Potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen

Rapport

Potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen

Jan Duerinck, Wouter Wetzels, Erwin Cornelis, Ils Moorkens, Pieter Valkering

Studie uitgevoerd in opdracht van het Vlaams Energieagentschap (VEA). 2014/TEM/R/ 36 Juni 2014

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

Verspreidingslijst

VERSPREIDINGSLIJST Vlaams Energieagentschap (VEA)

I

Samenvatting

SAMENVATTING Situering en methodologie In het 20-20-20 actieplan heeft de EU een doelstelling geformuleerd om tegen 2020 in Europa 20% van het energieverbruik op hernieuwbare wijze te produceren. Voor België werd een doelstelling geformuleerd van 13% hernieuwbare energie. In januari 2014 heeft de Europese Commissie voorstellen gedaan voor de grote lijnen voor het klimaat- en energiebeleid tot 2030. Daarin wordt voor de EU een globale doelstelling van 27% hernieuwbare energie voorgesteld, evenwel zonder concrete doelstellingen te formuleren voor de individuele lidstaten. Binnen dit Europese kader werkt Vlaanderen een Actieplan Hernieuwbare Energie 2030 uit om te bepalen welke bijdrage Vlaanderen kan leveren om deze globale doelstelling te realiseren. In deze studie onderzoeken we het hernieuwbare-energie potentieel. Hierbij houden we zoveel mogelijk rekening met de interacties in het energiesysteem, de inpasbaarheid van intermitterende energiebronnen, capaciteitsbeperkingen, economische overwegingen en de inkadering van dit onderzoek in een lange termijn visie. We hebben met het Belgische TIMES model scenario’s ontwikkeld waarbij hernieuwbare doelstellingen worden opgelegd voor 2030, 2040 en 2050. In het LOW scenario en het LSHE scenario is voor 2030 een doelstelling van 20% vooropgesteld. In het MEDIUM en HIGH scenario is dat respectievelijk 25 % en 30 %. De lange termijn visie komt tot uitdrukking in de hernieuwbare doelstellingen die voor 2050 worden opgelegd. Deze variëren van 60% tot 85%. Om de additionele kosten van deze scenario’s in kaart te brengen maken we gebruik van een referentie-scenario waarin geen hernieuwbare doelstellingen worden vooropgesteld.

Figuur 1 Doelstellingen voor het aandeel hernieuwbare energie per scenario

II

Samenvatting

Het TIMES model zoekt uit op welke wijze de hernieuwbare doelstellingen op de goedkoopste wijze kunnen worden gerealiseerd en bekijkt daarbij het hele traject. Dit garandeert dat de oplossingen die voor 2030 worden geselecteerd kaderen in de lange termijn doelstellingen. Daarbij moet aan een aantal nevenvoorwaarden worden voldaan. De eerste is dat op elk moment aan alle eindsectoren voldoende energie moet kunnen geleverd worden. Concreet wil dit zeggen dat ook op een windloze en ijskoude winterdag voldoende energie moet kunnen geleverd worden om de industrie, de diensten– en de landbouwsector te laten draaien, te voldoen in de energiebehoeften van de gezinnen en de private en publieke transportsector normaal te laten functioneren. Een tweede soort beperkingen heeft betrekking op de beschikbaarheid van hernieuwbare energiebronnen. Voor 2050 zijn deze gebaseerd op literatuurgegevens.1 Voor 2020 tot 2040 werden hiervoor groeipaden ontwikkeld die rekening houden met diverse aspecten. Tabel 1 Beperkingen aan de groei van hernieuwbare energie in België voor alle scenario’s

Wind op land Wind op zee Biomassa Geothermie Zon-PV

Aard van de beperking 2020 2030 2040 2050 Max. capaciteit in GWe 2,26 5,29 9 9 Max. capaciteit in GWe 2 8 14 20 Max. energie in PJ 150 200 250 300 Max. capaciteit in GWth 0,040 0,4 4 8 Max. capaciteit in GWe 5 10,83 30 50

TIMES simuleert investeringen in energie-installaties en beslissingen over de bediening van deze installaties. Het model kan zelf alle beslissingen nemen en gaat daarbij uit van perfecte competitie en een gekende toekomst. De resultaten van het model worden dus niet noodzakelijk door de markt gerealiseerd, maar geven inzicht in wat de ideale mix van technologieën is gegeven de scenario-uitgangspunten.

Resultaten scenario’s Het fossiele energieverbruik ligt in alle scenario’s minimaal 27% lager dan in het referentiescenario. Er valt op dat er vrijwel geen variatie is in de bijdrage van windenergie. Het model kiest er voor om de potentiëlen voor windenergie, zowel op zee als op land, in 2030 vrijwel volledig in te vullen. Een hoger aandeel zon-PV komt enkel voor in het meer ambitieuze HIGH scenario. In alle scenario’s vindt er nog een sterke groei van zon-PV plaats na 2030. De grootste verschillen tussen de scenario’s bestaan voor biomassa. Blijkbaar is biomassa de marginale hernieuwbare energiebron. Geothermie heeft in 2030 nog een beperkt aandeel in het totale primair energieverbruik, maar omgevingswarmte wordt wel al op grote schaal toegepast. De benutting van omgevingswarmte met elektrische warmtepompen past goed in een scenario met veel hernieuwbare elektriciteitsopwekking. In 2030 ligt het totale bruto binnenlands energieverbruik minimaal 15% lager dan in het referentiescenario, maar dit is vooral het resultaat van boekhoudkundige conventies en niet van additionele energiebesparing.

1

De zelfde limieten worden in de studie “Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050” toegepast.

III

Samenvatting

Tabel 2 Scenarioresultaten voor het primair energieverbruik in 2030

Fossiel Biomassa Geothermie Omgevingswarmte Wind op zee Wind op land Zon-PV Import –elektriciteit Totaal

Primair energieverbruik in 2030 (in PJ) REF LOW MEDIUM 1.915 1.395 1.297 50 115 188 0,0 0,1 6,4 17 83 85 25 98 100 37 42 42 15 15 16 21 21 21 2.082 1.770 1.756

HIGH 1.174 234 6,4 99 101 42 25 21 1.703

LSHE 1.373 112 0,4 80 98 42 15 21 1.742

De sector die in deze scenario’s de grootste transformatie ondergaat is ongetwijfeld de elektriciteitssector. Het aandeel hernieuwbare elektriciteit is in 2030 bijna 60% in alle scenario’s. Er zijn meerdere elementen die dit resultaat helpen verklaren. Ten eerste bestaat er een aanzienlijk potentieel voor technologieën voor hernieuwbare elektriciteitsopwekking – met name wind en zon-PV. Ten tweede zullen in 2030 alle kerncentrales gesloten zijn en zullen er bovendien nog een aantal fossiele centrales moeten vervangen worden. Dit schept opportuniteiten. Een keuze voor meer fossiele centrales zou immers impliceren dat deze in de opgelegde trajecten vroegtijdig moeten gesloten worden.

Tabel 3 Scenarioresultaten voor de elektriciteitsproductie volgens technologie in 2030 Elektriciteitsproductie volgens technologie in 2030 (in TWh) REF LOW MEDIUM HIGH Fossiel 53,2 34,4 34,0 33,8 Biomassa 3,1 2,6 2,6 2,6 Geothermie 0,0 0,0 0,0 0,0 Zon-PV 4,3 4,3 4,4 7,0 Wind op zee 7,0 27,4 27,9 28,1 Wind op land 10,4 11,8 11,8 11,8 Totaal 78,0 80,3 80,7 83,3 % hernieuwbaar 32% 57% 58% 59%

LSHE 35,0 2,6 0,0 4,3 27,3 11,8 80,9 57%

Kosten en investeringen Een hernieuwbaar energiesysteem is kapitaalintensiever dan een systeem gebaseerd op fossiele brandstoffen. De investeringskost is dan ook de belangrijkste component in het kostenplaatje. In 2030 zou de investeringskost 1,6 miljard tot 3,6 miljard euro per jaar bedragen. Onder investeringskost wordt hier verstaan de afschrijvingen en de bijhorende interestlasten, gerekend

IV

Samenvatting

met een reële interestvoet van 4%. De inschatting van de totale kosten in 2030 bedraagt tussen 0,4% en 0,8% van het geraamde bruto binnenlandse product. Tabel 4 geeft de verschillen in kosten weer ten opzichte van het referentiescenario.

Tabel 4 Scenarioresultaten voor de componenten van de systeemkost in 2030 ten opzichte van het referentiescenario Componenten van de systeemkost in 2030 (miljoen euro) LOW MEDIUM HIGH LSHE Investeringskost 1.683 1.862 3.622 2.076 Variabele kosten -35 -22 -5 -3 Vaste kosten 593 769 903 554 Brandstoffen -388 63 -681 -587 Totaal 1.853 2.673 3.840 2.041 % BBP 0.36% 0.53% 0.76% 0.40%

Om deze scenario’s te realiseren moet tussen 2014 en 2020 jaarlijks 364 tot 685 miljoen extra geïnvesteerd worden. In de periode 2021 tot 2030 zouden de jaarlijkse extra investeringen 2 tot 5 miljard euro bedragen, of 0,4 tot 1,1 % van het BBP. Tabel 5 Scenarioresultaten voor de jaarlijkse investeringen ten opzichte van het referentiescenario

2014-2020 % BBP 2021-2030 % BBP

Jaarlijkse investeringen (miljoen euro en % BBP) LOW MEDIUM HIGH 364 510 623 0,06% 0,09% 0,11% 1.984 2.273 4.851 0,44% 0,50% 1,07%

LSHE 685 0,12% 2.412 0,53%

Lessen uit varianten Naast de basisscenario’s werden ook nog enkele varianten ontwikkeld. In HIGH-GEO werd onderzocht wat het effect is van een snellere ontwikkeling van diepe geothermie, in HIGH-PV het effect van een groter aandeel zonne-energie, in HIGH-EV het effect van meer elektrische voertuigen. Tenslotte werd in LOW-BIO het effect onderzocht van het beperken van biomassa. Deze varianten werden ontwikkeld ten opzichte van het MEDIUM scenario. De resultaten van deze varianten kunnen als volgt samengevat worden: Diepe geothermie is een interessante optie. Indien deze sneller kan ontwikkeld worden dan in de basisscenario’s voorzien dan levert dit een financiële besparing op. De omvang van deze besparing hangt uiteraard af van de snelheid waarmee dit zou kunnen gerealiseerd worden.

V

Samenvatting

Een groter aandeel hernieuwbare energie opgewekt wet zonnepanelen (meer dan een verdubbeling ten opzicht van het MEDIUM scenario) zou met beperkte meerkosten kunnen gerealiseerd worden. Een voorwaarde is wel dat deze toename grotendeels zou gerealiseerd worden in grootschalige projecten die gemakkelijk aan de netwerken kunnen gekoppeld worden. Het resultaat van een dergelijk scenario is dat eenzelfde doelstelling met minder biomassa kan gerealiseerd worden. Elektrische voertuigen produceren zelf geen hernieuwbare energie maar ze dragen wel bij tot primaire energiebesparing, waardoor relatieve doelstellingen ook gemakkelijker kunnen gerealiseerd worden. Voorlopig is dit echter nog een vrij dure optie. Indien de prijs van elektrische voertuigen zou dalen, zou het wel interessant worden om hier massaal op in te zetten. Het beperken van biomassa is niet evident. Om dezelfde doelstellingen te realiseren zouden de kosten sterk oplopen, tenzij we natuurlijk meer hernieuwbare energie kunnen realiseren met andere hernieuwbare energiebronnen, zoals uit de vorige varianten is gebleken.

Potentieel hernieuwbare energie voor Vlaanderen in 2030 Het TIMES model is een model voor België. Op basis van eenvoudige verdeelsleutels om de Belgische resultaten naar Vlaanderen te vertalen, waarbij ook kostenoverwegingen worden meegenomen, kan een hernieuwbaar potentieel voor Vlaanderen in 2030 worden ingeschat op 291 PJ. Dit potentieel is ongeveer drie keer groter dan de hernieuwbare doelstelling die Vlaanderen zichzelf heeft opgelegd voor 2020.

VI

Inhoud

INHOUD HOOFDSTUK 1.

Inleiding _______________________________________________________ 1

HOOFDSTUK 2.

Methodologie ___________________________________________________ 3

2.1.

Het TIMES model

3

2.2.

Focus op 2030 maar met een lange termijn perspectief tot 2050

4

2.3.

Technologische beperkingen in TIMES

4

2.4.

Netwerken en systeembeheer in TIMES

5

2.5.

Kosten en investeringen in TIMES.

5

2.6.

Het hernieuwbaar potentieel voor Vlaanderen

6

HOOFDSTUK 3.

Scenario-uitgangspunten __________________________________________ 7

3.1.

Scenario’s en varianten

7

3.2.

Achtergrondscenario, energie- en CO2-prijzen

7

3.3.

Opgelegde beperkingen

8

HOOFDSTUK 4. 4.1.

Technologie-eigenschappen _______________________________________ 11

Eigenschappen van technologieën

11

4.2. Vergelijking van de kosten van hernieuwbare energie technologieën 13 4.2.1. Methode ‘levelised cost of energy’ ______________________________________ 13 4.2.2. Resultaten ‘Levelised cost of energy’ ____________________________________ 14 HOOFDSTUK 5. 5.1.

Scenarioresultaten ______________________________________________ 17

Resultaten primair energiegebruik en hernieuwbare energie

17

5.2. Resultaten elektriciteitsproductie, -distributie en opslag 18 5.2.1. Resultaten opslag en demand response __________________________________ 20 5.3.

Resultaten voor netwerken

21

5.4.

Resultaten kosten en besparingen

22

HOOFDSTUK 6.

Resultaten scenariovarianten _____________________________________ 25

6.1.

Overzicht scenariovarianten

25

6.2.

Resultaten primair energiegebruik en aandeel hernieuwbare energie van de varianten 26

6.3.

Resultaten elektriciteitsproductie en opgesteld vermogen.

26

6.4.

Resultaten kosten en besparingen van de varianten

28

HOOFDSTUK 7.

Hernieuwbaar potentieel voor Vlaanderen in 2030 ____________________ 29

HOOFDSTUK 8.

Werkgelegenheid _______________________________________________ 31

HOOFDSTUK 9.

Conclusies _____________________________________________________ 34

VII

Lijst van tabellen

LIJST VAN TABELLEN Tabel 1 Beperkingen aan de groei van hernieuwbare energie in België voor alle scenario’s ______ III Tabel 2 Scenarioresultaten voor het primair energieverbruik in 2030 _______________________ IV Tabel 3 Scenarioresultaten voor de elektriciteitsproductie volgens technologie in 2030 _________ IV Tabel 4 Scenarioresultaten voor de componenten van de systeemkost in 2030 ten opzichte van het referentiescenario ___________________________________________________________ V Tabel 5 Scenarioresultaten voor de jaarlijkse investeringen ten opzichte van het referentiescenario __________________________________________________________________________ V Tabel 6 Beperkingen aan de groei van hernieuwbare energie in België voor alle scenario's ______ 9 Tabel 7 Aannames voor de eigenschappen van fossiele elektriciteitscentrales en WKK_________ 12 Tabel 8 Eigenschappen van energie-opslagtechnologieën _______________________________ 13 Tabel 9 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare elektriciteitsopwekking in 2014 __ 15 Tabel 10 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare warmteopwekking in 2014 _____ 15 Tabel 11 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare elektriciteitsopwekking (nationale kosten) ___________________________________________________________________ 16 Tabel 12 Aandeel van de verschillende hernieuwbare energiebronnen in België in 2030 _______ 18 Tabel 13 Bijkomende beperkingen voor vier scenariovarianten ___________________________ 25 Tabel 14 Kengetallen van de hernieuwbare-energie/smart grid technologiedomeinen in Vlaanderen. Bron: 3E (2013) __________________________________________________ 31 Tabel 15 Kengetallen van de hernieuwbare-energie/smart grid technologiedomeinen in Vlaanderen. Bron: 3E (2013) __________________________________________________ 32 Tabel 16 Kosten van brandstoffen voor personenwagens. Bron: UCL, 2009 __________________ 37 Tabel 17 Eigenschappen van biogasinstallaties. Bron: VEA _______________________________ 38 Tabel 18 Eigenschappen van warmteopwekking uit biomassa ____________________________ 40 Tabel 19 Eigenschappen van een installatie voor de verbranding van vaste biomassa. _________ 41 Tabel 20 Inschatting marktpotentieel groene warmteproductie warmtepompen _____________ 45 Tabel 21 Eigenschappen wind op land _______________________________________________ 46 Tabel 22 Concessies voor wind op zee. Bron: Le Journal de l’Éolien, februari 2014 ____________ 47 Tabel 23 Eigenschappen wind op zee________________________________________________ 48 Tabel 24 Eigenschappen zonneboiler ________________________________________________ 50 Tabel 25 Overzicht eigenschappen zon-PV ___________________________________________ 51

VIII

Lijst van figuren

LIJST VAN FIGUREN Figuur 1 Doelstellingen voor het aandeel hernieuwbare energie per scenario _________________ II Figuur 2: Aannames voor brandstofprijzen en CO2 prijs. __________________________________ 8 Figuur 3: Scenarioresultaten voor de het aandeel hernieuwbare energie in het primair energiegebruik _____________________________________________________________ 17 Figuur 4: Scenarioresultaten voor het primair energiegebruik in 2030 en 2050 _______________ 18 Figuur 5: Scenarioresultaten voor de elektriciteitsproductie in 2030 en 2050 ________________ 19 Figuur 6: Scenarioresultaten voor de productiecapaciteiten in 2030 en 2050 ________________ 20 Figuur 7: Scenarioresultaten voor opslag en demand response in 2030 en 2050 ______________ 21 Figuur 8: Noodzakelijke investeringen in de uitbreiding van de netwerken in de periode 2020-2030 en 2040-2050. ______________________________________________________________ 21 Figuur 9: Scenarioresultaten voor de additionele kosten in 2030 en 2050 ___________________ 22 Figuur 10: Jaarlijkse investeringsbehoefte in verschillende periodes. _______________________ 23 Figuur 11: Scenarioresultaten voor additioneel primair energiegebruik ten opzichte van het MEDIUM scenario in 2030 en 2050______________________________________________ 26 Figuur 12: Vergelijking van de elektriciteitsproductie van de varianten met het MEDIUM scenario 27 Figuur 13: Vergelijking van de productiecapaciteiten van de varianten met het MEDIUM scenario.27 Figuur 14: Scenarioresultaten voor additionele kosten ten opzichte van het MEDIUM scenario in 2030 en 2050_______________________________________________________________ 28 Figuur 15: Kaart met de Belgische exclusieve economische zone. Bron: L'Unité de Gestion du Modèle Mathématique de la mer du Nord ________________________________________ 48

