanderen, welke een output van het RuimteModel Vlaanderen is. Hierbij wordt verondersteld dat windturbines enkel kunnen geplaatst worden in gebieden waarvan de dichtheid van de verstening minimaal 50% is. Deze dichtheid wordt berekend op het niveau van één enkele cel in het RuimteModel (1 ha) als het gemiddelde aandeel van versteende landgebruikcategorieën (i.e. Residentieel; Lichte industrie; Zware industrie; Afval & afvalwater; Mijnbouw; Energie; Groothandel en transport & verkeer; Detailhandel & horeca; Kantoren & administratie; Onderwijs, gezondheidszorg en overige diensten; Overig industrieel/commercieel; 15

Figuur 9 Dichtheid van de versteende ruimte (zoekstraal 1 km) Zeehaven; Residentieel Brussel; Industrie Brussel; Infrastructuur) binnen een cirkelvormig gebied met een straal van 1 km rondom deze cel. Op deze manier worden de stedelijke gebieden in 16

Vlaanderen afgebakend op basis van functionele en morfologische kenmerken (in plaats van een juridische afbakening zoals gebruikt in de afbakening van de stedelijke gebieden in het RSV) en op een dynamische en consistente basis aangezien het RuimteModel ook voor elk zichtjaar in de toekomst een aan het veranderde landgebruik aangepaste versteningsdichtheid berekent. Figuur 9 toont de dichtheid van de versteende ruimte in 2010 en 2020. Alle oranje en roodgetinte gebieden (Versteningsdichtheid van de omgeving is groter dan 50%) worden als positief aanknopingspunt opgenomen in de analyse. De verstening zal met de tijd evolueren en zal in de toekomst voorkomen in gebieden die op basis van de ruimtelijke dynamiek daarvoor het meeste in aanmerking komen. De onderkant van Figuur 9 toont de bijkomende gebieden met een versteningsdichtheid van groter dan 50% in rood. De figuur toont aan dat de versteningsdichtheid in 2020 vooral toeneemt in de nabijheid van reeds sterk verstedelijkte gebieden. Ook worden bepaalde bestaande clusters van verstedelijking aaneengesloten tot een ‘stedelijk netwerk’, zoals gebeurt in de regio rondom Bonheiden en Keerbergen. Tabel 6 toont de oppervlaktes van de positieve aanknopingszones in de zichtjaren 2010 en 2020. In 2020 is er een toename van meer dan 5%, die te wijten is aan de toename van de industriële bebouwing en van de versteningsdichtheid in de periode 2010-2020 volgens het RuimteModel. Positieve aanknopingszones

2010 444484.1 ha

2020 467344.8 ha

Verschil 2020-2010 22860.7 ha (5.1%)

Tabel 6 Oppervlakte positieve aanknopingszones in 2010 en 2020 3.3.1.2 NEGATIEVE AANKNOPINGSPUNTEN

Binnen deze positieve aanknopingspunten kunnen een aantal zones geëlimineerd worden omwille van hun natuurlijke of landschappelijke kwetsbaarheid of omwille van de nabijheid van luchthavens of woongebieden. Deze gebieden worden uitgesloten voor de inplanting van windturbines. Tabel 7 geeft een overzicht van de gebruikte datasets. De bijhorende kaarten zijn terug te vinden in Bijlage 1. Ook in de lijst met negatieve aanknopingspunten komen dus dynamische elementen uit het RuimteModel Vlaanderen voor. Bijgevolg zal er een verschil zijn in de uit te sluiten oppervlakte in 2010 en 2020. Zoals reeds vermeld neemt de residentiële bebouwing in Vlaanderen toe met ongeveer 6 ha per dag. Hierdoor zal het uit te sluiten gebied dus sterk toenemen in oppervlakte. Ook de Open ruimte gebieden zijn gebaseerd op de output van het RuimteModel Vlaanderen en zullen dus variëren tussen 2010 en 2020 (Figuur 10). Aangezien er in Vlaanderen geen concrete definitie van ‘open ruimte’ is die gehanteerd kan worden in studies zoals deze werd de indicator ‘Aaneengeslotenheid van de open ruimte’, welke een output van het RuimteModel Vlaanderen is, gebruikt om clusters van open ruimte af te bakenen. Open ruimte omvat de ruimte ingenomen door de verschillende vormen van landbouw en natuur. Open ruimteclusters worden hierbij gedefinieerd als aaneensluitende zones van open landgebruik, die niet zijn doorsneden door belangrijke infrastructuurelementen (i.e. autosnelwegen, expreswegen, hoofdwegen, regionale wegen, spoorwegen en bevaarbare waterlopen) of bebouwing (i.e. Residentieel; Lichte industrie; Zware industrie; Afval & afvalwater; Mijnbouw; Energie; Groothandel en transport & verkeer; Detailhandel & horeca; Kantoren & administratie; Onderwijs, gezondheidszorg en overige diensten; Overig industrieel/commercieel; Zeehaven; Residentieel Brussel; Industrie Brussel; Infrastructuur), met een oppervlakte van minimum 1000 ha. Ofschoon deze studie kiest om de grotere open ruimtes af te bakenen wil ze geen uitspraak doen over de relatieve kwaliteit van deze gebieden in 17

Vlaanderen noch hun specifieke rol in relatie tot, of ter compensatie van, de verstedelijkte ruimte. De bovenzijde van Figuur 10 toont aan dat er voornamelijk in de provincies West-Vlaanderen en Limburg nog grote aaneengesloten open ruimte gebieden (> 1000 ha) te vinden zijn. Door de toename van de bebouwde oppervlakte in Vlaanderen, zullen de open ruimte gebieden echter kleiner worden van omvang en dus minder vaak kunnen optreden als negatief aanknopingspunt in 2020. De onderzijde van Figuur 10 toont de open ruimte gebieden met een oppervlakte groter dan 1000 ha in 2010 (licht + donkergroen) en 2020 (lichtgroen). De donkergroene zones zullen dus in 2020 niet meer uitgesloten worden voor de inplanting voor windturbines terwijl ze dit in 2010 wel nog waren. Dataset Habitatrichtlijngebieden Vogelrichtlijngebieden Gebieden met natuurbeheer VEN-gebieden Risicogebieden voor overstromingen Beschermde monumenten en landschappen Ankerplaatsen Woongebieden en gelijkaardig Buffer rond woongebieden Residentiële bebouwing (2010-2020) Buffer rond residentiële bebouwing Gebouwen Buffer rond gebouwen Buffer rond hoogspanningslijnen Buffer rond wegen Wateroppervlakken Buffer rond Seveso-installaties Luchthavens CTR zones Gevarenzones defensie Buffer rond operationele windturbines Buffer rond windturbines in aanbouw Radarzones (VOR/NDB) Buffer rondom militaire radars Buffer rond gasleidingen Open ruimte gebieden

Kaartbron INBO INBO INBO AGIV (ANB) AGIV (VMM/WATLAB)

Bufferafstand

Landschapsatlas: RWO Landschapsatlas: RWO Ruimteboekhouding: Dept. RWO RuimteModel Vlaanderen CADMAP (2010) ELIA NAVSTREETS RuimteModel Vlaanderen Dept. LNE / CADMAP (2010) CORINE Land Cover 2006 (EEA) Belgocontrol, Defensie Defensie

300m 300m 50m 150m 150m 200m

500m

VEA

500m

Belgocontrol Defensie Fluxys, FETRAPI RuimteModel Vlaanderen

15km 150m

Tabel 7 Overzicht gebruikte datasets en bufferafstanden voor afbakening van negatieve aanknopingspunten

18

Figuur 10 Aaneengeslotenheid van de open ruimte 3.3.2 INPLANTING VAN WINDTURBINES BINNEN DE POTENTIËLE INPLANTINGSLOCATIES

Er werd een GIS-procedure uitgewerkt om het aantal windmolens dat binnen de berekende maximaal beschikbare ruimte geplaatst kan worden, te berekenen en op kaart te zetten. In deze studie wordt er in de eerste plaats verondersteld dat de windmolens (met een gemiddeld vermogen van 3 MW) kunnen ingeplant worden met een minimale tussenafstand van 500m. Dit is 19

de gemiddelde tussenafstand tussen windturbines die ook werd gebruikt in de studie die ICEDD (Institut de Conseil et d’Etudes en Developpement Durable) in opdracht van ELIA uitvoerde om het potentieel voor windenergie in Wallonië in kaart te brengen. De GIS-procedure bestaat uit 5 stappen: 1. In een eerste stap worden alle in 3.3.1 afgebakende potentiële inplantingszones (polygonen) gescreend op hun omvang. Op die manier worden alle polygonen die een te kleine afmeting hebben om een windturbine in te kunnen plaatsen, verwijderd uit de dataset met potentiële inplantingszones. Het minimumcriterium dat hierbij gehanteerd wordt, is dat er minimaal een cirkel met diameter van 10m binnen de polygonen moet passen. 2. Vervolgens wordt voor elke overblijvende polygoon een bounding box (bb) gedefinieerd. Deze bounding box is de kleinst mogelijke rechthoek die de hele polygoon omsluit (zie Figuur 11).

Figuur 11 Bounding boxes voor 2 potentiële inplantingszones 3. Het aantal windturbines per polygoon (Topp) wordt vervolgens berekend met de volgende formule:

waarbij Opppolygoon de oppervlakte van de polygoon is, Oppbb de oppervlakte van de bounding box, int staat voor de operator ‘integer’, bbb de breedte van de bounding box, lbb de lengte van de bounding box en d de minimale tussenafstand tussen twee windturbines (i.e. 500m). 20

4. Het berekende aantal windturbines per polygoon wordt ingeplant m.b.v. de Random Point Generation tool van de Hawth’s Analysis Tools in ArcGis. Hierbij wordt het in stap 3 berekende aantal punten per polygoon op willekeurige locaties binnen de polygoon geplaatst, rekening houdend met de opgelegde minimumafstand (500m) tussen alle punten (zie Figuur 12). 5. Tot slot worden alleenstaande windturbines, die niet voorkomen in een cluster van ten minste 3 windturbines, verwijderd uit de lijst. Verschillende windturbines worden tot één cluster gerekend indien ze in nabijgelegen polygonen liggen. Hierbij worden de verschillende polygonen als nabijgelegen polygonen beschouwd indien de tussenliggende afstand kleiner is dan 1km. Op die manier wordt voldaan aan het clusteringsprincipe uit de omzendbrief EME/2006/01-RP/2006/02 die stelt dat er vanaf 3 windturbines wordt gesproken van een cluster.

Figuur 12 Willekeurige inplanting van punten binnen de potentiële inplantingslocaties 3.4

RESULTATEN

3.4.1 BEREKENINGEN VOLGENS HET PRO SCENARIO UIT DE PROGNOSESTUDIE VOOR HE EN WKK 2020

De prognosestudie voor HE en WKK van 2009 (Briffaerts et al., 2009) baseert zich voor het potentieel aan onshore windenergie volledig op het originele ‘Windplan Vlaanderen’ uit 2000. Verdere aannames uit de prognosestudie zijn: • Vanaf 2012 verbetert de efficiëntie van de turbines met 5% • Investeringskosten na investeringssteun: (€/kW) 2008 2010 2015 2020 Wind onshore 912 730 547 547 • Levensduur: 20 jaar Tabel 8 en Figuur 13 tonen het resultaat van deze aannames volgens het PRO-scenario uit de prognosestudie. 21

Windenergie onshore [GWh] Windenergie onshore [MWe]

2008

2010

2012

2014

2015

2016

2018

2020

334

521

802

1082

1223

1359

1632

1905

305

683

1063

Tabel 8 Groene elektriciteitsproductie en vermogen van onshore windenergie in het PRO-scenario Als er wordt uitgegaan van een gemiddeld vermogen van 2,5 MWe per windturbine, betekent dit dat in 2020 zo’n 425 turbines operationeel zullen zijn in Vlaanderen. Zoals aangegeven kan het potentiële vermogen (markttechnisch potentieel) voor 2020 worden afgetoetst met de inschattingen van de maximaal beschikbare inplantingsruimte (technisch potentieel). De in de prognosestudie berekende vermogens zijn bijgevolg niet als uitgangspunt gebruikt worden voor de plaatsing in de ruimte. 14000

12000 Windenergie offshore Windenergie onshore Biomassacentrales

10000

Coverbranding biomassa Afvalverbranding (organische fractie) Groene Wkk ORC

8000

GWh

Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk motoren Zon Waterkracht 20% van bruto finaal elektr verbruik 13% van bruto finaal elektr verbruik

6000

6% van bruto finaal elektr verbruik Doelstelling (Vlaamse certificaten) Doelstelling (EU en regeerakkoord)

4000

2000

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

0

Figuur 13 Totale groene elektriciteit in het PRO-scenario (Briffaerts et al., 2009) 3.4.2 TECHNISCH MAXIMUM POTENTIEEL VOOR WINDENERGIE IN VLAANDEREN IN 2010 EN 2020

Figuur 14 toont de potentiële inplantingslocaties in Vlaanderen en ingezoomd in de regio rondom Antwerpen in 2010 en 2020. De totale oppervlakte van de potentiële inplantingszones in Vlaanderen zijn terug te vinden in Tabel 9. Hieruit kan worden geconcludeerd dat de totale potentiële oppervlakte voor het inplanten van windturbines terugvalt tussen 2010 en 2020, ondanks de toename van de positieve zone (Tabel 6). Dit is voornamelijk te wijten aan de sterke toename van de residentiële bebouwing tussen 2010 en 2020.

22

Er dient echter nogmaals benadrukt te worden dat aangezien de zones op macroschaal werden afgebakend, ze geen juridische afdwingbaarheid kunnen meebrengen. Er kan worden verwacht dat bij verder onderzoek, in het kader van een concrete vergunningsaanvraag, een gedeelte van de potentiële inplantingslocaties ongeschikt zal blijken te zijn. Analoog zullen vergunningsaanvragen die zich buiten deze potentiële inplantingslocaties bevinden niet vanzelfsprekend worden afgekeurd. Bovendien dient gesteld dat de dynamiek van het landgebruik niet beïnvloed wordt door windturbines die in de loop van de tijd worden gebouwd. In de werkelijkheid zullen bestaande windmolens wel degelijk een invloed uitoefenen op de functionele invulling van de ruimte en de dynamiek in het algemeen. 2010 76.8 km² (0.57%)

2020 59.4 km² (0.44%)

Tabel 9 Totale oppervlakte van de potentiële inplantingszones voor windturbines (in km² en in % van het totale grondgebied van Vlaanderen) Tabel 10 geeft het totaal aantal windturbines aan dat binnen deze zones kan worden ingeplant volgens de gehanteerde GIS-procedure, de bijhorende kaarten voor 2010 en 2020 zijn te vinden in Figuur 15 en Figuur 16. Tabel 11 geeft het overeenkomstige potentieel weer voor heel Vlaanderen indien er wordt verondersteld dat alle nieuw geplaatste windturbines een vermogen van 3 MW zullen hebben. Er is in deze tabellen een duidelijke afname te zien van het totale technische potentieel tussen 2010 en 2020 van 3747 MW naar 3303 MW. 2010 1249

2020 1101

Tabel 10 Potentieel aantal windturbines binnen de potentiële inplantingszones 2010 3747MW

2020 3303MW

Tabel 11 Technisch potentieel aan windenergie in MW Een relatief groot deel van dit potentiële vermogen is terug te vinden in de havens van Antwerpen, Gent en Zeebrugge (Tabel 12). Haven Antwerpen rechteroever Antwerpen linkeroever Gent Zeebrugge

Potentieel aantal windturbines in 2020 91 58 59 59

Tabel 12 Potentieel aantal windturbines in 2020 rondom de haventerreinen

23

24

Figuur 14 Potentiële inplantingslocaties voor windturbines in Vlaanderen en rondom Antwerpen in 2010 en 2020

Figuur 15 Inplanting van windturbines in de potentiële inplantingszones van 2010

Figuur 16 Inplanting van windturbines in de potentiële inplantingszones van 2020

3.4.3 LIGGING VAN BESTAAND WINDTURBINES BINNEN DE POSITIEVE EN NEGATIEVE AANKNOPINGSPUNTEN

Momenteel zijn er 158 operationele windturbines in Vlaanderen (Figuur 8). Wanneer de ligging van deze operationele windturbines vergeleken wordt met de potentiële inplantingslocaties ligt het grootste deel binnen een negatief aanknopingspunt: 120 van de 158 operationele windturbines ligt binnen ten minste één negatieve zone. Hiervan ligt het grootste deel in de bufferzone van 300m rondom de residentiële bebouwing uit het RuimteModel Vlaanderen (39% of 61 van de 158 windturbines). Verder liggen 41 windturbines (26%) op een afstand van minder dan 150m van een pijpleiding en 22 windturbines (14%) op een afstand van minder dan 150m van een weg. Dit maakt duidelijk dat de gevolgde methodologie meer beperkingen oplegt aan het inplanten van windturbines dan in het verleden vaak het geval was. Dit kan te wijten zijn aan het feit dat er momenteel strengere restricties gelden dan op het tijdstip dat de bestaande windturbines werden geplaatst, maar ook aan het feit dat niet alle gebruikte bufferafstanden in deze studie strikt worden toegepast in realiteit. Tot slot kan worden opgemerkt dat 16 windturbines (10%) gelegen zijn in een wateroppervlak uit het RuimteModel, terwijl ze in werkelijkheid op het vaste land staan. Dit is een gevolg van de gebruikte GIS-procedure, waarbij kaartlagen van wisselende kwaliteit, wisselende ruimtelijke resolutie en verschillende begrenzingen op elkaar worden gelegd.