IX

Lijst van afkortingen

LIJST VAN AFKORTINGEN GEO-PV HIGH HIGH-EV HIGH-GEO IEA LOW LOW-BIO LSHE MEDIUM ORC REF VEA

X

Scenariovariant met hogere bijdrage van zon-PV in 2030 Scenario met relatief hoog ambitieniveau voor hernieuwbare energie Scenariovariant met snellere ontwikkeling van elektrische en plug-in hybride personenwagens Scenariovariant met snellere ontwikkeling van diepe geothermie International Energy Agency Scenario met relatief laag ambitieniveau voor hernieuwbare energie Scenariovariant met beperkte beschikbaarheid van biomassa Scenario met oplopend ambitieniveau van relatief laag naar relatief hoog Scenario met gemiddeld ambitieniveau voor hernieuwbare energie Organic Rankine Cycle Referentiescenario Vlaams Energieagentschap

Lijst van symbolen

LIJST VAN SYMBOLEN PJ TJ GJ MJ GWh MWh 1 MWh 1 TWh

petajoule: 1 PJ = 1015 Joule terajoule: 1 TJ = 1012 Joule gigajoule: 1 GJ = 109 Joule megajoule: 1 MJ = 106 Joule gigawattuur: 1 GWh = 106 kWh (kilowattuur) megawattuur: 1 MWh = 103 kWh (kilowattuur) 3,6 GJ 3,6 PJ

XI

HOOFDSTUK 1 Inleiding

HOOFDSTUK 1. INLEIDING

De Europese Commissie heeft in januari 2014 voorstellen gedaan voor de grote lijnen voor het klimaat- en energiebeleid tot 2030. Onderdeel van de voorstellen is het doel om de broeikasgasemissie in de EU met 40% te reduceren ten opzichte van 1990. De EU heeft zich eerder al tot doel gesteld om in 2050 een emissiereductie van 80-95% te bereiken. Ook wil de Europese Commissie het aandeel hernieuwbare energie verhogen tot ten minste 27% in 2030. Dit betreft een bindende doelstelling op EU niveau, maar dit wordt niet met Europese wetgeving vertaald in nationale hernieuwbare-energie doelstellingen. Binnen dit Europese kader werkt Vlaanderen een Actieplan Hernieuwbare Energie 2030 uit. VITO heeft in opdracht van het Vlaams Energieagentschap onderzoek gedaan naar het potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen. Met behulp van modelscenario’s is onderzocht wat de te verwachten effecten zijn van keuzes voor bepaalde ambitieniveaus voor het aandeel hernieuwbare energie. Het is de bedoeling dat de resultaten van deze studie gebruikt zullen worden als basis voor het actieplan. Bij de afwegingen over het optimale aandeel hernieuwbare energie en de bijbehorende technologie-mix spelen veel verschillende aspecten een rol. Hernieuwbare energie draagt bij aan vermindering van het verbruik van energie uit fossiele bronnen, waardoor de uitstoot van broeikasgassen wordt beperkt. Ook kan België door meer gebruik te maken van hernieuwbare energie minder afhankelijk worden van energie-invoer. In deze studie wordt gezocht naar robuuste oplossingen die een goed uitgangspunt opleveren voor de periode na 2030 en weinig gevoelig zijn voor veranderende omstandigheden.

Leeswijzer Met behulp van scenario-onderzoek met het TIMES model is onderzoek gedaan naar het potentieel voor hernieuwbare energie in Vlaanderen. Hoofdstuk 2 bespreekt de onderzoeksmethodologie. Hoofdstuk 3 licht de scenario-uitgangspunten toe. De technologie-eigenschappen waar bij de modellering vanuit wordt gegaan worden besproken in hoofdstuk 4. Hoofdstuk 5 beschrijft de scenarioresultaten. Er zijn ook enkele scenariovarianten onderzocht die worden beschreven in hoofdstuk 6. Hoofdstuk 7 geeft een overzicht van het hernieuwbare-energie potentieel in Vlaanderen en hoofdstuk 8 bespreekt de werkgelegenheid in de hernieuwbare-energie sector.

1

HOOFDSTUK 2 Methodologie

HOOFDSTUK 2. METHODOLOGIE

De ontwikkeling van hernieuwbare energie kan in het huidige stadium moeilijk losgekoppeld worden van de ontwikkeling van het hele energiesysteem. In de komende decennia zal ons energiesysteem in het algemeen en onze elektriciteitsvoorziening in het bijzonder zeer belangrijke transformaties ondergaan. We zullen niet alleen geconfronteerd worden met de sluiting van alle kerncentrales, maar bovendien zijn er ook een aantal fossiele installaties die aan vervanging toe zijn. In deze context is een studie over hernieuwbare energie tegelijk een studie over onze hele energievoorziening. De interactie van verschillende opties en het intermitterende karakter van zon- en windenergie zijn factoren waarmee wel degelijk rekening moet gehouden worden. Om die redenen hebben we er dan ook voor geopteerd om voor deze studie gebruik te maken van het TIMES model (The Integrated MARKAL‐EFOM System) dat rekent met vraagprofielen voor verschillende types gebruikers en aanbodsprofielen voor intermitterende energiebronnen. Met behulp van verschillende scenario’s verkennen we het potentieel voor hernieuwbare energie en evalueren we de daaraan verbonden kosten. Dit hoofdstuk geeft een overzicht van de belangrijkste kenmerken van het TIMES model. 2.1.

HET TIMES MODEL

Het TIMES model wordt gebruikt voor de analyse van energiesystemen en het maken van scenario’s voor de toekomst van de energievoorziening.2 Het model zorgt ervoor dat alle gevraagde energiediensten geleverd worden en probeert daarbij de globale kosten van de energievoorziening te minimaliseren. TIMES berekent de netto contante waarde van alle jaarlijkse kosten voor de hele periode tot 2050, waarbij rekening wordt gehouden met de restwaarde van investeringen in 2050. Voor de optimalisatie wordt geen marktconforme discontovoet gebruikt, maar een maatschappelijke discontovoet. Dit maakt het mogelijk om prioriteiten te bepalen die gunstig zijn voor de maatschappij als geheel. TIMES simuleert investeringen in energie-installaties en beslissingen over de bediening van deze installaties. Het model kan zelf alle beslissingen nemen en gaat daarbij uit van perfecte competitie en een gekende toekomst. De resultaten van het model worden dus niet noodzakelijk door de markt gerealiseerd, maar geven inzicht in wat de ideale mix van technologieën is gegeven de scenario-uitgangspunten. Invoergegevens voor het model zijn de vraag naar energiediensten, de bestaande energieinstallaties, de karakteristieken van energie-technologieën en het potentieel van primaire energiebronnen. De karakteristieken van technologieën kunnen in de loop van de tijd veranderen. Bij het simuleren kunnen daarnaast randvoorwaarden worden opgelegd, zoals beperkingen aan de opgestelde capaciteit van hernieuwbare-energie technologieën. Operationele beperkingen kunnen bijvoorbeeld betrekking hebben op de snelheid waarmee een technologie ontplooid kan worden of 2

R. Loulou, U. Remne, A. Kanudia, A. Lehtila, G. Goldstein, Documentation for the TIMES model, Part I, ETSAP, 2005. 3


een wenselijke beperking die ingegeven is door andere kenmerken van technologieën, zoals schadelijke neveneffecten. Door het opleggen van dergelijke beperkingen worden de totale kosten hoger. De scenario-uitgangspunten worden besproken in HOOFDSTUK 3. 2.2.

FOCUS OP 2030 MAAR MET EEN LANGE TERMIJN PERSPECTIEF TOT 2050

Het TIMES model werd in 2012 ook gebruikt in de studie “Naar 100% hernieuwbare energie in België tegen 2050”.3 In die studie lag de focus voornamelijk op het behalen van die lange termijn doelstelling in 2050. In deze studie ligt de focus op 2030 en minder op 2050. Enerzijds houdt dit in dat er meer rekening gehouden wordt met operationele beperkingen op de middellange termijn. Deze worden in het volgende hoofdstuk besproken. Anderzijds betekent dit dat we een aantal modelmatige vereenvoudigingen hebben kunnen doorvoeren voor aspecten die vooral relevant waren voor 2050 met het perspectief van het realiseren van een 100 % hernieuwbare-energie doelstelling. De keerzijde van deze benadering is dat de kosten voor 2050 hoger worden ingeschat. Voor 2030 wordt echter niet ingeboet op de accuraatheid van de inschattingen. De relevante modelwijzigingen worden beschreven in bijlage B. 2.3.

TECHNOLOGISCHE BEPERKINGEN IN TIMES

Elk model is een abstractie en een vereenvoudiging van de werkelijkheid en elke modelstructuur heeft zijn beperkingen. De bottom-up structuur in TIMES verhindert dat potentiële opties die niet expliciet in het model zijn opgenomen worden geselecteerd. Alhoewel TIMES kan terugvallen op een uitgebreide technologiedatabase kan de voorstelling nooit volledig zijn. De snelheid waarmee nieuwe technologieën worden ontwikkeld is nooit hoger geweest dan nu en tegen 2050 zullen er ongetwijfeld nieuwe technologieën worden ontwikkeld die een oplossing brengen voor acute problemen waarmee ons energiesysteem te kampen heeft. Voor sommige technologieën is de denkrichting reeds uitgezet, maar er kunnen ook technologieën ontwikkeld worden waarvoor momenteel elke fantasie tekort schiet. Voor 2030 is dit probleem minder acuut. Van ontwikkeling tot grootschalige implementatie is immers een lange weg. Voor 2050 is deze opmerking des te relevanter. Er zijn echter ook technologieën die om andere redenen nog niet in het technologiedatabase werden opgenomen, ofwel bij gebrek aan concrete data ofwel omdat de TIMES structuur nog niet voldoende ontwikkeld is. Buiten de in het model geïdentificeerde opties zijn er dus nog andere opties om het energiesysteem te verduurzamen. Zo werd de valorisatie van industriële restwarmte – al dan niet hernieuwbaar – nog niet in het model opgenomen. Dit is nochtans een valabele optie om bijkomende energiebesparing te realiseren en kan ook bijdragen tot het realiseren van hernieuwbare doelstellingen als deze in relatieve termen worden gedefinieerd. Bij gebrek aan detailstudies was het echter niet mogelijk om dit potentieel en de economische parameters in de modelberekeningen op te nemen. De ontwikkelingen in België en Vlaanderen zijn niet los te zien van de ontwikkelingen in de omringende landen. Interconnectie met het buitenland zou kunnen helpen om het net te stabiliseren. Met het Belgische TIMES model is het echter maar beperkt mogelijk om dit te onderzoeken. Omdat de focus in deze studie bovendien ligt op het lokaal potentieel hernieuwbare energie werd hieraan verder geen aandacht besteedt. 3

D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini, M. Pairon, Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050, BFP-FPB, ICEDD, VITO, April 2013.

4


2.4.

NETWERKEN EN SYSTEEMBEHEER IN TIMES

Integratie van grote hoeveelheden intermitterende hernieuwbare energiebronnen stelt bijzondere eisen aan het transportnetwerk en het distributienetwerk. Omdat er momenteel nog weinig literatuur rond dit onderwerk beschikbaar is hebben we deze met de medewerking van de netwerkbeheerders op basis van expert judgement ingeschat. Ongetwijfeld zijn deze inschattingen voor verbetering vatbaar. Dit zou een echter een gedetailleerde studie vereisen die buiten het bestek van deze studie valt. Bijlage B geeft meer details over de wijze waarop netwerken in het model werden opgenomen. Intermitterende energiebronnen stellen ook bijzondere eisen voor het systeembeheer. De transmissienetbeheerder staat in voor het balanceren van het netwerk (continue afstemmen van vraag en aanbod), waarvoor voldoende reserves moeten aangehouden worden. Aan het balanceren zijn operationele en investeringskosten verbonden. De tijdsresolutie en de technologievoorstel zijn in TIMES te sterk vereenvoudigd om de daarmee in verband te brengen kosten op een adequate wijze in te schatten. Uit de literatuur blijkt dat deze toch niet kunnen verwaarloosd worden4. Verder moeten ook voldoende back-up capaciteiten voorzien worden om op elk moment aan de elektriciteitsvraag te voldoen. Om dit te garanderen voorzien we in TIMES in volle winter een periode van twee weken zonder wind. Deze kosten make dus wel deel uit van de totale systeemkost, maar worden niet afzonderlijk gevisualiseerd. 2.5.

KOSTEN EN INVESTERINGEN IN TIMES.

Alle kosten en baten in dit rapport worden uitgedrukt in euro 2014. De verschillende componenten die deel uitmaken van de systeemkost zijn: Variabele kosten: dit zijn jaarlijkse kosten die afhankelijk zijn van het gebruik van installaties, zoals de onderhoudskosten van een wagen die om de 10.000 km op onderhoud moet. Vaste kosten: dit is een jaarlijkse kost die onafhankelijk is van het gebruik van de installatie. Typische voorbeelden zijn de verzekerings- of onderhoudskosten die niet rechtstreeks verband houden met het gebruik van de installatie. Brandstof- en materiaalkosten: dit zijn uiteraard ook variabele kosten. Om dubbeltellingen te vermijden kunnen deze kosten enkel voor het energiesysteem in zijn geheel gepresenteerd worden. Zo rekent TIMES wel de kosten voor ruwe aardolie als brandstofkost, maar niet die van diesel of benzine vermits deze in de raffinaderijen worden geproduceerd en dus wel een kost zijn voor de individuele automobilist maar tegelijkertijd een opbrengst voor de raffinaderijen. Investeringen: dit is de kostprijs van nieuwe installaties. In tegenstelling tot de vorige categorieën is dit geen jaarlijkse kost maar een éénmalige kost op het ogenblijk van de investering. In de overzichten van de kosten die verder in het rapport voorkomen worden investeringskosten wel als een jaarlijkse component weergegeven die bepaald wordt als een annuïteit op basis van de 4

In K. Bruninx, E. Delarue and W. D’haeseleer, The cost of wind power forecast errors in the Belgian power system, KU Leuven – Energy Institute, worden deze kosten geschat op 4,3 tot 6,7 euro/MWh windenergie voor wind aandelen van 5% tot 30%. 5


levensduur en de discontovoet. Een gerapporteerde investeringskost in het jaar T zal dus ook kosten omvatten van investeringen in het jaar T-1, T-2, enz. In kostenoverzichten over de verschillende componenten wordt altijd dit concept weergegeven. Soms geven we echter ook de expliciete investeringen die in een bepaalde periode moeten gerealiseerd worden. Dit wordt dan ook aangegeven door de periode te specifiëren (bijvoorbeeld 2020-2030). Taksen: dit zijn geen echte kosten maar transfers binnen de gemeenschap. Met deze categorie wordt wel rekening gehouden in het beslissingsproces, alsof het een private beslissing betreft, maar de opbrengsten van deze taksen worden niet als kosten gerekend. Zo zal een CO2 taks wel aanleiding geven tot een verhoging van de kosten omdat hierdoor duurdere maar CO2 sparende oplossingen worden gekozen, maar de opbrengst van de CO2 taks is zelf geen bijkomende kost. Bij de modellering wordt rekening gehouden met verwachte kostendalingen van hernieuwbareenergie technologieën, die bijvoorbeeld het gevolg kunnen zijn van technologische innovatie of meer efficiënte productieprocessen.

2.6.

HET HERNIEUWBAAR POTENTIEEL VOOR VLAANDEREN

Het TIMES model is ontwikkeld voor België in zijn geheel. Aangezien Vlaanderen de grootste regio is kunnen uit deze resultaten rechtstreeks inzichten verworven worden m.b.t. te installeren vermogens en kosten. Op basis van een aantal verdeelsleutels kunnen we tot meer concrete cijfers komen voor Vlaanderen. Een dergelijke opsplitsing heeft steeds een zeker arbitrair karakter. Verdeelsleutels kunnen gebaseerd zijn op gemakkelijk meetbare eenheden zoals bevolking, inkomen en energieverbruik of minder gemakkelijk meetbare eenheden, zoals het regionale potentieel om technologieën te implementeren (beschikbare ruimte voor windenergie en zonnepanelen). In een geregionaliseerd TIMES model (waarover we niet beschikken) zou de meest kosteneffectieve oplossingen gekozen worden, d.w.z. dat de goedkoopste locaties eerst aan bod zouden komen. In HOOFDSTUK 7 motiveren we de verdeelsleutels en leiden hiermee meer concrete cijfers af voor Vlaanderen.

6

HOOFDSTUK 3 Scenario-uitgangspunten

HOOFDSTUK 3. SCENARIO-UITGANGSPUNTEN

Dit hoofdstuk geeft een overzicht van de scenario-uitgangspunten die in deze studie zijn gebruikt. 3.1.

SCENARIO’S EN VARIANTEN

Het TIMES model heeft vijf verschillende scenario’s doorgerekend. Deze scenario’s gaan uit van verschillende ambitieniveaus voor de ontwikkeling van het aandeel hernieuwbare energie tot 2050. Het referentiescenario REF reflecteert het huidige klimaat- en hernieuwbare-energie beleid gedeeltelijk. Er wordt rekening gehouden met een toenemende energie-efficiëntie, voornamelijk in gebouwen. Verder wordt er rekening gehouden met de reeds opgestelde capaciteiten voor hernieuwbare energie, maar wordt geen rekening gehouden met de specifieke ondersteuningsmechanismen voor hernieuwbare energiebronnen. De hernieuwbare doelstelling van 13% die de EU heeft opgelegd voor 2020 wordt niet gerealiseerd. Het scenario LOW is een scenario met bijkomende hernieuwbare doelstellingen voor de periode 2030-2050. Het ambitieniveau is echter relatief gematigd. In 2030 wordt een doelstelling van 20% RES vooropgesteld, die dan geleidelijk toeneemt tot 60% in 2050. In het scenario MEDIUM is het ambitieniveau 25% in 2030 en 75% in 2050. Het meest vergaand is het scenario HIGH, met een aandeel van 30% in 2030 en 85% in 2050. Tenslotte worden resultaten bepaald voor het LSHE (low start, high end) scenario. Dit is een combinatie van de LOW en HIGH scenario’s. De doelstelling bedraagt 20% in 2030 om toch te eindigen op 85% in 2050. Met dit scenario onderzoeken we of een vergaande ambitie op lange termijn invloed heeft op de technologiekeuze in 2030. Naast deze scenario’s werden tevens een aantal varianten ontwikkeld. Dit zijn alternatieve oplossingen waarbij uitgegaan wordt van andere aannames met betrekking tot de hernieuwbare potentiëlen of waarbij minimale penetratie van een bepaalde technologie wordt vooropgesteld. Als hierbij een bijkomende beperking wordt opgelegd, resulteert dit met de toegepaste methodologie steeds in een stijgende kost. Als een beperking minder streng wordt gemaakt, dan resulteert dit in een daling van de kosten. Deze varianten werden ontwikkeld op basis van de hernieuwbare doelstellingen van het MEDIUM scenario, maar als we een dergelijke oefening zouden doen op basis van het LOW of HIGH scenario zouden we vergelijkbare verschillen waarnemen. De hernieuwbare-energie doelstellingen geven het aandeel van hernieuwbare energie in het primair energieverbruik weer. Energiebesparing kan bijdragen aan het realiseren van de doelstelling, omdat energiebesparing het primaire energieverbruik verlaagt. 3.2.

ACHTERGRONDSCENARIO, ENERGIE- EN CO2-PRIJZEN

De ontwikkeling van de prijs van aardgas, aardolie en steenkool zijn die uit het ‘New Policies’ scenario van de World Energy Outlook 2014 van het Internationaal Energieagentschap (IEA). Deze

7


bron geeft echter geen prijzen voor biomassa. In de ontwikkeling van hernieuwbare energiescenario’s is een goede prijsassumptie voor biomassa echter noodzakelijk vermits het model erg gevoelig is voor deze prijs. In de literatuur over dit onderwerp vinden we wel enkele referentiecijfers, doch deze zijn enkel een momentopname en daarom niet bruikbaar in hernieuwbare scenario’s. IRENA5 vermeldt bijvoorbeeld een prijs voor industriële houtpellets die aanzienlijk lager is dan de prijzen die de IEA hanteert voor Europa voor aardgas en aardolie. Maar vergeleken met de nieuwste uitgangspunten van de prijs van aardgas en aardolie van het IEA is deze prijs zo laag dat een optimaliseringsmodel zelf in een referentiescenario spontaan massaal voor het inzetten van biomassa zou kiezen. Daarbij zouden we dan geen rekening houden met het feit dat het massaal inzetten van biomassa wellicht ook tot significante prijsstijgingen zal leiden, en dat op een schaarse wereldmarkt de prijs van biomassa wellicht ook de prijs van aardgas en aardolie zal volgen. Daarom hebben we voor een biomassaprijs gekozen die vergelijkbaar is met de prijs van aardgas en aardolie.

Figuur 2: Aannames voor brandstofprijzen en CO2 prijs. De CO2 prijs is gebaseerd op de Europese “Energy Roadmap 2050”.6 In 2020 bedraagt deze 15 €/ton. Daarna loopt de CO2-prijs op tot 51 €/ton in 2050.

3.3.

OPGELEGDE BEPERKINGEN

In TIMES wordt met sommige aspecten geen rekening gehouden die toch relevant zijn. Zo vereist de grootschalige ontwikkeling van hernieuwbare energie ook de ontwikkeling van een hernieuwbare energiesector en wordt deze sector op zijn beurt geconfronteerd met een aantal noodzakelijke administratieve taken, waardoor de ontwikkeling in de praktijk niet zo snel zal kunnen als door een kosten-optimale oplossing gewenst. Een te snelle groei is ook niet altijd wenselijk zoals geïllustreerd werd door de sector van de zonne-energie, waar na een snelle groei een sterke inkrimping van de sector heeft plaatsgevonden. Ook het maatschappelijk draagvlak speelt een rol.

5 6

Biomass for Power Generation, Volume 1: Power Sector, Issue 1/5, 60 p., IRENA, 2012 ‘Energy roadmap 2050’ (COM(2011) 885 final of 15 December 2011), European Commission, 2011.

8


Om met dergelijke aspecten rekening te houden worden in het model enkele operationele beperkingen ingevoerd die betrekking hebben op het potentieel en de snelheid waarmee dit potentieel kan ontwikkeld worden. Tabel 6 vat deze beperkingen samen. Deze zijn van toepassing voor alle scenario’s. Bij de varianten daarentegen wordt soms met strengere en soms met minder strenge beperkingen gerekend (zie HOOFDSTUK 6).

Tabel 6 Beperkingen aan de groei van hernieuwbare energie in België voor alle scenario's

Wind op land Wind op zee Biomassa Geothermie Zon-PV

Aard van de beperking 2020 2030 2040 2050 Max. capaciteit in GWe 2,26 5,29 9 9 Max. capaciteit in GWe 2 8 14 20 Max. energie in PJ 150 200 250 300 Max. capaciteit in GWth 0,04 0,4 4 8 Max. capaciteit in GWe 5 10,83 30 50

De beschikbaarheid van lokale biomassa in België is beperkt, maar net zoals fossiele brandstoffen kan biomassa op grootschalige wijze worden geïmporteerd. Er wordt echter uitgegaan van een begrenzing aan de hoeveelheid biomassa, omdat de toekomstige beschikbaarheid en de prijs van biomassa zeer onzeker zijn. Wanneer er internationaal veel vraag is naar biomassa voor energietoepassingen kunnen de prijzen stijgen. De Vlaamse Overheid vindt het noodzakelijk om biomassa in te zetten voor de functie (voedsel, voeder, materialen, energie, etc.) die de hoogste maatschappelijke en/of economische waarde genereert.7 Gebruik van biomassa kan belangrijke neveneffecten hebben, zoals competitie met voedselproductie en effecten op biodiversiteit, watergebruik, de nutriëntenbalans in de bodem en indirecte landgebruiksveranderingen. Ook kan inzet van biomassa bijdragen aan luchtverontreiniging zoals fijn stof uitstoot, waardoor reductiemaatregelen noodzakelijk zijn. Het potentieel voor bio-energie op wereldschaal is vertaald naar een Belgisch potentieel op basis van aantal inwoners in 2050. Op deze manier komt men tot een input van biomassa van 300 PJ voor België.8 Deze hoeveelheid behelst zowel de biobrandstoffen, de vergistbare biomassastromen als de vaste biomassastromen.

7

Bio-economie in Vlaanderen; Visie, strategie en aanzet tot actieplan van de Vlaamse overheid voor een duurzame en competitieve bio-economie in 2030, LNE, 2013. 8 D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini, M. Pairon, Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050, BFP-FPB, ICEDD, VITO, April 2013.

9

HOOFDSTUK 4 Technologie-eigenschappen

HOOFDSTUK 4. TECHNOLOGIE-EIGENSCHAPPEN

Dit hoofdstuk geeft een overzicht van de eigenschappen van hernieuwbare-energie technologieën die als uitgangspunt zijn gebruikt voor de scenario-analyses. Ook worden de kosten van hernieuwbare-energie technologieën vergeleken. Uitgebreidere informatie is te vinden in de technologie-fiches in Bijlage A. 4.1.

EIGENSCHAPPEN VAN TECHNOLOGIEËN

De eigenschappen van de technologie wind op land zijn gebaseerd op de onrendabele top berekeningen van VEA.9 In 2014 is de benodigde investering 1.520 €/kW. Op basis van onderzoek van de IEA10 wordt verondersteld dat de investeringen per kW in de periode 2014-2030 dalen met 10%. De totale daling in de periode 2014-2050 is 14%. Het jaarlijkse aantal vollasturen is 2.050. Het potentieel voor wind op zee wordt onderverdeeld in drie categorieën: 0-2 GWe, 2-6 GWe en >6 GWe. In 2014 zijn de investeringen respectievelijk 2.500, 3.000 en 3.500 €/kWe. Afgaande op de Energy Technology Perspectives van de IEA wordt aangenomen dat de investeringen per kW met 26% dalen in 2014-2030 en met 36% in 2014-2050. Het aantal vollasturen is 3.504. Voor de eigenschappen van zon-PV-installaties is ook gebruik gemaakt van de onrendabele top berekeningen. Voor de modellering van zon-PV in het TIMES model is een weging van van de drie onrendabele top categorieën (<10 kWp, 10-250 kWp, >250 kWp) gebruikt. De IEA verwacht dat de investering per kWp nog met 30% kan dalen in 2014-2030 en met 53% in 2014-2050. Het gemiddelde aantal vollasturen per jaar is ongeveer 900. Op dit betreft warmteopwekking uit biomassa voor het grootste deel houtstook door huishoudens, maar biomassa wordt ook gebruikt in de industrie, de tertiaire sector en de landbouw. Bijlage A geeft de eigenschappen van een pelletketel van 10 MW in de industrie, een ketel op schone houtchips van 10 MW in de industrie en een pelletketel van 2 MW in de landbouw.11 JRC heeft een inventarisatie gemaakt van biomassacentrales in Europa. Volgens JRC liggen de investeringen in biomassacentrales met een vermogen tot 50 MWe tussen de 2.100 en 4.200 €2010/kWe.12 In het TIMES model wordt uitgegaan van een biomassa centrale met een investeringskost van 2.310 €2014/kWe en een elektrisch rendement van 38%. Daarnaast worden ook een aantal WKK opties op biomassa voorzien.

9

Rapport 2013/2. Deel 1: definitief rapport OT/Bf voor projecten met een startdatum vanaf 1 januari 2014, VEA, 2013. 10 Energy Technology Perspectives, IEA, 2013. 11 I. Moorkens, Onrendabele toppen groene warmte 2012, VITO, 2013. 12 K. Vatopoulos, D. Andrews, J. Carlsson, I. Papaioannou, G. Zubi, Study on the state of play of energy efficiency of heat and electricity production technologies, JRC, 2012. 11


De kosten en eigenschappen van biogasinstallaties zijn sterk afhankelijk van de schaalgrootte en toepassing. De te vergisten stromen variëren van mest tot GFT en stortgas. VEA gaat uit van investeringen in biogasinstallaties die uiteenlopen van 1.120 tot 12.200 €/kWe. Op basis van premieaanvragen wordt uitgegaan van een investering van € 6.400 voor een zonneboiler van 4 m². De warmteproductie is gemiddeld 1,34 GJ/m2/jaar.13 Warmtenetten kunnen gebruikt worden voor de distributie van warmte uit huisvuilverbrandingsinstallaties, biomassacentrales, industriële processen of geothermische bronnen. De kosten voor de ontwikkeling van een warmtenet hangen af van de dichtheid van de warmtemarkt. Voor warmtenetwerken in stedelijke gebieden is uitgegaan van een benodigde investering van 200 €/kWth. In landelijke gebieden is de investering 450 €/kWth. De technische en economische eigenschappen van geothermie zijn gebaseerd op de Balmatt casestudie. Op de Balmatt-site in Mol vindt in 2014 naar verwachting de eerste boring voor een geothermisch station in Vlaanderen plaats. De kosten voor een boring zijn 700 €/kW th. De elektriciteitsopwekking vindt plaats met een Organic Rankine Cycle (ORC) installatie met een investering van 3.785 €/kWe en een rendement van 9%. Aangenomen wordt dat de investering per eenheid vermogen nog kan dalen met 26% in 2014-2030 en 36% in 2014-2050. De eigenschappen van fossiele elektriciteitscentrales in Tabel 7 zijn voornamelijk gebaseerd op een overzichtsstudie van JRC.14 De karakterisering van fossiele WKK-installaties is gebaseerd op onrendabele top berekeningen. Er zijn voor fossiele elektriciteitscentrales en WKK geen structurele kostendalingen op de lange termijn verondersteld. Tabel 7 Aannames voor de eigenschappen van fossiele elektriciteitscentrales en WKK

Gasturbine STEGcentrale Kolencentrale WKK-STEG WKKgasturbine

Investering Elektrisch Thermisch Beheer- en 2014 rendement rendement onderhoudskosten [€/kWe] [€/kWe] 495 39% 20 903 56% 36 1.674 1.320 1.240

46% 35% 35%

50% 50%

68 -

Beheer- en onderhoudskosten [€/kWhe] 0,0105 0,008

Om te komen tot een afstemming van vraag en aanbod op de elektriciteitsmarkt kan gebruik worden gemaakt van opslagtechnologieën. Tabel 8 geeft een overzicht van de uitgangspunten. Voor batterijen is uitgegaan van een investering van 500 €/MWh opslagcapaciteit. Huishoudens kunnen bijvoorbeeld elektriciteit die is opgewekt met zon-PV panelen opslaan in batterijen. Bij een optimaal gebruik kan de belasting van het elektriciteitsnetwerk hierdoor verminderd worden. De Duitse overheid subsidieert deze kleinschalige elektriciteitsopslag sinds 2013 met een subsidie van 30% van de investering, onder de voorwaarde dat het feed-in vermogen gelimiteerd blijft tot 60% 13

K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO, 2013. 14 Study on the state of play of energy efficiency of heat and electricity production technologies, JRC, 2012.

12


van het geïnstalleerd vermogen. Bij de modellering is ook uitgegaan van goedkopere opslagmogelijkheden met lagere efficiëntie. Slimme meters en smart grid-technologie kunnen gebruikt worden om vraag en aanbod op elkaar af te stemmen. Bij de modellering met het TIMES model is aangenomen dat dit gemodelleerd kan worden als ‘energie-opslag’ met een maximale capaciteit van 15 GWh.15 Energie-opslag in de vorm van waterstof is ook een manier om om te gaan met tijdelijke overschotten van elektriciteit. Er is aangenomen dat hiervoor een investering van 3.000 €/MWh nodig is. De batterijen van elektrische auto’s kunnen ook gebruikt worden voor tijdelijke opslag van elektriciteit, maar deze opslag is met het TIMES model niet gemodelleerd. Tabel 8 Eigenschappen van energie-opslagtechnologieën

Batterij Smart grids als opslagmedium Low efficiency opslag dag/nacht Lange termijn opslag Waterstof -korte termijn Waterstof -lange termijn

4.2.

4.2.1.

Investering [€/MWh] 500 53 200

Efficiency 0,9 0,98 0,7

200 3.000 3.000

0,55 0,8 0,75

VERGELIJKING VAN DE KOSTEN VAN HERNIEUWBARE ENERGIE TECHNOLOGIEËN

METHODE ‘LEVELISED COST OF ENERGY’

Per hernieuwbare-energie categorie zijn representatieve energiekosten te berekenen (‘levelised costs of energy’), die het mogelijk maken om de kosten van technologieën te vergelijken. De berekende kosten (uitgedrukt in €/MWh) zijn de constante eenheidsprijzen van de kasstromen die dezelfde waarde hebben als de totale kost voor de bouw en uitbating van een installatie gedurende de levensduur. Het voordeel van deze weergave is dat technologieën met verschillende karakteristieken van investering en uitbating vergeleken kunnen worden, zoals een technologie met een hoge investering en lage operationele kosten (zon-PV) versus een technologie met relatief hoge brandstofkosten (elektriciteit uit biomassa). Hernieuwbare-energie installaties kunnen vaak niet gedurende het hele jaar de volledige capaciteit leveren. Door het bepalen van de kosten in €/MWh wordt hier rekening mee gehouden. 15

D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini, M. Pairon, Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050, BFP-FPB, ICEDD, VITO, April 2013.

13


Indirecte kosten en baten, zoals kosten voor versterking van netten, back-up capaciteit en milieuen gezondheidsschade, zijn hier niet berekend. Bij de scenario-analyses in HOOFDSTUK 5 zijn de kosten voor netaanpassingen en back-up capaciteit wel bepaald voor integrale scenario’s. Voor elke hernieuwbare-energie categorie zijn één of meerdere specifieke cases gekozen, waarvoor technische en economische parameters vastgelegd zijn. De cases zijn zo veel mogelijk representatief voor het potentieel, maar in werkelijkheid bestaat er een grote diversiteit aan schaalgroottes, toepassingslocaties en technische eigenschappen. Bij het berekenen van de kosten is de nationale-kosten benadering gebruikt: de kosten voor België als geheel vanuit een macro-economische perspectief. In deze benadering worden overdrachten van de overheid naar de maatschappij en omgekeerd (zoals subsidies en heffingen) buiten beschouwing gelaten. De investeringen worden met annuïteiten omgerekend naar jaarlijkse kosten op basis van de levensduur en een disconteringsvoet van 4%. De disconteringsvoet is gebaseerd op de richtlijnen voor impact assessments van de Europese Commissie.16 De disconteringsvoet komt overeen met de gemiddelde reële rendement op de lange-termijn overheidsschuld sinds de jaren ’80. Voor de berekening van energiekosten zijn commodity-marktprijzen gebruikt, zonder heffingen en leveringstarieven. De kosten zijn bepaald per eenheid geproduceerde hernieuwbare energie. Volgens de definities uit de Europese bruto eindgebruik methode telt 1 kWh hernieuwbare warmte even zwaar mee als 1 kWh hernieuwbare elektriciteit, en wordt er dus geen rekening gehouden met opwekkingsverliezen. Daarnaast zijn ook de kosten per eenheid vermeden primaire energie bepaald. Hiervoor zijn opwekkingsverliezen wel belangrijk en zijn de volgende uitgangspunten gebruikt: 1. Het referentierendement voor warmteopwekking is 90%. Dit is een aanname voor het gemiddelde rendement van ketels. 2. Het referentierendement voor elektriciteitsopwekking is 55%. Dit is een karakteristiek rendement voor een STEG centrale op aardgas. Welke opwekkingstechnologie in de praktijk verdrongen wordt is afhankelijk van het profiel van de hernieuwbare energiebron en van de economische parameters van de fossiele bronnen.

4.2.2.

RESULTATEN ‘LEVELISED COST OF ENERGY’

Tabel 9 geeft een overzicht van de resultaten voor de kosten van hernieuwbare elektriciteitsopwekking. Van de onderzochte technologieën heeft wind op land de laagste nationale kosten per MWh. Windturbines op land realiseren minder vollasturen dan windturbines op zee, maar dit wordt gecompenseerd door lagere investeringen en lagere kosten voor beheer en onderhoud. De kosten voor elektriciteitsopwekking met zon-PV zijn hoger, onder andere vanwege het beperkte aantal vollasturen. De kosten van voor elektriciteitsopwekking uit biomassa worden 16

IMPACT ASSESSMENT GUIDELINES, 15 January 2009, SEC(2009) 92, European Commisison, 2009.