Figuur 17 Ligging van de operationele windturbines binnen de negatieve aanknopingspunten

29

3.4.4 TOEKENNING VAN HET BEREKENDE POTENTIEEL AAN ELIA ONDERSTATIONS

Tot slot zal het totale vermogen van iedere geplaatste windturbine in 2020 worden toegewezen aan ieder dichtst bijgelegen onderstation van ELIA. Dit wordt berekend aan de hand van Thiessen polygonen (zie Hoofdstuk 2, Figuur 3). Voor de operationele windturbines is het resultaat te zien in Figuur 18. De niet gekleurde polygonen bevatten momenteel geen enkele operationele windturbine. Het bijhorende onderstation ontvangt overeenkomstig dus geen vermogen afkomstig van windturbines. Het technisch potentieel voor 2020 is te zien in Figuur 20. Het aantal onderstations waarop ten minste 1 windturbine is aangesloten, stijgt (potentieel) zeer sterk doordat de potentiële inplantingszones verspreid in Vlaanderen terug te vinden zijn. Toch blijven er een aantal onderstations waarop geen enkele windturbine zal aangesloten worden in de toekomst. Deze onderstations liggen voornamelijk in open ruimte-gebieden en in de nabijheid van luchthavens.

Figuur 18 Huidig vermogen aan windenergie per onderstation

30

Figuur 19 Technisch potentieel aan windturbines in 2010

Figuur 20 Technisch potentieel aan windturbines in 2020

31

32

33

HOOFDSTUK 4

4.1

WERKPAKKET FOTOVOLTAÏSCHE PANELEN

INLEIDING

De prognosestudie “HE en WKK voor 2020” geeft voor Vlaanderen het resultaat in het PRO scenario weer. VITO is hierbij uitgegaan van een markttechnisch potentieel voor de plaatsing van PV panelen. In theorie kunnen op bijna elk dak PV panelen geïnstalleerd worden. Gelet op de groei van PV de afgelopen jaren, maar ook op de dalende certificaatwaarden, werd een realistische inschatting gemaakt voor 2020. Doel van deze deeltaak “fotovoltaïsche panelen” is de geografische spreiding van de resultaten van het PRO scenario. Aangezien er meer dakoppervlakte beschikbaar is in Vlaanderen dan zal worden ingenomen door het ingeschatte potentieel, zullen we met een top-down analyse van het RuimteModel Vlaanderen niet op een tekort aan vrije ruimte botsen. 4.1

OVERZICHT HUIDIGE TOESTAND INZAKE PV PANELEN

4.1.1 HUIDIGE CAPACITEIT EN LOCATIE VAN PV PANELEN

Aan de hand van gegevens van de VREG kan de huidige locatie en capaciteit van PV panelen in kaart gebracht worden. De gegevens van de VREG bevatten: • • •

Lijsten met de locatie (adres) van PV panelen (>= 10 kW) Lijsten met het totale aantal productie-installaties (<10 kW en >=10 kW) en het geïnstalleerde vermogen per gemeente Lijsten met het geïnstalleerde vermogen per netgebied

Via een koppeling met de CRAB databank, die de link tussen adressen en coördinaten beschrijft, kunnen de adressen gekoppeld worden aan kadastrale percelen en kunnen de PV panelen met een vermogen > 10 kW dus in kaart gebracht worden (Figuur 21). In Figuur 21 is het geïnstalleerde vermogen op iedere adreslocatie aangeduid. De kaart toont aan dat de huidige geïnstalleerde PV panelen (> 10 kW) een zeer grote verspreiding over Vlaanderen kennen. Het totale vermogen van de grote PV installaties (>= 10 kW) in Vlaanderen bedraagt zo’n 285 MW (eind 2010). Het grootste aandeel van dit vermogen is te vinden in de landgebruikcategorie Industrieel/Commercieel van de VITO landgebruikskaart (Figuur 22). Binnen deze categorie komen de PV panelen voornamelijk voor in de zeehavens en de landgebruikcategorieën ‘Groothandel en transport’ en ‘Lichte industrie’. Binnen de residentiële gebieden is zo’n 10% van het totale vermogen van de grote PV installaties terug te vinden. Door de relatief ruwe resolutie van de landgebruikskaart (100 x 100 meter) en doordat de CRAB-databank omwille van ontbrekende informatie het adres niet altijd op de correcte manier kan koppelen aan een perceel, een gedeelte van het vermogen van grote PV panelen ook terug te vinden is binnen landgebruikcategorieën waar deze normaliter niet te verwachten zijn zoals open ruimtegebieden en water.

34

Figuur 21 Locatie van de PV panelen in Vlaanderen met een vermogen > 10 kW

Figuur 22 Verdeling van het vermogen van de PV panelen met een vermogen >= 10kW over de landgebruikcategorieën van het RuimteModel Verder kan ook het totale geïnstalleerde vermogen per gemeente in kaart gebracht worden (Figuur 23). Naast de 285 MW aan PV-installaties >= 10 kW, bedroeg het geïnstalleerde vermogen van installaties < 10 kW eind 2010 zo’n 391 MW, samen dus 670 MW. Vooral in de gemeentes Antwerpen, Beveren, Gent en Genk is het totale geïnstalleerde vermogen groot. Deze gemeenten bevatten een zeer groot aantal industriële gebouwen in hun havens (Gent, Antwerpen, Beveren) en industrieterreinen (Genk) waarop grote PV installaties zijn geplaatst. Dit detailniveau is echter niet 35

voldoende om het geïnstalleerde vermogen aan de ELIA- en later de DNB-onderstations toe te wijzen. Daarom wordt in de volgende paragraaf beschreven hoe we dit vermogen van het gemeenteniveau verder detailleren.

Figuur 23 Huidige vermogen aan PV panelen (<10 kW en >= 10 kW) per gemeente 4.2

METHODOLOGIE

4.2.1 INPLANTING VAN HET TOTALE POTENTIEEL D.M.V. DASYMETRISCHE KARTERING

Zowel het huidige geïnstalleerde vermogen van de kleine PV installaties (< 10 kW) als het geschatte vermogen voor het zichtjaar 2020 zal worden toegekend aan de cellen uit het RuimteModel Vlaanderen door middel van een dasymetrische kartering. Dasymetrische kartering is een techniek die toelaat om gegevens die beschikbaar zijn voor grotere (administratieve) eenheden te verdelen naar kleinere, homogenere geografische eenheden op basis van een extra ruimtelijke variabele. Deze extra ruimtelijke variabele, hier de landgebruikskaart uit het RuimteModel Vlaanderen, bevat informatie die nodig is om tot een meer accurate geografische verdeling van de PV panelen te komen. Op de meest eenvoudige wijze kan het totale vermogen per gemeente (huidige vermogen) en het totale vermogen in Vlaanderen (geschatte vermogen in 2020) homogeen verdeeld worden over alle verstedelijkte landgebruikcategorieën die voorkomen binnen de gemeente/binnen Vlaanderen. Op die manier bekomt met in plaats van een kaart met een uniforme dichtheid van het vermogen over het hele grondgebied van de administratieve eenheid (zoals in een typische chloropletenkaart, zie Figuur 23) een spreiding over de meest relevante locaties (bebouwde ruimtes) waar PV panelen in realiteit voorkomen. In deze studie wordt nog een stap verder gegaan en wordt er ook rekening gehouden met het gemiddelde dakoppervlak per type landgebruik en voor verschillende graden van verstening. Er blijkt immers dat de gemiddelde ‘vloeroppervlakte’ (en dus ook het gemiddelde dakoppervlak) niet gelijk is voor alle verstedelijkte landgebruikcategorieën uit het RuimteModel Vlaanderen. Hiervoor werd de VITO landgebruikskaart van het RuimteModel met een resolutie van 100 x 100 m, 36

vergeleken met gebouwenlaag van CADMAP, het vectorieel kadastraal percelenplan van de Federale Overheidsdienst Financiën. Na vergelijking van beide kaarten kan voor iedere landgebruikcategorie uit het RuimteModel het aandeel gebouwen binnen deze categorie (‘vloeroppervlakte’) berekend worden. Tabel 13 toont de resultaten van deze vergelijking. Uit Tabel 13 blijkt dat de categorieën ‘Lichte-‘ en ‘Zware industrie’ over het algemeen een groter aandeel gebouwen bevatten dan de andere categorieën. De categorie ‘Residentiële bebouwing‘ bevat bijvoorbeeld naast gebouwen een zeer groot aandeel tuinen en oprijlanen. Verstedelijkte landgebruikcategorieën RuimteModel