14


vooral bepaald door de brandstofkosten. Voor de biomassacentrale is uitgegaan van brandstofkosten van 0,027 €/kWh en 6.800 vollasturen. Tabel 9 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare elektriciteitsopwekking in 2014

Technologie Wind op land Wind op zee (0-2 GW) Wind op zee (2-6 GW) Wind op zee (>6 GW) Zon-PV (<10 kW) Zon-PV (10-250 kW) Zon-PV (250-750 kW) Zon-PV (gewogen) Biomassacentrale

Investeringskosten [€/MWh elektriciteit] 55

Beheer en onderhoud [€/MWh elektriciteit] 22

Brandstofkosten [€/MWh elektriciteit] 0

Nationale kosten totaal [€/MWh elektriciteit] 77

Nationale kosten totaal [€/MWh primaire energie] 42

52

29

0

81

45

63

29

0

92

50

73 172

29 0

0 0

102 172

56 94

130

21

0

151

83

118 148 25

16 9 15

0 0 90

134 157 130

74 86 72

Voor de modellering met het TIMES model is een gewogen gemiddelde van drie categorieën zonPV gebruikt. Uitgaande van de aannames over kostendalingen kunnen de gewogen kosten van zonPV dalen tot 112 €/MWh in 2030 en 78 €/MWh in 2050. De nationale kosten voor wind op land kunnen dalen naar 71 €/MWh in 2030 en 69 €/MWh in 2050. Ook voor wind op zee worden kostendalingen verwacht. De kosten voor de categorie wind op zee (0-2 GW) kunnen dalen tot 67 €/MWh in 2030 en 62 €/MWh in 2050. De kosten voor de categorie 2-6 GW zijn 75 €/MWh (2030) en 69 €/MWh (2050). Tenslotte zijn de verwachte kosten voor de categorie >6 GW 83 €/MWh in 2030 en 76 €/MWh in 2050. Tabel 9 geeft een overzicht van de resultaten voor de kosten van hernieuwbare warmteopwekking. Bij de technologieën voor warmteopwekking uit biomassa zijn de biomassaprijzen in hoge mate bepalend voor de totale kosten. De aannames voor de kosten van pellets zijn 0,037 €/kWh en voor houtsnippers 0,019 €/kWh. De kosten per eenheid opgewekte warmte zijn bij zonneboilers relatief hoog. Tabel 10 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare warmteopwekking in 2014 Technologie

Pelletketel

Investeringskosten [€/MWh warmte] 3

Beheer en onderhoud [€/MWh warmte] 0

Brandstofkosten [€/MWh warmte] 41

Nationale kosten totaal [€/MWh warmte] 44

Nationale kosten totaal [€/MWh primair] 40

15


industrie (10 MW) Houtketel industrie (10 MW) Pelletketel landbouw (2 MW) Zonnewarmte

4

0

21

24

22

7 316

0 107

41 0

48 424

43 381

Tabel 11 geeft een overzicht van de nationale kosten per technologie voor hernieuwbare WKK. Het aantal MWh eindverbruik is hier de som van de geproduceerde elektriciteit en warmte. De eigenschappen van de WKK-cases zijn gebaseerd op de onrendabele top berekeningen van VEA. Bij WKK-biogas installaties is er een grote diversiteit in installatiegrootte en brandstoftype. Dit leidt tot een grote spreiding in de kosten. Tabel 11 Overzicht kosten per technologie voor hernieuwbare elektriciteitsopwekking (nationale kosten) Technologie

WKK-biogas WKKafvalverbran ding WKKbiomassa (industrie)

16

Investeringskosten [€/MWh eindverbruik] 16 tot 78

Beheer en onderhoud [€/MWh eindverbruik] 11 tot 157

Brandstofkosten [€/MWh eindverbruik] -122 tot 23

Nationale kosten totaal [€/MWh eindverbruik] 30 tot 113

Nationale kosten totaal [€/MWh primaire energie] 20 tot 81

47

44

0

91

61

26

11

0

37

24

HOOFDSTUK 5 Scenarioresultaten

HOOFDSTUK 5. SCENARIORESULTATEN

Dit hoofdstuk bespreekt de resultaten van de scenario-analyses met het TIMES model. 5.1.

RESULTATEN PRIMAIR ENERGIEGEBRUIK EN HERNIEUWBARE ENERGIE

Figuur 3 laat de ontwikkeling van het aandeel hernieuwbare energie in de vijf scenario’s zien. De scenario’s zijn geïntroduceerd in paragraaf 3.1. De vooropgestelde doelstellingen worden in alle scenario’s gerealiseerd. Dit houdt in dat het theoretisch mogelijk is om een 85 % hernieuwbare doelstelling te realiseren binnen de beperkingen van Tabel 6.

Figuur 3: Scenarioresultaten voor de het aandeel hernieuwbare energie in het primair energiegebruik Tabel 12 toont het aandeel van de verschillende hernieuwbare energiebronnen in België in 2030. In alle scenario’s levert biomassa de grootste bijdrage, maar het verbruik van biomassa blijft beperkt tot maximaal 234 PJ in 2030. In 2050 wordt in alle scenario’s het volledige potentieel van 300 PJ biomassa benut. Ook het potentieel voor zon-PV en windenergie wordt volledig benut in de meer ambitieuze scenario’s. Vanwege de relatief hoge kosten speelt de benutting van zonnewarmte met zonneboilers in de scenario’s geen rol.

17


Tabel 12 Aandeel van de verschillende hernieuwbare energiebronnen in België in 2030

Biomassa Geothermie Omgevingswarmte PV Wind op zee

2061 REF 2% 0% 1% 1% 1%

1749 LOW 7% 0% 5% 1% 6%

1735 MEDIUM 11% 0% 5% 1% 6%

1682 HIGH 14% 0% 6% 2% 6%

1722 LSHE 7% 0% 5% 1% 6%

Het primaire energieverbruik (exclusief bunkers en niet-energetisch verbruik) zou in 2030 in het referentiescenario ongeveer 2.058 PJ bedragen en tussen 1.700 en 1.750 PJ in de hernieuwbare scenario’s. Deze daling van het primaire energieverbruik is voornamelijk een boekhoudkundig effect en niet zozeer het resultaat van energiebesparingen. Bij windenergie en zon-PV wordt immers de elektriciteitsproductie opgenomen in het primaire energieverbruik en niet de kinetische energie van de wind of de ingevallen hoeveelheid licht. Voor fossiele elektriciteitsopwekking daarentegen wordt het brandstofverbruik opgenomen. Dit betekent dat de productie van dezelfde hoeveelheid elektriciteit met fossiele centrales tot een ongeveer twee keer hoger primair energieverbruik leidt.

Figuur 4: Scenarioresultaten voor het primair energiegebruik in 2030 en 2050 5.2.

RESULTATEN ELEKTRICITEITSPRODUCTIE, -DISTRIBUTIE EN OPSLAG

Grote potentiëlen voor hernieuwbare energie vinden we vooral in de elektriciteitsproductie. Dit uit zich vooral in 2050, waar de hernieuwbare scenario’s een significante stijging van de elektriciteitsproductie laten zien. In 2030 is dit echter nog niet het geval, omdat er gegeven de randvoorwaarden nog voldoende fossiele brandstoffen gebruikt kunnen worden om in de energiebehoeften van de eindgebruikers te voldoen.

18


De scenario’s laten wel zien dat het aandeel hernieuwbare energie in de elektriciteitsproductie tegen 2030 sterk stijgt. In het referentiescenario bedraagt dit 35%, in de scenario’s ongeveer 60 %. Dit lijkt veel, maar in 2030 zal het hele nucleaire park gesloten zijn en ontstaat er een grote leemte die moet ingevuld worden. Dan is de keuze om die met een fossiele tussenstap in te vullen, dan wel om onmiddellijk voor een zo groot mogelijk aandeel hernieuwbare energie te opteren. Het model houdt rekening met de meer ambitieuze doelstellingen in latere periodes en kiest daarom rechtstreeks voor een groot aandeel hernieuwbare energie.

Figuur 5: Scenarioresultaten voor de elektriciteitsproductie in 2030 en 2050 Alhoewel de elektriciteitsproductie in de scenario’s niet significant hoger is dan in het referentiescenario is dat wel het geval met de productiecapaciteiten. In de hernieuwbare-energie scenario’s wordt immers minder elektriciteit opgewekt met de fossiele centrales. De potentiëlen voor 2030 worden volledig opgevuld voor windenergie (zowel op land als op zee). Dit is niet het geval voor zon-PV17, biomassa en geothermische elektriciteitsproductie. Die wordt slechts in 2040 actief. In 2030 heeft het model een sterke voorkeur voor geothermische warmtetoepassingen. Dit resultaat wordt deels verklaard doordat geothermie in warmteleveringen een veel grotere bijdrage kan leveren aan de hernieuwbare doelstelling18. In 2050 zijn alle potentiëlen voor windenergie en zon-PV ingevuld in alle hernieuwbare-energie scenario’s. De verschillen situeren zich voornamelijk bij geothermie en biomassa. De energievoorziening moet op extreme situaties berekend zijn, zoals lange periodes met veel of weinig wind. Daarom moet er voldoende back-up capaciteit aanwezig zijn. Flexibel inzetbare gasturbines kunnen een belangrijke rol spelen als back-up omdat er relatief lage investeringen voor nodig zijn. Dat deze gasturbines een minder hoog elektrisch rendement hebben, is minder relevant omdat ze maar gedurende een beperkt aantal uren per jaar ingezet hoeven te worden.

17

Voor zon-PV gaan we uit van een minimum opgesteld vermogen van 4 GW in 2030. Momenteel is in België bijna 3 GW opgesteld. 18 Stel een een elektrisch rendement van 10% bij geothermie en 50% bij gas. Bij warmteleveringen zal een eenheid geothermie ongeveer een eenheid gas vervangen. Bij elektriciteitsproductie zullen tien eenheden geothermie slechts twee eenheden aardgas vervangen. 19


Figuur 6: Scenarioresultaten voor de productiecapaciteiten in 2030 en 2050 5.2.1.

RESULTATEN OPSLAG EN DEMAND RESPONSE

Opslag in de vorm van batterijen speelt in de modelresultaten voor 2030 nog geen rol. Dit komt voornamelijk door de hoge kostprijs. Demand response, in de vorm van smart grids in het distributienetwerk kan wel op een kosteneffectieve wijze bijdragen tot de stabilisatie van de elektriciteitsmarkt. Deze optie wordt trouwens ook reeds in het referentiescenario geselecteerd. We hebben aangenomen dat de ontwikkeling van smart grids in het residentiële distributienetwerk een potentieel zou hebben om 10 GWh elektriciteit te verschuiven naar periodes met een groot aanbod.19 Dit potentieel wordt in 2030 reeds grotendeels ingezet in alle scenario’s . In 2050 krijgen we een ander beeld. Smart grids dragen dan bij op hun maximum capaciteit in alle scenario’s. Opslag in batterijen en opslag van waterstof blijven marginaal in het LOW scenario maar worden wel geselecteerd in de andere scenario’s.

19

Om deze orde van grootte te situeren: de pompcentrale in Coo heeft een capaciteit van 5 GWh. Smart grids zouden dus een dubbel zo grote bijdrage kunnen leveren als die pompcentrale.

20


Figuur 7: Scenarioresultaten voor opslag en demand response in 2030 en 2050 Bij toepassing van ‘power-to-gas’ technologie wordt elektriciteit gebruikt om gasvormige brandstoffen te produceren. Hiermee kunnen elektriciteitsoverschotten benut worden. Power-togas technologie is niet gemodelleerd in het TIMES model en speelt in 2030 naar verwachting nog maar een beperkte rol.

5.3.

RESULTATEN VOOR NETWERKEN

De hernieuwbare scenario’s vereisen belangrijke investeringen voor de versterking van het transmissie- en het distributienetwerk. Voor het transmissienetwerk is de grote uitdaging de aansluiting van nieuwe windparken, buiten diegene die nu al vergund zijn. Voor de distributienetwerken vormt zon-PV de grote uitdaging. De distributienetwerken zijn immers niet ontwikkeld om grote stromen afkomstig van zon-PV te verwerken. Voor de gedetailleerde modelmatige aanpak verwijzen we naar bijlage B. Figuur 8 geeft de investeringen in de uitbreidingen van de netwerken (in miljard €) in de scenario’s die in de periode 2020 tot 2030 zouden moeten worden gerealiseerd. Deze investeringen hebben uitsluitend betrekking op de netwerken (leidingen, transformatoren). Investeringen in strategische reserves voor het balanceren van net zijn hierin niet inbegrepen.

Figuur 8: Noodzakelijke investeringen in de uitbreiding van de netwerken in de periode 2020-2030 en 2040-2050. In de periode 2020 tot 2030 zijn de bijkomende kosten voor het transmissienetwerk aanzienlijk hoger dan voor het distributienetwerk. De additionele kosten in de scenario’s bedragen tussen de 2,6 en 3,0 miljard € en hebben voornamelijk te maken met de aansluiting van nieuwe windparken op zee. In de periode 2020-2030 is de stijging van de distributiekosten minder uitgesproken. De bedragen variëren van 160 miljoen tot 1,6 miljard € (HIGH). Voor de periode 2030-2050 krijgen we een wisselender beeld. De komende investeringen in de netwerken bedragen 11 miljard in het LOW scenario en lopen op tot 60 miljard in de meest ambitieuze scenario’s. De transmissienetwerkbeheerder (ELIA) is eveneens verantwoordelijk voor het balanceren van het netwerk. De daarvoor noodzakelijk investeringen zijn hier niet inbegrepen. aan specifiek

21


verbonden kosten zijn en , waarvoor o.m. specifieke reserves moeten worden aangelegd. Deze kosten zijn niet in princpeciepe De daaraan specifieke kosten werden In scenario’s met veel intermitterende energiebronnen ronnen waarvoor strategische reserves moeten aangelegd worden. 5.4.

RESULTATEN KOSTEN EN BESPARINGEN

Volgens de modelberekeningen bedragen de meerkosten ten opzichte van het referentiescenario respectievelijk 1,8 (LOW), 2,7 (MEDIUM), 3,8 (HIGH) en 2,0 (LSHE) miljard € in 2030. Hierin zijn begrepen de variabele kosten, de vaste operationele kosten, de besparingen in de uitgaven voor fossiele brandstoffen en ten slotte de afschrijvingen en interestlasten op de investeringen, en dit voor alle sectoren en inclusief alle kosten om energiebesparingen te realiseren. Kosten voor het aanhouden van strategische reserves om het net te balanceren zijn hier echter niet inbegrepen. Deze cijfers komen overeen met 0,4% tot 0,8% van het BBP van België in 203020. Tegen 2050 zou de kostprijs van deze scenario’s oplopen tot respectievelijk 1,5% en 2,1% voor het LOW en MEDIUM scenario en tot 5,1 % van het BBP voor de ambitieuze doelstellingen. Bij de modellering worden de kosten van het energiesysteem in zijn geheel bepaald. Vanwege interacties is het niet mogelijk om alle baten en kosten toe te wijzen aan één hernieuwbare-energie technologie. Opslagkosten zijn meegenomen in de maatschappelijke kosten. De resultaten geven inzicht in de totale maatschappelijke kosten. De manier waarop de kosten verdeeld worden over de samenleving (burgers en bedrijven) zijn afhankelijk van beleidskeuzes.

Figuur 9: Scenarioresultaten voor de additionele kosten in 2030 en 2050

20

Bij een veronderstelde groei van 1,5 % jaarlijks.

22


Figuur 10: Jaarlijkse investeringsbehoefte in verschillende periodes.

23

HOOFDSTUK 6 Resultaten scenariovarianten

HOOFDSTUK 6. RESULTATEN SCENARIOVARIANTEN

Dit hoofdstuk bespreekt vier scenariovarianten waarin bijkomende beperkingen zijn opgelegd. De scenariovarianten geven inzicht in de afhankelijkheid van de resultaten van de uitgangspunten voor specifieke technologieën. Het model bepaalt hoe de beperkende voorwaarden worden gecompenseerd. 6.1.

OVERZICHT SCENARIOVARIANTEN

In de scenariovariant HIGH-GEO wordt aangenomen dat diepe geothermie sneller kan worden ontwikkeld. In deze variant kan tegen 2030 een vermogen van 10 GWth ontwikkeld worden. In 2050 loopt dit op tot 40 GWth. De ontwikkeling van de beschikbaarheid van biomassa voor energietoepassingen is onzeker. Dit hangt onder meer af van de internationale vraag. In de scenariovariant LOW-BIO wordt de hoeveelheid beschikbare biomassa voor energietoepassingen beperkt tot 35 PJ in 2030 en 100 PJ in 2050. De scenariovariant HIGH-EV gaat uit van een sterkere en snellere introductie van elektrische voertuigen. In 2020 zal 10% van de nieuwe personenwagens een elektrische of plug-in hybride aandrijving hebben. Dit aandeel loopt op tot 20% in 2030. Tenslotte beschouwen we variant HIGH-PV. Hierin wordt voor 2030 een minimum capaciteit voor zon-PV van 10 GW vooropgesteld. Tabel 13 geeft een overzicht van de bijkomende beperkingen voor de vier scenariovarianten. Voor elk van deze varianten gelden de hernieuwbare-energiedoelstellingen uit het MEDIUM scenario. Tabel 13 Bijkomende beperkingen voor vier scenariovarianten Variant HIGH-GEO LOW-BIO

HIGH-EV HIGH-PV

Technologie Diepe geothermie Biomassa Elektrische en plug-in hybride personenwagens Zon-PV

Aard beperking Maximale capaciteit in GWth Maximale energie in PJ

2020 2030 2040 2050 1 10 20 40 30 35 67,5 100

Nieuwe voertuigen (x 1.000) Minimale capaciteit in GWe

160 4

300 10

300 10

300 10

25


6.2.

RESULTATEN PRIMAIR ENERGIEGEBRUIK EN AANDEEL HERNIEUWBARE ENERGIE VAN DE VARIANTEN

Figuur 11 laat zien wat het effect van de bijkomende beperkingen is op het primaire energiegebruik in 2030 en 2050 ten opzichte van het MEDIUM scenario. Het grotere potentieel aan diepe geothermie in het HIGH-GEO scenario leidt in 2030 tot een netto stijging van het primair energieverbruik die gepaard gaat met een verlaging van de inzet van biomassa en een stijging van het fossiel verbruik. Dit laatste lijkt vreemd, maar het kadert in de logica van het model. De doelstelling is immers om in 2030 25% hernieuwbare energie te realiseren. Door de gestegen toepassing van diepe geothermie wordt deze doelstelling gemakkelijker gerealiseerd. In het LOW-BIO scenario merken we dat de opgelegde beperking op biomassa gedeeltelijk gecompenseerd wordt door meer zon-PV en omgevingswarmte, maar tevens door een vermindering van het fossiele verbruik. Netto resulteert dit in een daling van het primaire energieverbruik met 10 %. In 2050 wordt de daling van het biomassaverbruik gecompenseerd door een grotere hoeveelheid omgevingswarmte. De stijging van het gebruik van elektrische en plug-in hybride voertuigen in het HIGH-EV scenario leidt in 2030 tot een daling van het primaire energieverbruik met 12 PJ, waarvan 9 PJ fossiele brandstoffen. In 2050 zijn er echter geen verschillen omdat deze voertuigen in het MEDIUM scenario ook worden geselecteerd. Het extra zon-PV vermogen in 2030 in het HIGH-PV scenario komt voornamelijk in de plaats van inzet van biomassa. Het resultaat voor 2050 verandert niet.

Figuur 11: Scenarioresultaten voor additioneel primair energiegebruik ten opzichte van het MEDIUM scenario in 2030 en 2050 6.3.

RESULTATEN ELEKTRICITEITSPRODUCTIE EN OPGESTELD VERMOGEN.

Figuur 12 en Figuur 13 illustreren de implicaties van de scenariovarianten voor de elektriciteitssector. Het effect van een snellere expansie van diepe geothermie op de elektriciteitssector is in 2030 verwaarloosbaar. Dit komt omdat het model nog steeds inzet op maximale warmteleveringen, wat toelaat om aan de hernieuwbare doelstelling te voldoen. In 2050 daarentegen wordt een grote hoeveelheid elektriciteit opgewekt op basis van diepe geothermie.

26


In het LOW-BIO scenario zou bijna 7 GW zon-PV worden opgesteld en zou tevens een additionele capaciteit van bijna 2 GW aan fossiele centrales moeten worden geïnstalleerd. In 2050 wordt het hele potentieel aan hernieuwbare energiebronnen volledig benut. Bijgevolg bestaat er geen andere optie meer dan ook het fossiele energieverbruik te reduceren door meer in te zetten op energiebesparingen. Een groter aandeel elektrische wagens in het HIGH-EV scenario heeft slechts een beperkte impact voor de elektriciteitssector. In het HIGH–PV scenario wordt minder ingezet op fossiele productie zonder evenwel significant te raken aan de fossiele productiecapaciteiten. Tevens wordt iets minder wind op zee ingezet.

Figuur 12: Vergelijking van de elektriciteitsproductie van de varianten met het MEDIUM scenario

Figuur 13: Vergelijking van de productiecapaciteiten van de varianten met het MEDIUM scenario.

27


6.4.

RESULTATEN KOSTEN EN BESPARINGEN VAN DE VARIANTEN

Figuur 14 brengt de kosten en baten de scenariovarianten in beeld. Het HIGH-GEO scenario levert een besparing van om en bij 130 miljoen euro per jaar in 2030. In 2050 zou dit kunnen oplopen tot 337 miljoen per jaar. Het LOW-BIO scenario is echter aanzienlijk duurder dan het MEDIUM scenario. In 2030 zouden de bijkomende kosten tegenover het REF scenario verdubbelen. In 2050 zou deze additionele kost zelfs meer dan 16 miljard bedragen. Dit kan enkel omdat het model een beroep moet doen op exotische technologieën om binnen de grenzen van de hernieuwbare potentiëlen te blijven. Feitelijk zoekt het model hier de grenzen van het mogelijke op. Meer elektrische en plug-in hybride personenwagens geven wel een interessante daling van de brandstofkosten van om en bij 150 miljoen euro, maar de duurdere aanschafprijs en de dure batterijen geven dit scenario toch een bijkomende kost van 227 miljoen euro.21 Als we dit cijfer delen door de primaire energiebesparing bekomen we een energiebesparingskost van 18 euro/GJ. Dit cijfer is van een zelfde ordegrootte als de aardolieprijs in Figuur 2. Tenslotte het kostenplaatje van het HIGH-PV scenario. Hier zien we dat de bijkomende investeringskosten bijna helemaal gecompenseerd worden door een daling van de brandstofkosten waardoor de netto bijkomende kosten beperkt blijven tot 25 miljoen euro in 2030. Hierbij moet wel een kanttekening gemaakt worden. In het model worden verschillende opties voorzien voor de integratie van zon-PV in de netwerken (zie bijlage B). In het MEDIUM scenario wordt geopteerd voor kleine residentiële installaties die binnen de grenzen van de bestaande netwerken kunnen worden geïntegreerd. De bijkomende groei in het HIGH-PV scenario wordt hoofdzakelijk gerealiseerd in grote projecten die gemakkelijk aansluitbaar zijn op het distributienet of die zelf rechtstreeks aan het transmissienet kunnen worden aangesloten.

Figuur 14: Scenarioresultaten voor additionele kosten ten opzichte van het MEDIUM scenario in 2030 en 2050

21

De kost van batterijen in elektrische wagens wordt in TIMES niet als investering maar als een vaste kost gerekend.

28

HOOFDSTUK 7 Hernieuwbaar potentieel voor Vlaanderen in 2030

HOOFDSTUK 7. HERNIEUWBAAR POTENTIEEL VOOR VLAANDEREN IN 2030

Op basis van de scenarioresultaten kunnen we met behulp van eenvoudige verdeelsleutels een kwantitatieve inschatting maken van de hoeveelheid hernieuwbare energie die in Vlaanderen tegen 2030 zou kunnen opgewekt worden. Bij de bepaling van het potentieel steunen we op inzichten uit de LOW, MEDIUM, HIGH, HIGH-GEO en HIGH-PV scenario’s. Het LOW-BIO scenario wordt niet weerhouden omdat het tot buitensporige kosten leidt. Het scenario met meer elektrische voertuigen levert extra primaire energiebesparing, maar leert ons niets over de opwekking van hernieuwbare energie. Het LSHE scenario is voor 2030 sterk gelijkend op het LOW scenario. Uit de scenario’s in hoofdstuk 5 blijkt dat er geen eenduidig hernieuwbaar potentieel voor 2030 bepaald kan worden, maar dat dit afhangt af van het ambitieniveau en de bereidheid om de daarmee verbonden inspanningen te leveren. Het komt de beleidsmakers toe om deze keuze te maken. Uit de varianten in hoofdstuk 6 blijkt ook dat bepaalde doelstellingen op verschillende wijzen kunnen gerealiseerd worden. Dit voorstel is dus indicatief, maar wij menen dat het technisch realiseerbaar is. Biomassa In het LOW scenario is het biomassaverbruik in 2030 van eenzelfde ordegrootte als het huidige verbruik in België, waarvan ongeveer 70 PJ (2012) in Vlaanderen22 wordt gebruikt. Van die 70 PJ wordt twee derde lokaal geproduceerd en één derde ingevoerd. Als we het MEDIUM en HIGH scenario vertalen naar Vlaanderen bij middel van een 60/40 sleutel komen we respectievelijk op 113 PJ en 140 PJ. Als we aannemen dat het duurzame lokale potentieel reeds volledig benut is, dan zou dit betekenen dat de invoer van biomassa sterk zou moeten stijgen. Import maakt België sterker afhankelijk van het buitenland. Daarom zou 113 PJ eerder als een bovengrens beschouwd kunnen worden. Geothermie Het potentieel voor diepe geothermie is hoofdzakelijk gesitueerd in Vlaanderen. Een ambitieniveau van 6,4 PJ is niet erg hoog. Uit het HIGH–GEO scenario leren we dat een snellere ontwikkeling een besparing oplevert. De 47 PJ in het HIGH-GEO scenario is ongetwijfeld hoog gegrepen maar levert ook voordelen op. In de samenvatting gaan we uit van een potentieel van 20 PJ. Omgevingswarmte Warmtepompen kunnen een grote bijdrage leveren in de verduurzaming van ons energiesysteem. Na biomassa en wind op zee kan het gebruik van omgevingswarmte uit lucht of grond uitgroeien tot de derde belangrijkste bron van hernieuwbare energie. De resultaten in de scenario’s zijn redelijk eenduidig, behalve voor het HIGH scenario. Voor Vlaanderen zou dit neerkomen op 50 PJ (59 PJ in HIGH).

Wind op zee 22

De scenario’s houden geen rekening met de bestaande steunmechanismen voor biomassa. Vandaar dat het biomassagebruik in het LOW scenario relatief laag ligt. 29

HOOFDSTUK 7 Hernieuwbaar potentieel voor Vlaanderen in 2030

Wind op zee is in alle scenario’s één van de belangrijkste bronnen van hernieuwbare energie met een opgesteld vermogen van om en bij 8.000 MW. Dit betekent dat, buiten de reeds verleende concessies op de Thorntonbank, een bijkomend geïnstalleerd vermogen van 6.000 MW zou moeten geplaatst worden. In de samenvatting gaan we hier van uit. We schatten het Vlaamse aandeel in op 60% wat ongeveer 60 PJ op zou leveren. Windenergie op land In de studie “Onthaalcapaciteit decentrale productie”23 wordt in Vlaanderen een additioneel vermogen van 2.877 MW geïdentificeerd. Een deel hiervan (1599 MW) kan met een beperkte aansluitingskost, variërend van k€ 10/MW tot k€ 105/MW worden gerealiseerd. In de duurste cluster zouden de aansluitingskosten k€ 364/MW bedragen. In scenario’s met hoge hernieuwbare ambities is deze aansluitingskost echter geen belemmering. Daardoor komt het opgestelde vermogen in Vlaanderen op 3.174 MW. Het lijkt dus logisch om dit ook als doelstelling voorop te stellen. Dit zou ongeveer 25 PJ leveren. Zonne-energie Momenteel staat reeds meer dan 2.100 MW opgesteld in Vlaanderen. Voor het LOW scenario zou dit betekenen dat we nog slechts een geringe stijging moeten realiseren (+300 MW). In het HIGH scenario zou dat hoger liggen en in het HIGH–PV scenario zou het opgestelde vermogen stijgen tot 6.000 MW in Vlaanderen, wat technisch realiseerbaar is. Voor de potentieel schatting lijkt dan ook logisch om van dit laatste cijfer uit te gaan. Dit zou ongeveer 23 PJ leveren. Samenvatting Het totaal potentieel aan hernieuwbare energie voor Vlaanderen in 2030 wordt ingeschat op 291 PJ. Dit stemt overeen met 22,7 % van de bruto binnenlandse energetische consumptie van Vlaanderen anno 2012. Tegen 2030 kan echter een hoger gerealiseerd worden op voorwaarde dat men blijft investeren in energiebesparende maatregelen.

Biomassa Geothermie Omgevingswarmte Wind op zee Wind op land PV Totaal

23

Potentieel 2030 [PJ finaal] 113 20 50 60 25 23 291

Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen 2011-2020, ELIA, EANDIS, INFRAX, 2012.

30

HOOFDSTUK 8 Werkgelegenheid

HOOFDSTUK 8. WERKGELEGENHEID

Opwekking van hernieuwbare energie leidt tot directe werkgelegenheid voor vervaardiging, installatie, bediening en onderhoud. Daarnaast zijn er indirecte effecten in de waardeketen. In het kader van het Vlaams Actieplan Hernieuwbare Energie 2020 onderzocht 3E met welke energietechnologie-sterkten Vlaanderen zich het best Europees en internationaal positioneert. De resultaten zijn gepresenteerd op het tweede partnerforum Vlaams Actieplan Hernieuwbare Energie24.De presentatie bevat veel informatie over directe werkgelegenheid in de sector in België in 2010. Er is geen rapport met de onderzoeksresultaten gepubliceerd. 3E heeft een analyse gemaakt van de waarde-ketens van de verschillende hernieuwbare-energie technologiedomeinen. Het gaat om een bottom-up analyse van bedrijven actief in cleantech (hernieuwbare energie en smart grids). Voor elk van de bedrijven werden de tewerkstelling en omzet voor 2010 verzameld. De werkgelegenheidscijfers zijn ofwel opgedeeld naar soort technologie, ofwel naar onderdeel in de waardeketen. Aan de hand van bedrijfsinformatie op internet werd bepaald of het bedrijf hernieuwbare energie of smart grids als core business heeft, of het internationaal actief is en welke type diensten de onderneming aanbiedt (engineering, manufacturing, verkoop van buitenlandse producten, installatie, dienstverlening allerhande of de feitelijke exploitatie van projecten). Bedrijven kunnen op het gebied van meerdere hernieuwbare-energie technologieën actief zijn en meerdere diensten aanbieden. Voor bedrijven die cleantech niet als core business hebben, werd een schatting gemaakt van dit aandeel opnieuw op basis van informatie op het internet en interne expert informatie. 3E concludeert dat de ca. 400 bedrijven die in hernieuwbare energie en smart grids actief zijn meer dan 16.000 VTE vertegenwoordigen (Tabel 14, Tabel 15). Deze bedrijven zijn in toenemende mate verweven met de Vlaamse economie en hebben een totale omzet van 5,8 miljard €.

Tabel 14 Kengetallen van de hernieuwbare-energie/smart grid technologiedomeinen in Vlaanderen. Bron: 3E (2013) 25 Totaal Aantal 409 bedrijven Werknemers 16.525 [VTE]

Biomassa

Zon

Wind

139

198

132

6.433

5.749 6.604

Zonnewarmte Geothermie Smart grids 29 26 80 1.117

318

3.140

24

A. Soete, Gerichte innovatiestrategie voor energietechnologie, 3E, 2013. Presentatie op tweede partnerforum Vlaams Actieplan Hernieuwbare Energie 2020, 3 december 2013. 25 A. Soete, Gerichte innovatiestrategie voor energietechnologie, 3E, 2013. Presentatie op tweede partnerforum Vlaams Actieplan Hernieuwbare Energie 2020, 3 december 2013. 31


Omzet [mln €]

5.839

2.430

2.634 2.705

372

60

1.103

Tabel 15 Kengetallen van de hernieuwbare-energie/smart grid technologiedomeinen in Vlaanderen. Bron: 3E (2013)26

Aantal bedrijven Werknemers [VTE] Omzet [mln €]

26

Totaal 409

Engineering 25

Fabricage 111

Sales 37

Installatie 155

Services 136

Exploitatie 60

16.525

2.170

7.644

1.297

3.893

5.337

2.105

5.839

275

2.668

381

1.623

1.411

1.844

A. Soete, Gerichte innovatiestrategie voor energietechnologie, 3E, 2013. Presentatie op tweede partnerforum Vlaams Actieplan Hernieuwbare Energie 2020, 3 december 2013.

32


33

Bijlage A Technologie-fiches

HOOFDSTUK 9. CONCLUSIES

In het 20-20-20 actieplan heeft de EU een doelstelling geformuleerd om tegen 2020 20% van het totale energieverbruik op hernieuwbare wijze op te wekken. Voor België werd deze globale doelstelling vertaald naar 13% hernieuwbare energie. In haar actieplan voor 2030 heeft de EU nu een globale doelstelling van 27% hernieuwbare energie voorgesteld. In tegenstelling tot het 20-20-20 actieplan werden echter geen doelstellingen per lidstaat geformuleerd. Voor Vlaanderen – en België bij uitbreiding – komt het er dus in de eerste plaats op aan om te onderzoeken welke bijdrage kan geleverd worden om deze globale Europese doelstelling te realiseren. Om het potentieel te onderzoeken dat Vlaanderen kan bijdragen hebben we zoveel mogelijk willen rekening houden met verschillende interacties in het energiesysteem, de inpasbaarheid van intermitterende energiebronnen, capaciteitsbeperkingen en economische overwegingen. Bovendien vonden we dat een dergelijke studie best gekaderd werd in een lange termijn visie op onze energievoorziening. Daarom werden met het Belgische TIMES model scenario’s ontwikkeld met een horizon tot 2050, waarbij verschillende niveaus van hernieuwbare-energie doelstellingen werden verkend. In het LOW scenario wordt voor 2030 een doelstelling van 20% hernieuwbaar vooropgesteld, in het MEDIUM scenario wordt dit 25% en in het HIGH scenario 30%. Deze vork werd gekozen in functie van de Europese doelstelling. Daarnaast hebben we een aantal varianten ontwikkeld waarin onderzocht wordt wat het effect is van meer diepe geothermie (HIGH-GEO), meer zonnepanelen (HIGH-PV) en meer elektrische voertuigen (HIGH-EV). Tenslotte hebben we onderzocht of een ambitieuze hernieuwbare energiedoelstelling ook verenigbaar is met een beperking in het gebruik van biomassa (LOW-BIO). Bij scenarioanalyses met het TIMES model staat kostenefficiëntie centraal. TIMES zoekt de combinatie van technologieën die op de goedkoopste wijze aan een aantal randvoorwaarden voldoet. Deze randvoorwaarden worden gemakkelijk samengevat: voldoende energie leveren aan alle sectoren binnen de beperkingen opgelegd voor hernieuwbare potentiëlen en tegelijkertijd voldoen aan hernieuwbare doelstellingen. Het aandeel van de hernieuwbare energieproductie dat door biomassa zou geleverd worden ligt in deze scenario’s tussen 32% (LOW) en 46% (HIGH). Voor windenergie (op land en op zee) ligt dit aandeel tussen 40 % (LOW) en 28% (HIGH). Voor zonnepanelen vinden we een aandeel van 4 tot 5 % maar uit de scenariovariant HIGH-PV blijkt dat dit aandeel een stuk hoger zou kunnen liggen. Geothermie en omgevingswarmte (warmtepompen) dragen bij voor 20% (HIGH) tot 23% (LOW), maar met snelle ontwikkeling van geothermie zou dit aandeel hoger kunnen zijn. Elektrische voertuigen dragen zelf niet bij aan de hernieuwbare energieproductie maar ze leveren wel een aanzienlijke primaire energiebesparing. Uit alle scenario’s, ook uit de minst ambitieuze, blijkt dat ons energiesysteem (en meer in het bijzonder onze elektriciteitsvoorziening) tegen 2030 een ware metamorfose zal (moeten) ondergaan. In de scenario’s lijkt hernieuwbare energie wel een equivalent van hernieuwbare elektriciteit. Tegen 2030 zou bijna 60% van onze elektriciteit opgewekt worden opgewekt op basis van hernieuwbare energiebronnen, wat 10% hoger is dan de Duitse doelstelling voor 2030. De overige 40 % zou geleverd worden met fossiele (meestal gas) WKK, STEG installaties en flexibele gasturbines.