Aandeel gebouwen (%)

Residentiële bebouwing

13.4

Lichte industrie

26.5

Zware industrie

24.5

Afval en afvalwater, waterwinning en waterdistributie Mijnbouw

14.9

Energie

11.4

Groothandel en transport & verkeer

22.1

Detailhandel en horeca

19.9

Kantoren en administratie

19.9

Onderwijs, gezondheidszorg en overige diensten

18.2

Overige industrie

11.6

Zeehavens

15.6

2.8

Tabel 13 Aandeel gebouwen voor de verstedelijkte landgebruikcategorieën uit het RuimteModel (gemiddelde voor heel Vlaanderen) Verder blijkt ook nog dat de gemiddelde vloeroppervlakte varieert naarmate de verstedelijkte landgebruikcategorieën zich bevinden in een meer of minder verstedelijkte omgeving. Hiervoor werd de indicatorkaart ‘Dichtheid van de verstedelijkte ruimte (zoekstraal 1 km)’ gebruikt, welke een output is uit het RuimteModel Vlaanderen (Figuur 9, p.3). Deze dichtheid wordt berekend op het niveau van één enkele cel in het RuimteModel Vlaanderen als het gemiddelde aandeel van versteende landgebruikcategorieën binnen een cirkelvormig gebied met een straal van 1 km rondom deze cel. Deze indicator werd ook al toegepast op potentiële inplantingslocaties voor windturbines af te bakenen (alternatief 2 in Hoofdstuk 3). Figuur 24 toont dat voor de categorie Residentiële bebouwing het aandeel gebouwen per cel van het RuimteModel kan toenemen van minder dan 10% tot meer dan 35% in de meest verstedelijkte omgeving (gemiddeld 13.4%). In de categorie Detailhandel loopt het aandeel gebouwen op tot ongeveer 50% (gemiddeld 19.9%). Ook in de categorie Zware industrie is er een toename van het aandeel gebouwen per cel naarmate de verstening dichter wordt. Ook voor de rest van de categorieën in Tabel 13 werd eenzelfde analyse uitgevoerd.

37

Figuur 24 Variatie van het aandeel gebouwen in functie van de dichtheid van de versteende ruimte Op die manier kan voor iedere verstedelijkte cel uit het RuimteModel de ‘vloeroppervlakte’ berekend worden op een dynamische manier in functie van het type landgebruik en de dichtheid van de verstening. De dasymetrische kartering zal dus inhouden dat het totale vermogen per gemeente/voor heel Vlaanderen op een homogene manier zal verdeeld worden over het totale berekende dakoppervlak in die gemeente/in Vlaanderen: per m² dakoppervlak zal dus eenzelfde deel van het totale vermogen geplaatst worden. Hierbij wordt het dakoppervlak van iedere cel op de landgebruikskaart bepaald op basis van het landgebruik in die cel en de versteningsdichtheid ervan. Cellen die gelegen zijn in een sterk verstedelijkte omgeving zullen bijgevolg een groter aandeel van het totale vermogen krijgen dan cellen die in een minder verstedelijkt landschap gelegen zijn. 4.3

RESULTATEN

4.3.1 VERDELING VAN HET HUIDIGE GEÏNSTALLEERDE POTENTIEEL (< 10 KW) IN DE RUIMTE

Figuur 25 toont het resultaat van de dasymetrische kartering van het huidige vermogen aan kleine PV installaties. Deze kaart geeft een ander beeld dan Figuur 23 die het resultaat op gemeentelijk niveau weergeeft. In de gemeente Antwerpen, bijvoorbeeld, is het vermogen per cel van het RuimteModel relatief laag (zoals blijkt uit Figuur 25), terwijl het totale vermogen in de gemeente relatief hoog is (zoals blijkt uit Figuur 23) . Anderzijds is het vermogen in bepaalde stadscentra (zoals bv. in Blankenberge) relatief hoog, terwijl het totale vermogen, gesommeerd over de hele gemeente, relatief laag is.

38

Figuur 25 Potentieel aan PV (< 10kW) per cel van het RuimteModel Vlaanderen De resultaten uit Figuur 25 worden samen met de resultaten uit Figuur 21 opgeteld om zo het huidige vermogen aan PV te berekenen per ELIA onderstation (zie 4.3.4). 4.3.2 BEREKENING VOLGENS HET BIJGESTELDE PRO SCENARIO UIT DE “ENERGIE- EN BROEIKASGASPROGNOSES 2011”

De prognosestudie voor hernieuwbare energie en WKK werd in oktober 2009 afgerond. In het PRO scenario voor PV panelen werd aangenomen dat de markt van PV jaarlijks met 5% groeit. Deze groei is dus niet toegepast op het totale reeds geïnstalleerde vermogen in Vlaanderen, maar wel op het vermogen dat jaarlijks bijkomend geïnstalleerd wordt. De initiële toename van het vermogen werd vastgelegd op 67 MWe (bijkomend in 2010 ten opzichte van 2009). De berekeningen komen bijgevolg uit op 1072 MWe in 2020. Op basis van de statistieken die de VREG bijhoudt weten we intussen dat het totaal geïnstalleerde vermogen eind 2010 reeds 670 MWe bedroeg. We besluiten hieruit dat de prognoses bijgesteld moeten worden. Aannemen dat de groei van PV even sterk zal blijven aanhouden als de afgelopen 2-3 jaren achten we niet realistisch gezien de aangepaste certificatenregeling. Deze aangepaste regelgeving heeft er immers voor gezorgd dat veel particulieren en bedrijven versneld in PV hebben geïnvesteerd om nog te kunnen genieten van gegarandeerde hogere certificaatwaarden. In het kader van de “Energie- en broeikasgasprognoses” die VITO in april 2011 heeft afgerond in opdracht van LNE 1 werden de prognoses voor PV bijgesteld. Dit is een aanpassing aan de potentieelstudie voor HEB en WKK, maar werd gecommuniceerd met en goedgekeurd door VEA. Deze bijstelling werd intussen ook gebruikt in het kader van de ‘Evaluatie steunmechanismen’ waarvoor VEA door studiewerk (verricht door VITO en 3E) en overleg met stakeholders en betrokken sectoren de steunmechanismen voor WKK en groene stroom grondig heeft geëvalueerd. Zie hiervoor de VITO-studie “Doorrekeningen ter ondersteuning van de evaluatie van het GSC en WKC systeem” van juli 2011 (Meynaerts et al., 2011) 2. Ook hier werd een BAU en een PRO scenario

1 2

in het kader van het ‘Reporting and Greenhouse gas Monitoring Mechanism’ van de EU http://www.energiesparen.be/evaluatie_steunmechanismen

39

opgesteld. We gaan uit van het PRO scenario als representatief voor het markttechnisch potentieel dat tegen 2020 zou kunnen gerealiseerd worden, dat overeenkomt met 1700 MW. Voor de jaren 2008 en 2010 in onderstaande tabel gaan we uit van de gerapporteerde cijfers (VREG). De 670 MWe die eind 2010 geïnstalleerd stond, is grotendeels en geleidelijk in 2010 geplaatst en een gedeelte van deze capaciteit heeft bijgevolg nog geen volledig jaar elektriciteit geproduceerd. Vandaar dat het aantal draaiuren voor 2010 anders is dan de draaiuren die we voor de modellering aannemen. Voor modellering gaan we uit van 850 draaiuren/jaar, in 2010 was dit voor de totaal geïnstalleerde 670 MWe gemiddeld 657 draaiuren. Zon [GWh] Zon [MWe]

2008 34 40

2010 440 670

2012

2014

1170

1470

2015 1377 1620

2016

2018

1770

2070

2020 2015 2370

Tabel 14 Groene elektriciteitsproductie en vermogens in het PRO-scenario [Energie- en broeikasgasprognoses 2011]

Geïnstalleerd vermogen tem 2010

BAU

PRO

2014

2016

2,500

Vermogen [MWe]

2,000

1,500

1,000

500

0 2004

2006

2008

2010

2012

2018

2020

Jaar

Figuur 26 Evolutie van het totale vermogen aan PV panelen volgens het BAU en PRO scenario 4.3.3 GEOGRAFISCHE UITSPLITSING VAN HET GESCHATTE POTENTIEEL IN 2020

Volgens Tabel 14 en Figuur 26 is er een bijkomend potentieel van 1700 MW aan PV installaties tussen 2010 en 2020. Dit bijkomend vermogen kan opnieuw geografisch uitgesplitst worden over alle verstedelijkte landgebruikcategorieën van het RuimteModel Vlaanderen (zichtjaar 2020) door middel van een dasymetrische kartering op basis van het landgebruik en de versteningsdichtheid in 2020. Figuur 27 geeft het resultaat van deze dasymetrische kartering. Om het bijkomende vermogen per m² dakoppervlakte in Vlaanderen te berekenen, wordt de totale ‘vloeroppervlakte’ 40

van de verstedelijkte cellen uit het RuimteModel omgezet naar het beschikbare ‘dakoppervlak’. Hier gelden o.a. de dakconstructie, schaduweffecten en de oriëntatie t.o.v. de zon als beperkingen. De International Energy Agency (IEA) gebruikt als vuistregel dat 40% van de totale vloeroppervlakte geschikt is voor het plaatsen van PV panelen (IEA, 2002). Het IEA berekent dit aandeel op basis van een representatieve wereldwijde steekproef. Rekening houdend met het bijkomende potentieel van 1700 MW en de totale dakoppervlakte in Vlaanderen zal er dus in 2020 een bijkomend vermogen van gemiddeld 6.8 W/m² dakoppervlak geplaatst worden. Zoals beschreven in paragraaf 4.2.1 zal dit leiden tot een relatief hoog totaal vermogen in die cellen van het RuimteModel die een hoge versteningsdichtheid en dus een groot dakoppervlak vertonen (i.e. in de stadscentra en andere dichtbebouwde gebieden).

Figuur 27 Bijkomend potentieel aan PV in 2020 per cel van het RuimteModel Vlaanderen 4.3.4 TOEKENNING VAN HET TOTALE VERMOGEN AAN ELIA ONDERSTATIONS

Identiek als bij het totale vermogen aan windenergie onshore, zal het totale vermogen aan PV panelen in 2010 en 2020 worden toegewezen aan ieder dichtst bijgelegen onderstation van ELIA aan de hand van Thiessen polygonen (Figuur 28). Voor de huidige grote installaties (>= 10 kW) zal het totale vermogen van de installatie worden toegewezen aan de Thiessen polygoon waarbinnen hun adreslocatie gelegen is. Voor de kleinere installaties en het potentieel in 2020 zal iedere Thiessen polygoon de som zijn van het totale vermogen van de cellen van het RuimteModel die binnen iedere Thiessen polygoon gelegen zijn. Praktisch ieder onderstation ontvangt reeds een bepaald PV vermogen. Volgens de prognoses en de geografische uitsplitsing hiervan zal dit echter drastisch toenemen in de toekomst.

41

Figuur 28 Huidig vermogen (in MW) aan PV installaties gesommeerd per Thiessen polygoon

Figuur 29 Bijkomend potentieel (in MW) aan PV installaties in 2020 gesommeerd per Thiessen polygoon

42

43

44

HOOFDSTUK 5

5.1

WERKPAKKET WARMTEKRACHTKOPPELING (WKK)

INLEIDING

De prognosestudie “HE en WKK voor 2020” geeft voor de verschillende sectoren het resultaat in het PRO scenario weer. Verder onderscheid wordt gemaakt naar: • • • •

WKK turbines fossiel of hernieuwbaar WKK motoren fossiel of hernieuwbaar Stoomturbines Niet-kwaliteitsvolle WKK

Het potentieel aan micro-WKK werd door VITO ingeschat als verwaarloosbaar tegen 2020 en werd daarom niet weerhouden in de prognosestudie. In deze studie wordt dan ook geen aandacht besteedt aan micro-WKK. VITO is uitgegaan van een technisch potentieel voor de plaatsing van WKK in de verschillende sectoren, gebaseerd op de warmtevraag en aantal draaiuren van de sectoren. Vertrekkende van dit technisch potentieel werd een markttechnisch potentieel ingeschat voor 2020. Doel van deze deeltaak is het geografisch uitspreiden van de resultaten van het PRO scenario. Voor het PRO scenario is een potentieel ingeschat van fossiele WKK’s en groene WKK’s. Bij de installatie van groene WKK’s spelen een heel aantal interne en externe parameters een rol: beschikbaarheid van biomassa op het terrein, logistiek voor biomassa, ligging, … Aangezien deze parameters geen onderwerp van voorliggende offerte zijn, zullen we voor de geografische lokalisering geen onderscheid maken tussen fossiele en groene WKK’s. VITO is recent gestart met een onderzoeksproject rond “energie conversie parken – verwerking van lokale biomassastromen”, waar onder andere in detail gekeken wordt naar een optimale inplanting, bereikbaarheid van dergelijke parken. Aan de hand van deze studie zal in de toekomst wel een onderscheid gemaakt kunnen worden tussen fossiele en groene WKK’s. 5.2

OVERZICHT HUIDIGE TOESTAND INZAKE WKK’S

5.2.1 HUIDIGE CAPACITEIT EN LOCATIE VAN WKK’S

Aan de hand van de lijst van de VREG met warmtekrachtinstallaties waaraan warmtekrachtcertificaten worden toegekend, kan de huidige locatie en capaciteit van WKK installaties in kaart gebracht worden. De gegevens van de VREG bevatten: • • •

Lijsten met de locatie (adres) van warmtekrachtinstallaties, de gebruikte technologie (stoomturbines, gasturbines, verbrandingsmotoren, steg), het elektrische vermogen en de naam van de producent Lijsten met het totale aantal productie-installaties en het geïnstalleerde vermogen per technologie en per gemeente Lijsten met het geïnstalleerde vermogen per technologie en per netgebied 45

Via een koppeling met de CRAB databank, die de link tussen adressen en coördinaten beschrijft, kunnen de adressen gekoppeld worden aan kadastrale percelen en kunnen de gecertificeerde warmtekrachtinstallaties dus in kaart gebracht worden (Figuur 30). Deze lijst werd verder aangevuld met informatie over de bestaande decentrale productie op de werkingsgebieden van Eandis, Infrax en ELIA. Op die manier werd ook een gedeelte van de niet-gecertificeerde WKK installaties in kaart gebracht. Figuur 30 toont het geïnstalleerde vermogen van WKK’s op iedere adreslocatie. De kaart toont aan dat installaties met een groot vermogen voornamelijk in de industriegebieden en havens te vinden zijn. De tuinbouwgebieden rondom Sint-Katelijne-Waver en Hoogstraten vertonen daarentegen een zeer dichte concentratie van WKK’s met een kleiner vermogen.

Figuur 30 Locatie en vermogen van de WKK installaties in Vlaanderen Volgens deze bronnen is het totale vermogen van de WKK installaties in Vlaanderen zo’n 1800 MW in 2010. Het grootste aandeel van dit vermogen is gesitueerd binnen de ‘Zeehavens’ op de VITO landgebruikskaart (Figuur 31). Ook de landgebruikcategorie ‘Residentieel’ huisvest een relatief groot aandeel van het totale vermogen. Dit kan te wijten zijn aan het feit dat de locaties van de WKK installaties in de tuinbouwsector vaak gerelateerd zijn aan de landgebruiksector ‘Residentieel’ doordat de lijst van VREG verwijst naar het adres van de tuinbouwer in kwestie en niet naar het adres van de serre waar de WKK is geïnstalleerd. Hierdoor wordt het vermogen van de WKK installaties in de tuinbouwsector (veelal motoren) voornamelijk toegewezen aan de landgebruikklasse ‘Residentieel’ en in mindere mate aan de landbouwgronden (Akker, Productiegrasland) op de landgebruikkaart.

46

Figuur 31 Verdeling van het vermogen van de WKK installaties over de landgebruikcategorieën van het RuimteModel 5.3

METHODOLOGIE

De ruimtelijke allocatie van de WKK’s gebeurt aan de hand van een top-down benadering. Hierbij wordt een inschatting gemaakt van potentiële producenten binnen verschillende economische sectoren (industrie, tertiair, landbouw), waaraan het berekende markttechnisch potentieel wordt toegekend. Deze producenten en het toegekende vermogen worden nadien in kaart gebracht op basis van hun adreslocatie. Voor de industriële bedrijven zouden we idealiter willen vertrekken van de gedetailleerde energiebalans waarbij we per bedrijf de exacte locatie kennen. Vertrekkende van de energiebalans zou een ‘warmteatlas’ voor Vlaanderen kunnen opgesteld worden. Daar waar een warmtevraag is die nog niet door WKK is ingevuld, bestaat de mogelijkheid om WKK te installeren (indien de warmtevraag dient voor de productie van warm water of stoom en niet voor directe toepassing van de rookgassen). Omwille van vertrouwelijkheid van de data in de Energiebalans en in de ‘Integrale Milieujaarverslagen’ hebben we beroep moeten doen op de bedrijfslijsten van het benchmark- en het auditconvenant die publiek beschikbaar zijn op de websites van de convenanten. Een exacte warmtevraag is met behulp van deze lijsten niet af te leiden, we weten enkel dat benchmarkbedrijven meer dan 0,5 PJ energie (brandstoffen en elektriciteit) per jaar verbruiken en auditbedrijven tussen de 0,1 en 0,5 PJ. Voor deze bedrijven werd gecontroleerd of reeds een WKK in dienst is. Indien niet, werd bekeken welke activiteit het desbetreffende bedrijf uitvoert en werd er ingeschat of de implementatie van WKK mogelijk is. Er werden in totaal 110 bedrijven uit verschillende industriële subsectoren (metaal, chemie, nietmetaal mineraal, voeding, textiel, papier) geselecteerd waaraan WKK’s van 1.5MW, 1.77MW, 5MW, 30MW en 35MW werden toegekend. Deze gemiddelde vermogens werden afgeleid uit de bestaande WKK’s in deze sectoren.