34

Bijlage A Technologie-fiches Dit modelresultaat komt niet zomaar uit de lucht vallen. Ten eerste is er het technische potentieel. Windmolens en zonnepanelen produceren nu eenmaal elektriciteit. Maar dit verklaart niet alles. Een deel van de verklaring ligt ook verankerd in de structuur van het uitrustingspark van de elektriciteitssector. Tussen 2020 en 2030 moeten grote vervangingsinvesteringen uitgevoerd worden. In 2025 zullen de laatste kerncentrales in België (Doel 4 en Tihange 3) uit dienst worden genomen. Daarnaast zijn er nog een aantal fossiele centrales die aan vervanging toe zijn. Praktisch gezien zijn er nu twee opties. Ofwel vult men de leemte in met overwegend fossiele centrales. Technisch gezien is dit misschien de eenvoudigste oplossing, maar in een traject met meer ambitieuze doelstellingen voor 2040 en 2050 zouden deze centrales dan vervroegd moeten afgeschreven worden. Rekening houdend met de CO2 uitstoot en de vaststelling dat de ontwikkeling van CCS (Carbon Capture & Storage) in Europa niet zo vlot van de grond komt, zou dit betekenen dat we massaal voor gas zouden opteren. Dit zou België sterker afhankelijk maken van aardgasimport. Het alternatief is om de leemte onmiddellijk met zo veel mogelijk hernieuwbare energie in te vullen. Het model maakt een duidelijke keuze en dit uitsluitend op basis van kostenoverwegingen. Het uitrustingspark van de elektriciteitssector zou er dan in 2030 ongeveer als volgt uitzien: 5 GW wind op land, 8 GW wind op zee, 4 tot 10 GW zon-PV en 11 GW fossiele centrales. Die fossiele centrales zouden dan gemiddeld ongeveer 3.000 vollasturen draaien, maar uiteraard met grote verschillen tussen de verschillende types centrales. Naast hernieuwbare elektriciteit kiest het model ook voor hernieuwbare warmte. Warmte op lage temperatuur voor de verwarming van gebouwen kan opgewekt worden met warmtepompen, afkomstig zijn van diepe geothermie of geproduceerd worden in afvalverbrandingsinstallaties. De laatste twee opties veronderstellen de ontwikkeling van warmtenetten. Warmte op hoge temperatuur voor industriële toepassingen onder vorm van stoom of proceswarmte kan gebaseerd zijn op biomassa, al dan niet met WKK. Het heeft weinig zin om in detail in te zoomen op de modelkeuzes voor het gebruik van biomassa. In sommige sectoren kan biomassa wellicht beter verwerkt worden dan in andere. En of de elektriciteitssector nu biomassa stookt en de industrie aardgas, of net andersom maakt voor het totaalbeeld weinig uit. Deze scenario’s zijn niet gratis. In vergelijking met een fossiel referentiescenario worden de bijkomende kosten voor 2030 ingeschat op 1,9 miljard euro voor het LOW scenario en 3,8 miljard voor het HIGH scenario of respectievelijk 0,4% en 0,8% van het bruto binnenlands product. Onder kosten wordt hier verstaan de afschrijvingen en interestlasten van alle noodzakelijke investeringen, inclusief uitbreiding van netwerken en aanleg van warmtenetten, variabele operationele kosten, vaste operationele kosten en brandstofkosten. In deze evaluatie zijn geen specifieke kosten die verband houden met het balanceren van het elektriciteitsnet in rekening gebracht. Als we het hele traject van de investeringen bekijken zou dit betekenen dat we additioneel tussen 2020 en 2030 jaarlijks 0,4 % tot 1,1 % van het BBP zouden moeten investeren. Dat deze cijfers niet hoger liggen heeft ook te maken met timing, met name het feit dat er toch grote vervangingsinvesteringen moeten gebeuren en dus beter onmiddellijk de juiste keuzes worden gemaakt. Ten slotte maken we op basis van de verschillende scenario’s een inschatting van het hernieuwbaar potentieel dat in Vlaanderen kan ontwikkeld worden. We schatten dit in op 291 PJ, wat overeenkomt met 22,7 % van de bruto binnenlandse energetische consumptie van 2012. Ter vergelijking: de Vlaamse doelstelling voor 2020 bedraagt 92,7 PJ.

35


BIJLAGE A TECHNOLOGIE-FICHES De fiches in deze bijlage geven een overzicht van eigenschappen van hernieuwbare-energie technologieën. De bijlage behandelt de volgende categorieën: 1. Biobrandstoffen; 2. Biogas; 3. Biomassa voor warmteopwekking; 4. Biomassa voor elektriciteitsopwekking en WKK; 5. Warmtenetten met huisvuilverbrandingsinstallaties of biomassacentrales als bron; 6. Warmtenetten met geothermie als bron; 7. Warmtepompen; 8. Wind op land; 9. Wind op zee; 10. Zonnewarmte; 11. Zon-PV.

1. Technologie-fiche biobrandstoffen Biobrandstoffen zijn brandbare vloeibare of gasvormige brandstoffen die gewonnen worden uit biomassa. Er wordt onderscheid gemaakt tussen eerste en tweede generatie biobrandstoffen.27 Voorbeelden van eerste generatie (conventionele) biobrandstoffen zijn ethanol van suiker- of zetmeelhoudende gewassen, biodiesel van plantaardige oliën, bio-methaan en pure plantaardige olie. Tweede generatie (geavanceerde) biobrandstoffen zijn gebaseerd op niet-voedsel gerelateerde grondstoffen, zoals restafval, niet-eetbare energiegewassen of de niet-eetbare gedeelten van voedselgewassen, typisch met hoog aandeel cellulose. Potentieel De kwaliteit van benzine en diesel moet voldoen aan Europese en Belgische normen. Deze normen stellen limieten aan de toevoeging van biobestanddelen. Ethanol kan tot een maximum van 5% worden bijgemengd in benzine. ETBE kan in benzine worden bijgemengd tot een maximum van 15%, wat overeenkomt met 7% ethanol. FAME kan tot maximaal 7% worden bijgemengd in diesel.28 Met het doel om tegen 2020 een aandeel hernieuwbare energie in het transport van minstens 10% te bereiken29, ligt wettelijk de minimale bijmenging op een volumepercentage van 4% voor FAME en ethanol/ETBE.30 In 2012 was het verbruik van biodiesel in Vlaanderen 7,4 PJ en het verbruik van bioethanol 1,2 PJ.31 Het maximale aandeel van biobrandstoffen in het totale gebruik van transportbrandstoffen is niet eenvoudig te bepalen, aangezien een scala aan technieken, brandstofopties en gradaties van 27

Information on biofuels for end users, VITO, VUB, UCL, 2011. http://www.petrolfed.be/nl/petroleumindustrie/economie/biobrandstoffen 29 Renewable Energy Directive (RED) 2009/28 en Fuel Quality Directive (FQD) 2009/30 30 Wet van 22 juli 2009 houdende verplichting tot bijmenging van biobrandstof in de tot verbruik uitgeslagen fossiele motorbrandstoffen 31 K. Aernouts, K. Jespers, Y.Dams, Energiebalans Vlaanderen 2012 (beknopt), Update februari 2014, VITO, Mol, 2014. 28

36

Bijlage A Technologie-fiches bijmenging mogelijk is. Belangrijke beperkende factoren zijn de technologische ontwikkeling rondom de productie van tweede generatie biobrandstoffen enerzijds, en de aanpassingen van motoren anderzijds. Op basis van diverse overwegingen komen UCL en VITO32 tot een totaal aandeel biobrandstoffen van 15% als ambitieuze maar haalbare doelstelling voor 2030. Dit scenario behelst onder meer bijmenging van FAME in diesel (B7, d.w.z. 7% biodiesel) en ethanol in benzine (E10, d.w.z. 10% ethanol). Flexfuel voertuigen die in staat zijn om te rijden bij een ethanolpercentage van 85% (E85), worden gestimuleerd. In het scenario wordt Fischer Tropsch diesel in toenemende mate toegevoegd aan diesel. Vanwege beperkingen aan de beschikbaarheid van plantaardige olie blijft de bijmenging van zuivere plantaardig olie beperkt tot 3%. Kosten De kosten van biobrandstoffen kunnen uitgesplitst worden in aanschafkosten van aangepaste motoren of conversie van bestaande motoren enerzijds, en de kosten van de biobrandstoffen anderzijds. De meerkost voor de aanschaf van een E85-motor wordt door UCL33 geschat op € 300 à € 1.000. De kosten voor conversie tot een E85-motor wordt geschat op € 800. Biobrandstoffen hebben hogere productiekosten dan fossiele brandstoffen. Het UCL rapport uit 2009 geeft een een overzicht van de kosten van diverse brandstoffen (Tabel 16). De vermelde basisprijzen zijn brandstofkosten exclusief belastingen, distributiekosten en BTW. Tabel 16 Kosten van brandstoffen voor personenwagens. Bron: UCL, 2009 Diesel B100 Benzine E10 E85 Energiewaarde [MJ/l] 35,7 32,9 31,9 30,8 22,9 Basisprijs [€2010/l] 0,53 0,90 0,45 0,46 0,54 Basisprijs [€2010/GJ] 14,8 27,4 14,1 14,9 23,6 Inpasbaarheid in het energiesysteem Voor de distributie van biobrandstoffen kan grotendeels gebruik worden gemaakt van bestaande infrastructuur, maar voertuigen moeten geschikt gemaakt worden voor brandstoffen met grote aandelen biobrandstoffen.

2.

Technologie-fiche biogas

Productie van biogas door vergisting van biomassastromen. Biogas uit anaerobe vergisting van organische stromen kan worden gebruikt voor warmte- en elektriciteitsopwekking. Wanneer biogas wordt opgewerkt tot gas van aardgaskwaliteit kan het worden geïnjecteerd in het aardgasnet of gebruikt worden als transportbrandstof. Potentieel

32

L. Mertens, L. Pelkmans, A Roadmap for Biofuels in Belgium, Recommendations for policy makers. Report within the BIOSES project, UCL/VITO, 2011. 33 E. Lievens, J-M. Jossart, L. Mertens, Micro-Economic Cost Overview of Biofuels. Report within task 3.1 of the BIOSES project, UCL, 2009.

37

Bijlage A Technologie-fiches In 2012 waren er in Vlaanderen 112 elektriciteitsproducerende installaties op biogas met een totaal operationeel vermogen van 174 MWe.34 De bruto productie van groene stroom uit biogas was 508 GWh. De totale groene warmteproductie in 2012 was 2,0 PJ. Dit betreft zowel groene warmte uit biogasinstallaties met gecombineerde productie van elektriciteit en warmte, als uit installaties die alleen warmte produceren. VITO heeft voor het jaar 2010 potentiëlen voor de productie van biomethaan (met energieinhoud 35,8 MJ/m3) in Vlaanderen bepaald:35  Vergisting uit mest: ca. 300 mln m3 biomethaan (10,7 PJ)  Groenafval: ca. 4 mln m3 biomethaan (0,1 PJ)  GFT: ca. 15 mln m3 biomethaan (0,5 PJ)  Maaisel: ca. 8 mln m3 biomethaan (0,3 PJ) De mogelijke ontwikkeling van het biogaspotentieel tot 2030 hangt af van de ontwikkeling van de veestapel en de beschikbaarheid van energierijke stromen voor co-vergisting. De Milieuverkenning 2030 van VMM bevat beleidsscenario’s voor toekomstige ontwikkelingen met invloed op de milieukwaliteit in Vlaanderen.36 In het referentiescenario leiden prijsontwikkelingen en het veronderstelde mestbeleid tot een afname van de grondgebonden rundveestapel met 11%. In het Europa-scenario bedraagt de afname 28%. De grondloze varkens- en pluimveehouderij kan zich handhaven dankzij de mestverwerking. In beide scenario’s wordt de mestverwerking sterk uitgebouwd. Kosten De kosten en eigenschappen van vergisters zijn sterk afhankelijk van de schaalgrootte en toepassing. VEA gaat uit van investeringen in biogasinstallaties die variëren van 1.120 tot 12.200 €/kWe.37 De specifieke kosten van biogas als brandstof variëren van 0,0036 €/kWh (stortgas) tot 0,131 €/kWh (biogas uit GFT). De eigenschappen van twee van de acht cases die door VEA zijn doorgerekend zijn weergegeven in Tabel 17. De prijs en beschikbaarheid van de te vergisten stromen fluctueren en hangen onder andere af van de markt voor veevoer en industriële toepassingen. Biogasproducenten ondervinden op dit moment problemen door stijgende prijzen van cosubstraat en wijzigingen in het groenecertificatensysteem. Tabel 17 Eigenschappen van biogasinstallaties. Bron: VEA

Vermogen [kWe] Investering [€/kWe] Vollasturen [u] Elektrisch rendement 34

WKK op biogas uit een landbouwvergister38 1.900 792 7.000 39%

WKK op biogas uit GFT-vergisting39 1.300 792 7.200 39%

K. Jespers, K. Aernouts en Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 35 R. Guisson, N. Devriendt, Biogas. Eindrapport, VITO, 2013. 36 Milieuverkenning 2030, Milieurapport Vlaanderen, VMM, 2009. 37 Rapport 2013/2. Deel 1: definitief rapport OT/Bf voor projecten met een startdatum vanaf 1 januari 2014, VEA, 2013. 38 Gebaseerd op ‘WKK op biogas uit vergisting van hoofdzakelijk mest- en/of landen tuinbouwkundige stromen t.e.m. 5 MWe‘. 39 Gebaseerd op ‘WKK op biogas uit GFT-vergisting met nacompostering t.e.m. 5 MWe‘.

38

Bijlage A Technologie-fiches Thermisch rendement Variabele kosten [€/kWh] Eigen verbruik opgwekte elektriciteit Prijs van biogas [€/kWh] Levensduur [jr]

49% 0,0235 2%

49% 0,0235 2%

0,0839 15

0,131 15

Inpasbaarheid in het energiesysteem Landbouwvergisters en GFT vergisters worden zo veel mogelijk continu gebruikt, maar bij toepassing van gasopslag is flexibele inzet mogelijk. Biogasinstallaties voor de recuperatie van stortgas en vergisting van rioolwaterzuiveringsslib hebben een lager aantal vollasturen. Voor deze installaties gaat VEA uit van respectievelijk 4.600 en 3.000 uur per jaar. De geproduceerde warmte is vaak maar beperkt te benutten vanwege grote afstanden tot potentiële afnemers. Een andere beperking is dat de te vergisten stromen moeten worden aangevoerd naar de biogasinstallatie. De natte stromen hebben een groot volume en bevatten veel water. 40 Er zijn extra investeringen nodig om biogas op te kunnen werken tot groen gas en om groen gas in te kunnen voeren op het aardgasnet. 3.

Technologie-fiche biomassa voor warmteopwekking

Productie van warmte door de verbranding van biomassa, bijvoorbeeld met pelletketels, houtketels of houtkachels. Potentieel De groenewarmteproductie door biomassa-installaties die alleen warmte produceren is in de periode 2005-2012 gestegen van 11 naar 15 PJ.41 Het houtverbruik door huishoudens neemt het hoofdaandeel in (12 PJ), op een afstand gevolgd door de industrie (2 PJ). Het biomassaverbruik in de tertiaire en landbouwsector is beperkt (respectievelijk 0,4 en 0,3 PJ). Biomassa kan worden ingezet ter vervanging van fossiele brandstoffen in de industrie. Vloeibare en gasvormige biomassa kan ook worden gebruikt voor hoge-temperatuur toepassingen. Ook in nietindustriële sectoren kan biomassa worden gebruikt voor warmteopwekking, bijvoorbeeld ter vervanging van steenkool en stookolie. Kosten De kosten en eigenschappen van biomassaverbranding voor verwarming zijn afhankelijk van de schaalgrootte en toepassing. In het rapport ‘Onrendabele toppen groene warmte 2012’ zijn de kosten berekend van de productie van groene warmte met installaties met een thermisch vermogen groter dan 1 MW.42 De eigenschappen van twee pelletketels en één houtketel zijn weergegeven in Tabel 18. De ontwikkeling van de prijs van biomassa is onzeker. Dit hangt onder meer af van de internationale ontwikkeling van de vraag naar biomassa voor energietoepassingen.

40

R. Guisson , N. Devriendt (2013), Biogas. Eindrapport, VITO, 2013. K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 42 I. Moorkens, Onrendabele toppen groene warmte 2012, VITO, 2013. 41

39

Bijlage A Technologie-fiches Tabel 18 Eigenschappen van warmteopwekking uit biomassa

Vermogen [MWth] Investering [€2012/kWth] Vollasturen [u] Thermisch rendement Variabele kosten [€ct2012/kWhth] Energie-inhoud brandstof [GJ/ton] Prijs van brandstof [€2012/ton]

Pelletketel industrie 10 191 4.500 90% 0,0042 18 176

Houtketel industrie 10 210 4.500 90% 0,0077 14 70

Pelletketel landbouw 2 428 4.500 90% 0,01 18 176

Inpasbaarheid in het energiesysteem Warmteproductie met biomassa vervangt alternatieve manieren van warmteproductie. De warmte kan eventueel centraal worden opgewekt en worden gecombineerd met een warmtenet.

4. Technologie-fiche biomassa voor elektriciteitsopwekking en WKK Productie van elektriciteit uit vaste en vloeibare biomassa. Bij warmtekrachtkoppeling wordt elektriciteitsproductie gecombineerd met warmteproductie. Potentieel In 2012 was de bruto productie van groene elektriciteit uit biomassa in Vlaanderen 2.534 GWh.43 In de transformatiesector werd 31 PJ biomassa ingezet in thermische centrales en 2 PJ in WKKinstallaties. Het totaal primair energieverbruik van biomassa was 69 PJ. Bronnen voor biomassa zijn landen bosbouwreststoffen, industriële reststoffen, bedrijfsafval, gemeentelijke reststoffen en energieteelten.44 Het beperkte beschikbare potentieel aan biomassa(afval)stromen in Vlaanderen, zoals geïnventariseerd door OVAM,45 is aan te vullen met import van biomassa. De energie-inhoud van deze biomassastromen varieert. Omdat biomassa heterogeen is, zijn diverse technologieën nodig en toeleveringsketens die kunnen omgaan met diversiteit.46 De productie van 40 PJ groene stroom zou de bouw vergen van tien centrales van het type Rodenhuize (180 MW), die gezamenlijk 7,5 miljoen ton pellets per jaar behoeven (circa 100 PJ brandstofinzet). Ter vergelijking: in 2012 was de stroomproductie van de Vlaamse kerncentrales 69 PJ. Kosten 43

K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 44 Bio-energie; Omzetten van vaste biomassa in hernieuwbare warmte en elektriciteit, VITO, ODE, Biomass partner, 2012. 45 A. Braekevelt, K. Schelfhout, Inventaris Biomassa 2011-2012, OVAM, 2013. 46 Bio-economie in Vlaanderen; Visie, strategie en aanzet tot actieplan van de Vlaamse overheid voor een duurzame en competitieve bio-economie in 2030, Vlaamse Overheid, Departement Leefmilieu, Natuur en Energie, 2013.

40

Bijlage A Technologie-fiches JRC heeft een inventarisatie gemaakt van de technische karakteristieken van bestaande biomassacentrales in Europa, die meestal hout, bosafval of houtafval als brandstof gebruiken. Volgens JRC47 liggen de investeringen in biomassacentrales met een vermogen tot 50 MWe tussen de 2.100 en 4.200 €2010/kWe. Bij de modellering wordt uitgegaan een investering in biomassacentrales van 2.310 €2014/kWe en een elektrisch rendement van 38%. Voor de eigenschappen van een WKK op vaste biomassa wordt gebruik gemaakt van de onrendabele top berekeningen van VEA (Tabel 19).48 De referentie is een WKK-stoomturbine met een vermogen van 10 MWe die wordt aangedreven door de verbranding van zuiver hout.49 Deze installatie verbrandt houtsnippers met een gemiddelde energie-inhoud van 11,5 GJ/ton en een kostprijs van 45,8 €/ton. Tabel 19 Eigenschappen van een installatie voor de verbranding van vaste biomassa. WKK stoomturbine Elektrisch vermogen [MWe] 10 Elektrisch rendement 26% Thermisch rendement 15% Vollasturen [u] 7.900 Aandeel eigen verbruik in bruto geproduceerde stroom 2% Specifieke investeringskosten [€/kWe] 4.060 Vaste operationele kosten [€/kWe] 85,7 Variabele operationele kosten [€/kWeh] 0,0067 Prijs van brandstof [€/kWh] 0,0143 Bron: VEA Veel opwekkingstechnologieën zijn redelijk uitontwikkeld, waardoor het onwaarschijnlijk is dat er grote technologische verbeteringen zullen plaatsvinden. Bij minder uitontwikkelde technologieën, zoals biomassavergassing, kunnen nog wel nog significante kostenreducties plaatsvinden.50 De ontwikkeling van de prijs van biomassa is onzeker. Dit hangt onder meer af van de internationale ontwikkeling van de vraag naar biomassa voor energietoepassingen. Inpasbaarheid in het energiesysteem Elektriciteitsopwekking met biomassa is minder flexibel dan gasgestookt vermogen, maar heeft niet de nadelen van intermittente hernieuwbare bronnen. Voor toepassing van WKK is het nodig dat de locatie een passende warmtevraag heeft. Biomassacentrales kunnen eventueel aangesloten worden op warmtenetten. 5.