47

Voor de tertiaire sector is WKK voornamelijk interessant daar waar een vrij constante warmtevraag aanwezig is, namelijk bij ziekenhuizen, rusthuizen en zwembaden. Hierbij werd het openstaande potentieel in de tertiaire sector als volgt verdeeld: 123 WKK’s met elk een vermogen van 1 MW in alle ziekenhuizen met meer dan 100 bedden, 370 WKK’s met elk een vermogen van 0.3 MW in de rust- en verzorgingstehuizen met meer dan 80 bedden. Het ingeschatte potentieel uit het PRO scenario kon op die manier volledig worden toegewezen aan rust- en ziekenhuizen. Dit maakt dat we geen WKK’s hebben toegekend aan zwembaden, waarvoor adresbestanden moeilijk te vinden zijn. Voor de glastuinbouwsector werd informatie uit de plannen (RUPs) voor het ontwikkelen van glastuinbouw-clusterzones, die in verschillende fasen van het planningsproces zitten, gebruikt. In totaal is in Vlaanderen ongeveer 250 ha nieuw glastuinbouwgebied in onderzoek. De specifieke projecten zijn opgesomd in Tabel 15 3. Zo is er bijvoorbeeld voor de glastuinbouwzone Stokstorm (Kruishoutem) reeds een RUP in werking. Andere projecten rond glastuinbouwclusterzones zitten nog in de uitvoerings- of studiefase. De warmtevraag van deze nieuwe clusterzones kan waarschijnlijk niet door de reeds aanwezige restwarmte ingevuld worden. Het is nog niet zeker of deze gebieden ook effectief zullen uitgebouwd worden, maar indien dit gebeurt, zullen vermoedelijk de meer energie-intensieve teelten zich hier vestigen. Verder wordt voor de berekening van het WKK potentieel een rendabiliteitscriterium van 0.8 MWe/ha verondersteld. Dit zou betekenen dat maximaal bijkomend 200 MWe aan WKK zou geïnstalleerd kunnen worden in deze clusterzones. Dit totale vermogen per clusterzone wordt verdeeld in een aantal WKK’s met een gemiddeld vermogen van 2 MW die vervolgens worden gelokaliseerd binnen de clusterzones zoals ze momenteel zijn afgebakend in de voorliggende plannen. Glastuinbouw-clusterzone Sint-Katelijne-Waver Hoogstraten Rijkevorsel Beveren (Schaarbeek) Deinze/Kruishoutem (Stokstorm) Oudenburg Roeselare

Oppervlakte 40-50 ha 80 ha 20 ha 30 ha 18 ha 30 ha 20 ha

WKK potentieel 40 MWe 64 MWe 16 MWe 24 MWe 16 MWe 24 MWe 16 MWe

Tabel 15 Glastuinbouw-clusterzones in onderzoek Voor de residentiële sector zijn WKK’s enkel voor grotere appartementen een optie. Gezien het kleine potentiële vermogen dat werd ingeschat, zullen we hier niet in detail op ingaan. 5.4

RESULTATEN

5.4.1 BEREKENING VOLGENS HET PRO SCENARIO UIT DE PROGNOSESTUDIE VOOR HE EN WKK 2009

De prognosestudie voor HE en WKK van 2009 (Briffearts et al., 2009) schat het totale technische potentieel voor WKK in op 3400 MWe, waarvan in 2007 1580 MWe (in 2009 reeds 1959 MWe) was 3

Telefonisch contact met de heer Holmstock, Vlaamse Overheid departement Landbouw & Visserij, afdeling Duurzame Landbouwontwikkeling (ADLO)

48

ingevuld 4. Figuur 32 toont het reeds ingevulde vermogen (volle vlakken) en het nog openstaande potentieel voor 2020 (gearceerde vlakken) voor de verschillende WKK-technologieën (links) en in verschillende economische sectoren (rechts). De figuur toont aan dat in 2009 het reeds ingevulde vermogen voor de industrie het grootst is (1500 MWe), maar dat in deze sector het openstaande potentieel ook nog ruim 40% bedraagt. Ook het nog openstaande potentieel voor de glastuinbouwsector is groot.

Stoomturb. Directe aandr.

3500

Elektrisch vermogen [MW]

Elektrisch vermogen [MW]

4000

Stoomturb. Netgek.

3000 Potentieel turbines

2500 2000

STEG

1500

Gasturbines

1000

Potentieel motoren

500 Motoren

0

4000

Potentieel tuinb.

3500

Tuinbouw

3000

Potentieel resid.

2500

Residentieel

2000

Potentieel tert.

1500

Tertiair

1000

Potentieel ind.

500

Industrie

0

Prognose 2009

Prognose 2009

Figuur 32: Openstaand WKK-potentieel per technologie en per sector volgens de prognosestudie voor HE en WKK (Briffaerts et al., 2009) Uit dit technisch potentieel voor 2020 werd vervolgens een markttechnisch potentieel voor 2020 afgeleid voor WKK (Tabel 16). Dit markttechnisch potentieel is een afgeleide van het technisch potentieel en schat in wat er, gegeven het certificatensysteem en duurtijd van investeringsbeslissingen tegen 2020, zou kunnen geïnstalleerd staan. Volgens het PRO scenario wordt er in de toekomst niet meer geïnvesteerd in (tegendruk)stoomturbines. Deze categorie wordt bijgevolg niet verder meegenomen in de uitsplitsing over de sectoren in de volgende Tabel 17 en Tabel 18. Bij de uitsplitsing over de sectoren rekenen we echter wel een gedeelte (87 MWe) van deze stoomturbines bij de turbines (Tabel 18). De uitsplitsing over sectoren op basis van de gedetailleerde WKK-inventaris laat niet toe de (tegendruk)stoomturbines volledig af te zonderen. Dat maakt dat de som van ‘WKK turbines’ en ‘Groene WKK turbines’ in onderstaande Tabel 16 uitkomt op 1341 MWe, terwijl de som van de turbines in Tabel 18 1428 MWe aangeeft. Omdat het PRO scenario (studie werd opgeleverd in oktober 2009) werd geijkt op de nog niet definitieve WKK-inventaris van 2008, wijken de resultaten af van de realiteit. Het PRO scenario werd bijgevolg geactualiseerd en opgetrokken van 2850 MWe (zie Tabel 16) tot een potentieel in 2020 van 2936 MWe. De voornaamste wijziging die werd doorgevoerd kan gevonden worden bij de motoren in de glastuinbouwsector. Terwijl de geïnstalleerde capaciteit in 2008 net geen 200 MWe bedroeg, steeg deze in 2010 tot bijna 310 MWe. Het extra potentieel voor kwalitatieve WKK is beperkt tot warme, energie-intensieve teelten. Er zijn vandaag plannen voor het ontwikkelen van glastuinbouw-clusterzones in verschillende stadia van onderzoek/goedkeuring. Dat zou betekenen dat maximaal bijkomend zo’n 200 MWe aan WKK zou geïnstalleerd kunnen worden in deze zones. Voor deze studie rekenen we met dit maximum verder.

4

Bron: afgeleid uit de WKK inventaris

49

[MWelektrisch] WKK motoren Groene WKK motoren WKK turbines Groene WKK turbines Groene WKK ORC Stoomturbines netgekoppeld Stoomturbines directe aandrijving SOM

WKK inventaris 2009 283 67

PRO 2010

PRO 2020 236 111

381 275

1329 12

1175 75

1485 365

135

20 135

80 135

133

133

133

1959

2000

2850

Tabel 16 WKK inzet in 2009 volgens de WKK inventaris en potentieel in 2010 en 2020 volgens het PRO scenario uit de prognosestudie (Briffaerts et al., 2009)

Industrie Chemie Metaal (ijzer, staal, non ferro) Niet-metaal mineraal (klei, glas) Voeding Textiel Papier Afval en afvalwater Energie Elektriciteit, warmte, aardgas Raffinaderijen Tertiair (Ziekenhuizen, rusthuizen, zwembaden) Residentieel (appartementsgebouwen) Landbouw (glastuinbouw) TOTAAL

17 0 2 16 14 3 28

17 11 2 92 64 3 28

0 0

0 0

0 11 0 76 50 0 0 0 0 0

17

251

234

Aantal WKK’s

Vermogen MWe per WKK

Te installeren 2020

Cumulatief 2020

Sector/motoren in [MWe]

Reeds geïnstalleerd 2009

Het geactualiseerde PRO scenario voor 2020 werd afgestemd op de sectoren uit het Ruimtemodel Vlaanderen en is weergegeven in Tabel 17 en Tabel 18.

1.5

7

1.77 1.5

43 33

0.3/1

370/123

2.0

100 676

0 254 351

454 922

200 571

Tabel 17: WKK potentieel in 2020 verdeeld over de sectoren in het Ruimtemodel Vlaanderen 50

Industrie Chemie Metaal (ijzer, staal, non ferro) Niet-metaal mineraal (klei, glas) Voeding Textiel Papier Afval en afvalwater Energie Elektriciteit, warmte, aardgas Raffinaderijen Tertiair (Ziekenhuizen, rusthuizen, zwembaden) Residentieel (appartementsgebouwen) Landbouw (glastuinbouw) TOTAAL

887 10 0 65 0 56 0

1385 35 3 65 0 116 0

153 256

153 256

498 25 3 0 0 60 0 0 0 0

0

0

0

0

0

0

1 1428

1 2014

0 586

Aantal WKK’s

Vermogen MWe

Te installeren 2020

Cumulatief 2020

Reeds geïnstalleerd 2009

Sector/turbines in [MWe]

35 5 3

30/5

14 5 1 0 0 1/6

0

0 27

Tabel 18: WKK turbines potentieel in 2020 verdeeld over de sectoren van het Ruimtemodel Vlaanderen 5.4.2 GEOGRAFISCHE UITSPLITSING VAN HET GESCHATTE POTENTIEEL IN 2020

De geselecteerde bedrijven, rusthuizen en ziekenhuizen werden op kaart gezet op basis van hun adres. Voor de bedrijven werd, zoals aangegeven, uitgegaan van de bedrijfslijsten van het benchmark- en auditconvenant. Hieruit werd een selectie gemaakt van 110 bedrijven die mogelijk WKK kunnen toepassen. De rusthuizen werden geselecteerd op basis van voorkomen in de lijst met ‘Rustoorden voor bejaarden en rust- en verzorgingstehuizen’ van het RIZIV (www.riziv.be). Een lijst met ziekenhuizen in Vlaanderen werd bekomen via de FOD Volksgezondheid, Veiligheid van de voedselketen en Leefmilieu (www.health.belgium.be). Via een koppeling met de CRAB databank, die de link tussen adressen en coördinaten beschrijft, kunnen de adressen gekoppeld worden aan kadastrale percelen en kunnen de WKK’s in kaart gebracht worden (Figuur 33). De WKK’s in de glastuinbouwsector, ten slotte, werden op willekeurige plaatsen binnen de clusterzones geplaatst. De ligging van deze clusterzones werd afgebakend aan de hand van de momenteel beschikbare RUPs en plannen, die in verschillende fasen van uitvoering verkeren. Figuur 33 toont aan dat er vooral in de havens van Antwerpen en Gent nog mogelijkheid is om grote WKK’s (met een vermogen > 3 MW) te installeren. De kleinere installaties komen meer verspreid voor: in de clusterzones, op industrieterreinen en in de ziekenhuizen en rustoorden in Vlaanderen.

51

Figuur 33 Geschatte locatie van het extra potentieel aan WKK’s in 2020 5.4.3 TOEKENNING VAN HET TOTALE POTENTIEEL AAN ELIA ONDERSTATIONS

Identiek als bij het totale vermogen aan windenergie onshore, zal het totale vermogen aan WKK installaties in 2010 en 2020 worden toegewezen aan ieder dichtst bijgelegen onderstation van ELIA aan de hand van Thiessen polygonen (Figuur 34). Figuur 35 toont de situatie in het jaar 2010. Onder de huidige situatie komen in een heel aantal Thiessen polygonen geen enkele WKK voor (witte zones). De verspreidingsgraad van de WKK’s is beperkt tot de industriegebieden in de havens en de zones met een hoge concentratie van glastuinbouw (regio Sint-Katelijne-Waver en Hoogstraten, Figuur 30). In 2020 is de situatie helemaal verschillend: in bijna elke Thiessen polygoon zal minimum één WKK geïnstalleerd worden door de hoge verspreidingsgraad van vooral de rusthuizen en ziekenhuizen (Figuur 35).

52

Figuur 34 Huidig WKK potentieel (MW) per Thiessen polygoon

Figuur 35 Bijkomend potentieel (in MW) aan WKK in 2020 per Thiessen polygoon

53

54

55

HOOFDSTUK 6 SYNTHESE

Het doel van deze studie was om een geografische uitsplitsing te maken van het potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen in 2020. Hierbij werden drie verschillende technologieën beschouwd: onshore windenergie, PV en WKK. De inschatting van het potentieel voor onshore windenergie in 2020 is gebaseerd op het technische potentieel: in de eerste plaats werd er aan de hand van een GIS-procedure nagegaan wat de potentiële ruimte is voor het plaatsen van windturbines in 2020. Hierbij werd rekening gehouden met verschillende mogelijke scenario’s. Vervolgens werd een zo groot mogelijk aantal windturbines (met een gemiddeld vermogen van 3MW) ingeplant binnen deze potentiële inplantingszones op een technisch haalbare manier. Dit resulteerde in 4 verschillende GIS-kaarten met een exacte puntlocatie voor mogelijke toekomstige windturbines. Voor PV en WKK werd het potentieel in 2020 uit de prognosestudie “Prognoses voor HE en WKK tot 2020” bijgewerkt en geografisch uitgesplitst. Voor PV werd het ingeschatte potentieel verdeeld over alle verstedelijkte landgebruikcategorieën die voorkomen in het RuimteModel Vlaanderen. Dit resulteerde in een raster-GIS–kaart met daarop het totale vermogen aan PV per cel van 100 bij 100 meter. Hierbij werd er van uitgegaan dan het totale markttechnische potentieel voor PV op een evenredige manier wordt verdeeld over alle daken in Vlaanderen, zonder rekening te houden met de socio-economische achtergrond van een bepaalde omgeving. Voor WKK, ten slotte, werd er een inschatting gemaakt van potentiële producenten binnen verschillende sectoren (Industrie: metaal, chemie, niet-metaal mineraal, voeding, papier, textiel, Tertiaire sector: ziekenhuizen, rusthuizen, Landbouw: glastuinbouw clusterzones). Dit resulteerde in een GIS-kaart met daarop de puntlocatie en het geïnstalleerde vermogen in 2020 per producent. Het totale geïnstalleerde vermogen van alle puntlocaties (windturbines en WKK’s) en rastercellen (PV) werd tot slot geaggregeerd tot afgebakende zones die de toestroomgebieden van de ELIA onderstations op een vereenvoudigde manier voorstellen. Tabel 19 toont het totale potentieel in het jaar 2020 voor de 3 technologieën op schaal van Vlaanderen. Het totale (bijkomende) potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen is 6160 MWe. Dit is meer dan het dubbele van het vermogen dat momenteel reeds geïnstalleerd is. Vooral voor de onshore windenergie is het (technisch) potentieel voor 2020 veel groter dan het huidige geïnstalleerde vermogen. Er werd hierbij echter geen rekening gehouden met marktaspecten. Evenmin is het zeker dat alle windturbines uit deze oefening ook in werkelijkheid vergund zullen worden. In de vergunningsprocedure spelen namelijk ook andere beslissingsmechanismen dan diegene die werden meegenomen in de studie mee. Ook voor PV is het openstaande potentieel volgens het PRO scenario meer dan het dubbele dan het reeds geïnstalleerde vermogen. Hier zijn de cijfers gebaseerd op de evolutie van de waarde van GSC in de nabije toekomst. Voor WKK’s is reeds een zeer groot deel van het totale potentieel in 2020 ingevuld. Het grootste deel van het openstaande potentieel is terug te vinden in de sector Industrie (subsector Chemie).