Technologie-fiche warmtenetten met huisvuilverbrandingsinstallaties of biomassacentrales als bron

47

Study on the state of play of energy efficiency of heat and electricity production technologies, JRC, 2012 Rapport 2013/2. Deel 1: definitief rapport OT/Bf voor projecten met een startdatum vanaf 1 januari 2014, VEA, 2013. 49 Categorie: ‘Nieuwe installaties voor de verbranding van vaste biomassa met een maximaal vermogen tot en met 20 MWe’ 50 RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST ANALYSIS SERIES, Volume 1: Power sector, Issue 1/5, Biomass for Power Generation, IRENA, 2012. 48

41

Bijlage A Technologie-fiches Nuttige toepassing van de warmte die vrijkomt bij het verbranden van huisvuil en ander afval of bij het opwekken van elektriciteit door biomassacentrales. De warmte wordt via een warmtenet ter beschikking gesteld aan warmteafnemers, in hoofdzaak voor gebouwenverwarming. Potentieel Omwille van de aanzienlijke zekerheid op warmtelevering in de toekomst en de vaak sterke band met lokale overheden liggen huisvuilverbrandingsovens voor de hand als vertrekpunt voor de ontwikkeling van warmtenetten. Biomassacentrales zouden kunnen volgen. In 2011 verbrandden de huisvuilverbrandingsinstallaties 2,2 miljoen ton huishoudelijk en bedrijfsafval, overeenkomend met een brandstofinzet van 22 PJ. De installaties produceerden 4,4 PJ stroom, waarvan 2,4 PJ groene stroom.51 Het gemiddelde elektrisch rendement van de afvalverbrandingsinstallaties bedroeg dus ongeveer 20%. OVAM gaat uit van een daling van het aanbod van de organisch-biologische fractie in het restafval van 287 kton in 2011 naar 244 kton tegen 2020, onder meer ten gevolge van preventie (zoals meer thuiscomposteren) en het meer gebruiken van de GFT-container. Voor de periode 2020-2030 gaat OVAM uit van een stabilisatie van de geproduceerde hoeveelheid afval. De bestemming van het overgebleven restafval blijft dezelfde (91% verbranding, 6% voorbehandeling en 3% stort).52 CE Delft heeft een inventarisatie gemaakt van de energielevering door Nederlandse huisvuilverbrandingsinstallaties53. De installaties leveren elektriciteit met rendementen die variëren van 10% tot 27% van de energiewaarde van het verbrande afval. Het hoogste gerealiseerde rendement voor warmtelevering is 21%. Als tegen 2030 alle huisvuilverbrandingsinstallaties in Vlaanderen uitgerust zouden zijn met een warmtenet waardoor 20% van de warmte kan worden benut, komen we voor 2030 afgerond op 4 PJ warmte, waarvan 2 PJ groene warmte. Naast huisvuilverbrandingsinstallaties kunnen ook elektriciteitscentrales die – deels of geheel – gevoed worden met biomassa, gekoppeld worden aan een warmtenet. In 2013 bedraagt het elektrisch vermogen op basis van biomassa (uit land- of bosbouw en gesorteerd of selectief ingezameld afval) 497 MWe. Daarvan zijn er zes installaties met een vermogen van (ongeveer) 10 MW of groter, goed voor gezamenlijk 440 MW.54 Naar schatting produceren deze zes grootste installaties ongeveer 1,7 TWh (6,1 PJ) groene stroom. Doordat deze installaties in eerste instantie ontworpen zijn om een zo hoog mogelijk rendement te halen uit de brandstof heeft de restwarmte hierdoor mogelijk een te lage temperatuur om in een warmtenet in te voeden. De voedingstemperatuur aan het warmtenet kan eventueel opgedreven worden, maar dit gaat dan wel ten koste van de elektrische efficiëntie. Uitgaande van een elektrisch rendement van 35% en een thermisch rendement van 10% kunnen deze installaties ongeveer 7 PJ hernieuwbare energie produceren.

51

K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 52 OVAM rapport Aanbodprognoses Vlaamse biomassa-reststromen en verkenning verwerkings-mogelijkheden naar 2030 – voorlopige versie. 53 M.B.J. Otten, G.C. Bergsma, Beter één AVI met een hoog rendement dan één dichtbij, CE Delft, 2010. 54 VREG-statistieken: Lijst van installaties die groenestroomcertificaten ontvangen, exclusief zonne-energie; versie 5/2/2014.

42

Bijlage A Technologie-fiches Naast de restwarmte van huisvuilverbrandingsinstallaties en van biomassacentrales is er ook veel industriële restwarmte beschikbaar die eveneens via een warmtenet een nuttige toepassing kan krijgen. Dit zal echter in hoofdzaak fossiele warmte zijn en dergelijke restwarmteprojecten zijn dan ook te beschouwen als energie-efficiëntie projecten en niet als hernieuwbare-energie projecten. Kosten De kosten voor de ontwikkeling van een warmtenet hangt af van de dichtheid van de warmtemarkt. Aangenomen wordt dat het aanleggen van een warmtenet in stedelijk gebied een investering vraagt van 200 €/kWth. In landelijke gebieden is een hogere investering van 450 €/kWth noodzakelijk. De levensduur van een warmtenet is 40 jaar en de warmteverliezen worden ingeschat op 10%. Inpasbaarheid in het energiesysteem Restwarmtevalorisatie van huisvuilverbrandingsovens en van biomassacentrales vergt de uitrol van warmtenetten. Dit vereist aanzienlijke infrastructuurwerkzaamheden en hoge investeringen. De installaties zijn moduleerbaar; in de winter kan naar verhouding meer warmte geproduceerd worden en in de zomer naar verhouding meer stroom. Wanneer gebouwen aangesloten zijn op een warmtenet is een aansluiting op het aardgasnet niet meer noodzakelijk.

6. Technologie-fiche warmtenetten met geothermie als bron Geothermische stations, waar water vanuit een diepte van 3 à 4 km opgepompt wordt. Dat water voedt enerzijds een Organische Rankinecyclus (ORC) centrale die er stroom mee opwekt, anderzijds voedt dit water een warmtenet dat de warmte tot bij een nuttige warmtevraag voert. Potentieel In 2014 vindt in Mol naar verwachting de eerste boring plaats voor een geothermisch station. Het eerste geothermieproject zal na volledige uitbouw (voorzien in 2015) een bruto warmteproductiecapaciteit (op temperatuur ~100°C) hebben van ongeveer 50 MW dat in principe volcontinu benutbaar is (~8.000 uur/jaar). Het potentieel voor dit geothermisch station bedraagt bruto 400 GWh/jaar (1,4 PJ/jaar). Indien er in de buurt warmte op lage temperatuur geleverd kan worden (< 50°C), dan zou het potentieel nog met ongeveer één derde uitgebreid kunnen worden tot ongeveer 550 GWh/jaar (2,0 PJ/jaar). Van dit warmtepotentieel gaat ongeveer 60% naar de ORC, die er 0,1 PJ groene stroom mee opwekt (netto). De overige 40% (of 0,8 PJ) is beschikbaar voor warmtetoepassingen. In hoeverre deze restfractie benut wordt hangt af van de mate waarin een warmtenet kan worden uitgebouwd. Voor dit eerste geothermieproject bedraagt de verwachte warmtelevering op termijn ongeveer de helft van de beschikbare warmte. Als dit eerste project tot 2030 een vervolg kent à rato van één gelijkaardig project per jaar, dan bedraagt de globale stroomopwek in 2030 1,5 PJ en de globale warmtebenutting 6 PJ. Omdat warmtenetten nog ontwikkeld moeten worden, gaan we voor elk van die projecten uit van een gelijkaardig concept. Een geothermisch station hoeft niet noodzakelijk uitgerust te worden met een ORC-eenheid en zou ook enkel warmteklanten kunnen voeden. In de omringende landen zijn dergelijke geothermieprojecten eerder tot stand gekomen dan projecten met elektriciteitsproductie. De ontwikkeling van warmtenetten bevindt zich in Vlaanderen nog in een pril stadium.

43

Bijlage A Technologie-fiches Kosten De technische en economische eigenschappen van de geothermiebron en de ORC zijn gebaseerd op de Balmatt casestudie. Er wordt uitgegaan van kosten voor de geothermische boring van 700 €/kWth en een levensduur van 40 jaar. De ORC wekt elektriciteit op met een rendement van 9% en heeft een levensduur van 20 jaar. De investering in de ORC installatie bedraagt 3.785 €/kWe. Aangenomen wordt dat de investering per kWe daalt met 26% in 2014-2030 en 36% in 2014-2050. De feitelijke kost voor de ontwikkeling van een warmtenet hangt af van de dichtheid van de warmtemarkt. Aangenomen wordt dat het aanleggen van een warmtenet in stedelijk gebied een investering vraagt van 200 €/kWth. In landelijke gebieden is een hogere investering van 450 €/kWth noodzakelijk. De levensduur van een warmtenet is 40 jaar en de warmteverliezen worden ingeschat op 10%. Inpasbaarheid in het energiesysteem De ontwikkeling van geothermische energie vergt de uitrol van warmtenetten. Deze moeten nog aangelegd worden. Het geothermisch station kan stroom opwekken in basislast. Het warmteproductieprofiel volgt de warmtevraag die op het warmtenet aanwezig is. Desgevallend wordt in de winter de stroomproductie beperkt om voldoende capaciteit vrij te hebben voor warmtelevering.

7. Technologie-fiche warmtepompen Warmtepompen kunnen warmte van lage temperatuur uit de omgeving (lucht, bodem of water) op voldoende hoge temperatuur brengen voor verwarming en sanitair warm water. Elektrische warmtepompen leveren ruimteverwarming, sanitair warm water en koeling in gebouwen en tuinbouwkassen. Potentieel Op de Belgische markt worden tot nu toe vooral lucht/lucht warmtepompen verkocht, hoofdzakelijk voor niet-residentiële gebouwen. Toepassing van warmtepompen voor ruimteverwarming in nieuwe woningen groeit in populariteit.55 Het bruto finaal verbruik van hernieuwbare energie56 voor verwarming en koeling met warmtepompen en warmtepompboilers in Vlaanderen was in 2012 0,6 PJ.57 De ongeveer 10.000 geïnstalleerde warmtepompen die zijn waargenomen in de inventaris duurzame energie hebben een gezamenlijk thermisch vermogen van 127 MW. Luchtwarmtepompen waarvoor geen premies werden gegeven zijn niet inbegrepen in de inventaris. VITO heeft in 2010 een marktpotentieel in 2020 voor lucht-lucht warmtepompen en ondergrondse energietechnieken ingeschat, uitgaande van toepassing bij nieuwbouw en renovaties en een proactief beleid (Tabel 20). Hierbij is voornamelijk potentieel geidentificeerd in de tertiaire en residentiële sectoren. De locaties waar lucht-lucht warmtepompen en ondergrondse energietechnieken kunnen worden toegepast overlappen in belangrijke mate. Tot nu toe is maar een beperkt deel van dit potentieel gerealiseerd.

55

Technologische verkenning Warmtepompen, THELES,VEI,ODE, 2012. De hoeveelheid hernieuwbare energie is de totale hoeveelheid geproduceerde bruikbare warmte, verminderd met het elektriciteitsverbruik van de warmtepomp. 57 K. Jespers,, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 56

44

Bijlage A Technologie-fiches Tabel 20 Inschatting marktpotentieel groene warmteproductie warmtepompen Groene warmte 2020 [PJ] Lucht-lucht warmtepompen Ondergrondse energietechnieken Residentieel 2,0 2,7 Tertiair 7,2 7,5 Tuinbouw 0,2 0,1 Industrie 0,1 0,1 Totaal 9,5 10,4 Bron: Desmedt en Van Bael

58,59

Kosten De kosten van warmtepompsystemen zijn sterk situatie-afhankelijk en de prijzen zijn in beweging. In een studie van ECN en Agentschap NL zijn de financiele en milieuprestaties van warmtepompsystemen in de woningbouw en de tertiaire sector onderzocht.60 Water-water warmtepompen bleken het beste te presteren als het gaat om CO2-emissiereductie en primaire energie, maar de jaarlijkse eindverbruikerskosten waren ook het hoogst. De investeringen die nodig zijn voor hybride warmtepompen zijn aanzienlijk lager. Bij hybride warmtepompen wordt een elektrisch aangedreven warmtepomp die buiten- en/of ventilatielucht als bron gebruikt gecombineerd met een CV-ketel. In de tertiaire sector worden warmtepompen meestal gebruikt in combinatie met een HR-ketel voor het invullen van de piek van de warmtevraag. Warmte-koude opslagsystemen, waarbij een elektrische warmtepomp grondwater als bron gebruikt, kunnen ook gebruikt worden om gebouwen te koelen. ECN en Agentschap NL concludeerden dat een WKO-systeem in de tertiaire sector op het gebied van energie, CO2 en kosten beter presteerde dan HR-ketels en WKK-gasmotoren, mits er voldoende koelvraag bestaat. Inpasbaarheid in het energiesysteem Toepassing van elektrische warmtepompen leidt tot een hogere elektriciteitsvraag. Tijdens extreem heet of koud weer kan gebruik van warmtepompen leiden tot pieken in de elektriciteitsvraag.61 De elektriciteitsnetten zijn nog niet overal geschikt voor grootschalige toepassing van warmtepompen. Warmteopslag maakt flexibele inzet van warmtepompen mogelijk, waardoor de vraag beter gespreid kan worden.

Bij woningen die verwarmd worden met elektrische warmtepompen hoeft niet altijd een aardgasaansluiting aanwezig te zijn. Een verplichting tot aansluiting op het gasnetwerk leidt in dit geval tot extra kosten. Het is eenvoudiger om warmtepompen toe te passen bij nieuwbouwwoningen dan in bestaande woningen. Voor sommige warmtepompen is het nodig dat woningen en gebouwen over een lagetemperatuur verwarmingssysteem beschikken.

58

J. Desmedt, J. Van Bael, Potentieel groene warmte en koude uit ondergrondse geothermische energiesystemen in Vlaanderen, VITO, 2009. 59 J. Desmedt, J. Van Bael, Potentieel groene warmte uit lucht warmtepompen in Vlaanderen, VITO, 2010. 60 W. Wetzels, I. Blezer, J. M, Sipma, Beleidsstudie naar WKK- en warmtepomptechnologieën. Eindrapport 21 juni 2011, ECN/Agentschap NL, 2011. 61

Renewables for heating and cooling; untapped potential, IEA, 2007.

45


8. Technologie-fiche wind op land Windturbines op land. Potentieel Eind 2012 stond in Vlaanderen op land een windvermogen opgesteld van 420 MW. De genormaliseerde productie van groene stroom was 701 GWh.62 Vlaanderen heeft als doelstelling om in 2020 een vermogen van 1.060 MW te realiseren. Windenergie vereist grote beschikbare oppervlaktes (idealiter is de densiteit niet hoger dan 6 á 7 MW/km2), maar het eigenlijke ruimtebeslag (d.w.z. de oppervlakte die niet meer bruikbaar is voor ander doeleinden zoals landbouw of industriële toepassingen) is beperkt. Volgens een studie van ELIA, EANDIS en INFRAX63 bestaat er in Vlaanderen een technisch potentieel van 3.576 MW, rekening houdend met ruimtelijke beperkingen. Dit komt neer op een gemiddelde dichtheid van 0,26 MW/km2. Ter vergelijking: in Duitsland bedroeg de dichtheid in 2012 0,9 MW/km2. Dit potentieel is eerder een voorzichtige raming vanuit technisch oogpunt. Immers, uit een analyse van de bestaande installaties blijkt dat deze slechts gedeeltelijk voldoen aan de ruimtelijke beperkingen die zijn gebruikt om het technisch potentieel in te schatten.64 De netbeheerders hebben ook de aansluitbaarheid op het netwerk onderzocht. Dit is niet echt een technische, maar eerder een economische beperking. Bovenop de bestaande 420 MW is nog ongeveer 2.800 MW windvermogen vlot aansluitbaar. Om het laatste gedeelte aan te sluiten kunnen de kosten hoog oplopen. Het potentieel van 3.220 MW kan tegen 2030 gerealiseerd worden als er jaarlijks ongeveer 250 MW (inclusief vervangingsinvesteringen) wordt geïnstalleerd. De elektriciteitsproductie van wind op land zou dan 26 PJ bedragen. Kosten In de ‘Technology Roadmap Wind energy’ van de IEA wordt uitgegaan van investeringen 980 tot 1.900 /kW.65 Tabel 21 geeft de uitgangspunten voor de bepaling van de kosten van windenergie op land. De investeringen, vollasturen en onderhoudskosten zijn gebaseerd op de onrendabele top berekeningen van VEA.66 Bij de berekeningen wordt uitgegaan van een levensduur van 20 jaar. Aangenomen wordt is dat de investeringen per eenheid vermogen in de periode 2014-2030 dalen met 10% en in de periode 2014-2050 met 14%.67

Tabel 21 Eigenschappen wind op land

62

K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 63 Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen 2011-2020, ELIA, EANDIS, INFRAX, 2012. 64 L. Poelmans, P. Lodewijks, G. Engelen, Onthaalcapaciteit Clusterzones, Studie uitgevoerd in opdracht van VREG, ELIA EANDIS, INFRAX, VITO, 2013. 65 Technology Roadmap Wind Energy, OECD/IEA, 2009. 66 Rapport 2013/2. Deel 1: definitief rapport OT/Bf voor projecten met een startdatum vanaf 1 januari 2014, VEA, 2013. 67 Energy Technology Perspectives 2014; Harnessing Electricity’s Potential, IEA, 2013.

46


Investering [€/kWe] Vollasturen [u] Onderhoudskosten [€/kWe] Levensduur [jr]

Wind op land 1.520 2.050 45,1 20

Inpasbaarheid in het energiesysteem Wind is een intermitterende energiebron met een variabele, windafhankelijke elektriciteitsproductie. In de wintermaanden wordt relatief meer geproduceerd dan in de zomermaanden, wat een zekere complementariteit geeft met PV. Voor 2010 observeren we 2.102 vollasturen. Gedurende 5.100 uren wordt minder geproduceerd dan 24% van het opgestelde vermogen en 403 uren bedraagt de opbrengst minder dan 5%.