56

Bijkomend potentieel in 2020 Huidig geïnstalleerd vermogen Totaal 2020

Windenergie (MWe)

PV (MWe)

WKK (MWe)

Technisch potentieel uit GISprocedure



3303

1700

1157

6160 MWe

246

670

1779

2695 MWe

3549

2370

2936

8855 MWe

Totaal (MWe)

Tabel 19 Potentieel voor hernieuwbare energie in MWe voor Vlaanderen in 2020 Figuur 36 toont het totale potentieel voor hernieuwbare energie in 2020, geaggregeerd per ELIA onderstation. In Vlaanderen is het grootste potentieel voor hernieuwbare energie te vinden in en rondom industrieterreinen. Zo is er in alle scenario’s een hoog potentieel in de havens van Antwerpen, Zeebrugge en Gent, maar ook rondom de industriezones van Genk, Tessenderlo, Mol en Lommel. Ook in de tuinbouwclusters van Hoogstraten en Sint-Katelijne-Waver is er een groot potentieel voor hernieuwbare energie (voornamelijk WKK’s).

Figuur 36 Potentieel (in MW) aan HE in 2020 per Thiessen polygoon

57

LITERATUURLIJST Briffaerts, K., Cornelis, E., Dauwe, T., Devriendt, N., Guisson, R., Nijs, W. en Vanassche, S., 2009. Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020, Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO), Mol. Cabooter Y., Dewilde L., Langie M. (2000). Een windplan voor Vlaanderen, een onderzoek naar mogelijke locaties voor windturbines, VUB, Brussel / ODE-Vlaanderen, Leuven. International Energy Agency, 2002. Potential for Building Integrated Photovoltaics. IEA Report: PVPS T7-4, IEA, Paris. Meynaerts, E., Moorkens, I. en Cornelis, E., 2011. Doorrekening ter ondersteuning van evaluatie GSC en WKC-systeem, Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO), Mol. Omzendbrief EME/2006/01-RO/2006/02. Afwegingskader en randvoorwaarden voor de implanting van windturbines. Provincie Antwerpen, 2010. Provinciale screening windturbines – GIS-onderzoek naar potentiële inplantingszones in de provincie Antwerpen, Dept. Ruimtelijke Ordening en Mobiliteit, Antwerpen. Provincie Oost-Vlaanderen, 2009. Provinciaal Beleidskader Windturbines. Dienst Ruimtelijke Planning/Dienst Milieubeleidsplanning, -ondersteuning en Natuurontwikkeling, Gent. Provincie West-Vlaanderen, 2009. Ruimte voor windturbineprojecten in West-Vlaanderen, Dienst Ruimtelijke Planning, Brugge. Van Esch, L., Poelmans L., Engelen G. en Uljee I., 2011. Landgebruikskaart Vlaanderen en Brussel, Vlaamse Instelling voor Technologisch Onderzoek (VITO), Mol. Vlaamse Milieumaatschappij, 2009. Van Steertegem (Ed.). Milieuverkenning 2030. Milieurapport Vlaanderen, VMM, Aalst.

58

BIJLAGE 1 NEGATIEVE AANKNOPINGSPUNTEN Thema Natuur

Thema Landschap

Thema Wonen

Thema Veiligheid

Thema Luchtvaart

131

Globale kostprijs per MW kleiner dan € 105.000: groen tussen € 105.000 en € 200.000: oranje groter dan € 200.000: rood

2. GEOGRAFISCH OVERZICHT WINDCLUSTERS

5

10 september 2012


10 september 2012

Ieper Noord

Noordschote

Gistel

Stasegem

Rumbeke

Drongen

Adegem

Aalter Terlaken

Brugge Waggelwater

Versterkingskost per MW extra aansluitbaar kleiner dan € 105.000: groen tussen € 105.000 en € 200.000: oranje groter dan € 200.000: rood

Gent Sifferdok

Burcht

Buizingen

Sint Pauwels

Ketenisse

Duffel Putte

Rijkevorsel

3. P OTENTIËLE CAPACITEITSKNELPUNTEN IN DE TRANSFORMATORSTATIONS - BIJ AANSLUITEN VAN ALLE WINDCLUSTERS

Ravels

Maasmechelen

Bijlagen


132

133

10 september 2012

Ieper Noord

Noordschote

Gistel

Stasegem

Rumbeke

Adegem

Drongen

Brugge Waggelwater

Versterkingskost per MW extra aansluitbaar kleiner dan € 105.000: groen tussen € 105.000 en € 200.000: oranje groter dan € 200.000: rood

Gent Sifferdok

Burcht

Buizingen

Sint Pauwels

Ketenisse

Duffel Putte

Rijkevorsel

4. P OTENTIËLE CAPACITEITSKNELPUNTEN IN DE TRANSFORMATORSTATIONS - ALS AANSLUITEN WINDCLUSTERS BEPERKT WORDT TOT DE GLOBAAL GROENE

Maasmechelen

5


Bijlagen

5. SAMENVATTING ASSUMPTIES EN DISCLAIMER Deze bijlage herinnert met een beknopt overzicht aan de voornaamste regels, aannames en beperkingen waarop de resultaten en conclusies deze studie gebaseerd zijn. Voor een volledig en juist begrip dient nochtans teruggegrepen naar de integrale tekst.

\\ Voor het bepalen van de aansluitkost werd in

\\ Keuzes werden gemaakt voor de volgorde

rekening gebracht: kost van de aan te leggen kabel (kabel + aanleg), kost van benodigde cellen in het sterke punt (niet de klantcabine) en eventuele versterkingen en onderboringen die nodig zijn om dit extra vermogen veilig op te nemen in het elektriciteitsnet. De kost van de klantcabine, eventuele investering in seinkabel evenals het door de producent te bepalen vermogensrecht zijn niet opgenomen in deze aansluitkost. \\ De maatschappelijke kost bevat naast de aansluitkost tevens de netverliezen, geactualiseerd over 20 jaar. \\ Tevens werd voor bepalen van de maatschappelijke kost het elektrisch koppelen van clusters, noch het flexibel aansluiten in rekening gebracht. Dit kan echter wel voor bijkomende optimalisaties zorgen. \\ Het aantal benodigde kabels om clusters aan te sluiten werd geoptimaliseerd. Indien de aansluiting van clusters in de realiteit niet als één geheel wordt aangevraagd, kunnen er meer kabels en dus kosten nodig zijn omwille van een versnippering van de cluster over verschillende partijen of in de tijd gefaseerde aansluitingsaanvragen. \\ De aansluitingsmogelijkheden met flexibele toegang vermeld in deze studie, zijn enkel gebaseerd op de reservecapaciteit met het oog op ‘N 1’ situaties van de infrastructuur en niet op de restcapaciteit die in mogelijke periodes van groter dan minimaal verbruik of kleinere dan maximale decentrale productie bijkomend beschikbaar is. \\ Het startpunt voor de analyse van de maatschappelijke kosten zijn de investeringsplannen ontwikkeld door de netbeheerders en goedgekeurd door de bevoegde regulatoren. Bij het interpreteren van de resultaten dient met een afhankelijkheid van geplande netevoluties rekening te worden gehouden.

waarmee nieuwe decentrale productie op het net wordt aangesloten. Het simuleren van elke mogelijke volgorde is onmogelijk en de aansluitbaarheid van elke mogelijke aanvraagvolgorde kan dus ook niet worden nagegaan en gegarandeerd. In realiteit worden aansluitingsaanvragen geval per geval bestudeerd in de volgorde van aanvragen. \\ Voor elke windmolen werd gerekend met een vermogen van 3MW. Dit is echter een assumptie dewelke onderhevig is aan technologische evoluties waarbij de trend is dat deze vermogens toenemen per windmolen. \\ De oplossingen voor transformatieversterkingen en versterkingen in het plaatselijk vervoernet en transmissienet zijn in deze studie niet diepgaand bestudeerd en hun keuze is gemaakt op basis van de standaard schema’s en barema’s en enkel rekening houdend met de kosten in het plaatselijk vervoernet en transmissienet. De vermelde kosten moeten als incrementeel beschouwd worden en niet als de totale uitgaven van de overeenstemmende investeringsprojecten die ook andere noden opnemen zoals bv vervangingsinvesteringen \\ De studie van de voldoende spanningskwaliteit werd niet uitgevoerd in het plaatselijk vervoernet en transmissienet \\ Investeringen voor het beheer van het evenwicht en de bevoorradingszekerheid in de regelzone van Elia, die eveneens nodig zijn om het totale potentieel van decentrale productie te kunnen onthalen, worden in deze studie niet beschouwd. \\ De resultaten zijn dus enkel indicatief voor de reële mogelijkheden, die pas met zekerheid na de gebruikelijke oriëntatie- en detailstudies kunnen worden bepaald.

10 september 2012


134

Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen

Recommend Documents