9.

Technologie-fiche wind op zee

Windturbines op zee. Potentieel Begin 2014 staan er 132 windturbines op zee met een gezamenlijk opgesteld vermogen van 625 MWe. Als alle huidige concessies zijn uitgebouwd zullen er in totaal ongeveer 500 windturbines geplaatst zijn, samen goed voor 2,8 GW. Deze turbines zullen naar verwachting 35 PJ aan stroom opwekken.

Tabel 22 Concessies voor wind op zee. Bron: Le Journal de l’Éolien, februari 2014 Huidig opgesteld vermogen (MW) Concessie C-Power Belwind Northwind Rentel Norther Seastar Mermaid Totaal

325 171 129

625

Verwacht opgesteld vermogen (MW) 325 171 216 550 470 540 482 2.754

De Belgische exclusieve economische zone (EEZ) (zie Figuur 15) heeft slechts een beperkte oppervlakte (2.000 km2). Met een dichtheid van 6-8 MW/km2 zou een theoretisch potentieel van 12,6 tot 16,8 GW windvermogen geïnstalleerd kunnen worden. Dit lijkt echter te optimistisch, want in de praktijk moet nog met andere beperkingen rekening gehouden worden. De gebieden waar windturbines zijn opgesteld zijn niet beschikbaar voor de visserij en vaarroutes moeten de windparken omzeilen.

47

Bijlage A Technologie-fiches In het kader van de studie “Naar 100 % hernieuwbare energie in België tegen 2050”68 werd voor de exclusieve economische zone een potentieel van 8 GW aangenomen. België zou echter met de buurlanden (Nederland, Verenigd Koninkrijk) een overeenkomst kunnen afsluiten die moet toelaten de beschikbare oppervlakte te vergroten, wat meteen ook het potentieel zou vergroten. Het uitrollen van grote vermogens stelt grote eisen aan het transmissienetwerk. In eerste instantie zou 900 MW aan windparken aangesloten kunnen worden, maar ELIA wil op de Noordzee een vermaasd net ontwikkelen. Dit is veel beter dan een zogenaamd ‘spaghetti-netwerk’ waarbij elk park afzonderlijk aangesloten wordt.69 Netwerkkoppelingen vormen voorlopig een beperking op de uitbreiding van wind op zee.

Figuur 15: Kaart met de Belgische exclusieve economische zone. Bron: L'Unité de Gestion du Modèle Mathématique de la mer du Nord70 Kosten Voor de modellering in het TIMES model wordt de technologie wind op zee uitgesplitst in drie categorieën: 0-2 GWe, 2-6 GWe en >6 GWe. Deze categorieen hebben oplopende investeringen van respectievelijk 2.500, 3.000 en 3.500 €/kW in 2014. Aansluitend bij verwachtingen van het IEA wordt aangenomen dat de investeringen dalen met 26% in 2014-2030 en 36% in 2014-2050.71 Wind op zee realiseert ca. 3.500 vollasturen. Aangenomen wordt dat de jaarlijkse beheer- en onderhoudskosten 100 €/kW bedragen.72 Tabel 23 Eigenschappen wind op zee 68

D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini, M. Pairon, Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050, BFP-FPB, ICEDD, VITO, April 2013. 69 http://www.elia.be/nl/projecten/netprojecten/Noordzee 70 http://www.mumm.ac.be/FR/Management/Atlas/map.php?NorthSeaBelgianArea 71 Energy Technology Perspectives 2014; Harnessing Electricity’s Potential, IEA, 2013. 72 S. Lensink, Eindadvies basisbedragen SDE+ 2014, ECN-E—13-050, ECN, 2013.

48


Investering [€/kW] Vollasturen [u] Onderhoudskosten [€/kW] Levensduur [jr]

Wind op zee Wind op zee Wind op zee (0-2 GW) (2-6 GW) (6-12 GW) 2.500 3.000 3.500 3.504 3.504 3.504 100 100 100 20

20

20

Inpasbaarheid in het energiesysteem Wind is een intermitterende energiebron met een variabele, windafhankelijke productie. Het aanbodprofiel vertoont een periode met een zeer lage opbrengst, maar is wel gunstiger dan dat van zon-PV. Aansluitbaarheid van grote capaciteiten is nog een teer punt omdat dit ook aanpassingen vraagt aan het transmissienetwerk in West Vlaanderen.

10.

Technologie-fiche zonnewarmte

Zonneboilers gebruiken zonnewarmte voor de productie van sanitair warm water. Kleine systemen kunnen in de behoefte voorzien in woningen. Grotere systemen kunnen warm water leveren aan appartementen of gebouwen in de dienstensector. Potentieel In 2012 bedroeg de geïnstalleerde zonneboileroppervlakte in Vlaanderen 22 ha. Deze zonneboilers produceerden 0,30 PJ groene warmte.73 Het aantal zonneboilers neemt toe. In 2009 was de warmteproductie nog 0,19 PJ. In 2013 waren er meer dan 11.000 premie-aanvragen voor zonneboilers. De Vlaamse overheid geeft bouwheren de gelegenheid om via de installatie van een zonneboiler aan de strengere energieprestatie-eisen (Epeil) voor nieuwbouwwoningen te voldoen. Een prognose van VITO74 gaat uit van een geïnstalleerde oppervlakte in 2020 van 70 ha. Bij een gemiddelde oppervlakte van ongeveer 5 m² per zonneboiler komt dit neer op ongeveer 140.000 zonneboilers met een jaarlijkse warmteproductie van 0,9 PJ. Hierbij is net als in de inventaris duurzame energie uitgegaan van een warmteproductie van 1,34 GJ/m2/jaar. Bij de prognose is aangenomen dat bij renovatie van woningen vanaf 2013 een constant aantal van 6.500 zonneboilers per jaar wordt geïnstalleerd. Daarnaast wordt verondersteld dat in 30% van de nieuwbouwwoningen een zonneboiler wordt geplaatst. Hierbij wordt uitgegaan van ongeveer 18.000 nieuwbouwwoningen per jaar in Vlaanderen. Er waren in 2010 in Vlaanderen ruim 2 miljoen gesloten, halfopen of open woningen. De prognose houdt in dat in 2020 bijna 7% van deze woningen uitgerust is met een zonneboiler. De groeitrend kan zich na 2020 voortzetten. Daarnaast is er een additioneel potentieel voor grotere zonneboilers bij appartementen of gebouwen uit de tertiaire sector. In 2010 waren er in Vlaanderen ongeveer 100.000 buildings en flatgebouwen met appartementen.

73

K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 74 E. Cornelis, Actualisatie prognoses groene warmte, VITO-rapport 2013/TEM/R/33, VITO, 2013.

49

Bijlage A Technologie-fiches Kosten Op basis van premie aanvragen wordt uitgegaan van een investering van € 6.400 voor een zonneboiler van 4 m². Grotere zonneboilers met een groter oppervlakte (> 10 m²) hebben een specifieke investeringskost die ongeveer de helft bedraagt van kleinere. De onderhoudskosten zijn ongeveer 160 €/jaar.75 Tabel 24 Eigenschappen zonneboiler Zonneboiler Investering [€/m ] 1.600 Oppervlakte [m2] 4 2 Warmteopbrengst [GJ/m /jr] 1,34 Onderhoudskosten [€/jr] 160 Levensduur [jr] 20 2

Inpasbaarheid in het energiesysteem Het productieprofiel van warm water door zonneboilers wordt bepaald door de hoeveelheid zonnewarmte. De warmteproductie is in de zomer groter dan in de winter. Gedurende de winter reduceren zonneboilers de winterpiek naar brandstoffen slechts in beperkte mate. In het huidig concept worden zonneboilers ingeplant in het warmwaterdistributiesysteem van de woning. Ze vergen daarom geen uitbreiding van distributienetten en veroorzaken geen aansluitingsproblemen. Bij grotere zonneboilersystemen die op appartementsgebouwen worden gezet is het nodig dat er in het gebouw een warmtenet aanwezig is, zodat de zonnewarmte aan meerdere wooneenheden geleverd kan worden.

11.

Technologie-fiche zon-PV

Fotovoltaïsche zonnepanelen zetten zonlicht om in elektriciteit. Potentieel De zon-PV productiecapaciteit in Vlaanderen is gestegen van 167 MWp in 2009 tot 2.007 MWp in 2012.76 Het groeitempo was daarmee in deze periode hoger dan 600 MWp per jaar. Door de hervorming van het groene stroomcertificatensysteem is de groei daarna sterk afgenomen. Als bij de helft van de ca. 2,2 miljoen eengezinswoningen in 2030 een PV-installatie geïnstalleerd zou zijn van 5 kWp (30 à 50 m²), dan is het gezamenlijke oppervlak ongeveer 45 miljoen m². Als daarnaast 10 miljoen m² een plaats zou krijgen op industriële daken en daken van de dienstensector, dan zou een totaal vermogen van ca. 7 GWp gerealiseerd worden. De elektriciteitsproductie is dan ca. 22 PJ. Kosten De investeringen en vollasturen van zon-PV-installaties worden gebaseerd op onrendabele top berekeningen (zie Tabel 25).77 Het gemiddelde aantal vollasturen per jaar is ongeveer 900. Voor de 75

Bron: Belsolar K. Jespers, K. Aernouts, Y. Dams, Inventaris duurzame energie in Vlaanderen 2012 DEEL I: hernieuwbare energie, VITO-rapport 2013/TEM/R/82, VITO, 2013. 76

50

Bijlage A Technologie-fiches modellering van zon-PV in het TIMES model wordt een weging gebruikt van de drie categorieën (50% categorie ‘<10 kWp’, 25% categorie ‘10-250 kWp’, 25% categorie ‘>250 kWp’). De geschatte levensduur van zonnepanelen is 20 jaar. Daarbij moet wel rekening gehouden worden met een beperkte afname van de opbrengst. De technologische ontwikkeling in deze sector gaat snel en de investeringen per kWe kunnen nog aanzienlijk dalen. Uitgegaan wordt van een daling met 30% in 2014-2030 en 53% in 2014-2050.78 Tabel 25 Overzicht eigenschappen zon-PV Zon-PV (<10 kW) Investering zon-PV incl. omvormer excl. BTW [€/kWp] Levensduur [jr] Vollasturen [u]

2.092 20 897

Zon-PV (10-250 kW) 1456 20 899

Zon-PV (250- Zon-PV 750 kW) (gewogen) 982

1.586

20 899

20 899

Inpasbaarheid in het energiesysteem De elektriciteitsproductie met zonnepanelen heeft een intermitterend karakter. Op basis van weersvoorspellingen kan de productie wel vrij goed worden ingeschat en kunnen tijdig maatregelen genomen worden om de functionering van het systeem te garanderen. Lokale opslag in batterijen kan een gunstig effect hebben op te integreerbaarheid in het netwerk. Op jaarbasis levert de monitoring van één paneel de volgende statistieken:  1.060 equivalente vollasturen;  50% van de tijd is er geen opbrengst (alle nachten)  73% van de tijd is de opbrengst minder dan 12 %

77

Rapport 2013/2. Deel 1: definitief rapport OT/Bf voor projecten met een startdatum vanaf 1 januari 2014, VEA, 2013. 78

Energy Technology Perspectives 2014; Harnessing Electricity’s Potential, IEA, 2013.

51

Bijlage B: Wijzigingen in het Belgische TIMES model (t.o.v. 100% hernieuwbare studie)

BIJLAGE B: WIJZIGINGEN IN HET BELGISCHE TIMES MODEL (T.O.V. 100% HERNIEUWBARE STUDIE) Het TIMES model is ook gebruikt voor de studie “Naar 100% hernieuwbare energie in België tegen 2050”.79 In die studie zijn de haalbaarheid en de impact geanalyseerd van een transformatie van het Belgische energiesysteem naar 100% hernieuwbare energie tegen 2050. Modellen worden voortdurend aangepast met nieuwe technologieën, nieuwe prijsinformatie, andere aannames voor energieprijzen en dergelijke meer en dit heeft allemaal een impact op de resultaten. De belangrijkste wijziging betreft de modellering van netwerken die hieronder wordt beschreven. Nadien volgt een overzicht van andere wijzigingen.

Modelaanpak netwerkstructuur De integratie van grote hoeveelheden hernieuwbare energie stelt bijzondere eisen aan het transmissie- en distributienetwerk. In het kader van deze studie hebben ELIA, voor het transmissienet, en EANDIS en INFRAX voor de distributienetwerken hun bezorgdheid geuit over het inschatten van de kosten om de transmissienetwerken en de distributienetwerken geschikt te maken voor de integratie van grote hoeveelheden wind op land, wind op zee en zonne-energie. De discussies in het kader van het begeleidingscomité hebben geleid tot een nieuwe modelstructuur en nieuwe kosteninschattingen. Wind op zee De aansluiting van grote capaciteiten van wind op zee vereist ook aanpassingen aan het binnenlandse hoogspanningsnetwerk. Momenteel is voorzien dat ongeveer 2 GW wind op zee zou aangesloten worden. Grotere hoeveelheden zouden aanzienlijke nieuwe investeringen vereisen. ELIA heeft ingeschat dat de kost om 6 GW extra aan te sluiten een investering van om en bij 3 miljard euro zou vereisen. Een dergelijke aansluiting zou kunnen gerealiseerd worden met meerdere HVDC verbindingen die de windmolens van aan de kust op meerdere plaatsen aan het transmissienetwerk aansluiten. In het model wordt aangenomen dat voor capaciteiten boven 2 GW een extra investeringskost van 500 miljoen euro per GW(500 €/kW) noodzakelijk om de aansluiting van de windmolenparken op het transmissienetwerk te realiseren. De kosten om grotere vermogens > 8GW aan te sluiten werden door ELIA niet onderzocht. VITO heeft aangenomen dat deze aan eenzelfde eenheidskost zouden kunnen gerealiseerd worden.

Wind op land De aansluitingskosten voor wind op land werden eerder in detail onderzocht door ELIA, EANDIS en INFRAX.80 Voor bijkomend vermogen van 2.877 MW wordt een globale aansluitingskost van 356 miljoen euro (124 €/kW) becijferd. Hierin zijn begrepen de kosten voor de aansluiting, de opvoering van de transformatieversterkingen en aanpassingen aan het vervoernet en het transmissienet. Dit is een inschatting voor de meest economische aansluitwijze van dit potentieel van 2.877 MW. De globale aansluitkost in dit pakket varieert van 10 tot 364 €/kW per cluster. In het model hanteren we een aansluitingskost van 200 €/kW voor hogere vermogens. 79

D. Devogelaer, J. Duerinck, D. Gusbin, Y. Marenne, W. Nijs, M. Orsini, M. Pairon, Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050, BFP-FPB, ICEDD, VITO, April 2013. 80 Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen 2011-2020, ELIA, EANDIS, INFRAX, 2012.

52

Bijlage B: Wijzigingen in het Belgische TIMES model (t.o.v. 100% hernieuwbare studie) Voor de aansluitkosten in Wallonië hanteren we een 60/40 verdeelsleutel. Dit betekent voor 2.094 MW aansluitkosten van 124 €/kW en 200 €/kW EUR daarboven. Het totale potentieel voor België blijft worden ingeschat op 9 GW. Zon-PV Het distributienetwerk wordt opgesplitst in de residentiële, tertiaire en landbouwsector. Dit stemt niet overeen met de werkelijkheid, maar het is een modelmatige ingreep om een onderscheid te kunnen maken tussen gebieden waar de lokale productie met PV het lokaal verbruik gemakkelijk kan overtreffen en gebieden waar dit onwaarschijnlijk is. Praktisch gezien onderscheiden we vier soorten zon-PV.  PV1: deze categorie staat dicht opgesteld bij de eindverbruiker (residentiële gebruikers) zonder bijkomende aansluitkosten. Deze installaties kunnen rechtstreeks aan de residentiële sector leveren – voor zover productie en consumptie in de tijd op elkaar zijn afgestemd. De stroom kan ook via het distributienet aan het hoogspanningsnet worden geleverd, doch hierop zijn beperkingen. We gaan er van uit dat de capaciteit maar voor 40 % beschikbaar is om stroom in de omgekeerde richting te laten vloeien. Als deze grens bereikt is zijn aanpassingen aan het netwerk vereist. 60 % van de initiële netwerkcapaciteit zou kunnen beschikbaar worden gemaakt mits aanpassingen plaatsvinden die begroot worden op 1.000 €/kW, wat overeenkomt met 1/3 van de kost die we rekenen voor de ontwikkeling van het lokale distributienetwerk (namelijk 3.000 €/kW). Eens de grens van 60% overschreden wordt zijn heel grote aanpassingswerken vereist waarvan de kostprijs dezelfde orde grote zou hebben als een nieuw distributienetwerk (3.000 €/kW + 500 €/kW transformatorcapaciteit).  PV2 : deze categorie hebben we bij wijze van experiment ingevoerd om de concurrentie tussen opslag en uitbreiding van distributienetwerken te onderzoeken. Ze staat opgesteld in gebieden met beperkte lokale vraag, echter zonder de mogelijkheid om deze stroom te laten terugvloeien. Dit blijkt echter nooit rendabel omdat aanbod en vraag in de tijd niet goed op elkaar zijn afgestemd en lokale opslag te duur is.  PV3: deze categorie staat voor grote PV projecten die afzonderlijk worden aangesloten op het netwerk. Voor deze categorie wordt een aansluitingskost gerekend van 200 €/kW. Het cijfer van 200 €/kW komt overeen met de grens voor buitensporige kosten die de netwerkbeheerders eerder in de studie onthaalcapaciteit voorstelden. De stroom kan in principe zowel aan de residentiële consumenten als aan het transmissienetwerk geleverd worden, op voorwaarde dat de beschikbare transformatorcapaciteiten voldoende zijn. De kosten voor de uitbreiding van de transformatorcapaciteit kunnen sterk variëren in functie van de benuttingsgraad van de uitbreiding. In de studie onthaalcapaciteit is er sprake van kosten van 82 tot 805 €/kW. In het model rekenen we met een gemiddelde kost van 500 €/kW. Voor PV3 werden bovendien de volgende maximum capaciteitsbeperkingen ingevoerd: 2020 - 1 GW, 2030- 5 GW, 2050– 20 GW. Samengevat: PV3 is duurder dan PV1 zolang de oorspronkelijke netwerkcapaciteit kan benut worden. PV3 is echter goedkoper om op grootschalige wijze stroom te leveren aan het transmissienetwerk.  PV4: deze categorie heeft gemeenschappelijk met PV1 dat er geen initiële aansluitingskosten worden gerekend, maar de verhouding eigen productie –eigen verbruik is ongunstiger omdat op hetzelfde netwerk ook stroom wordt geleverd door WKK. Door de aanwezigheid van WKK is de connectie met het transmissienetwerk

53

Bijlage B: Wijzigingen in het Belgische TIMES model (t.o.v. 100% hernieuwbare studie) minder goed ontwikkeld. De capaciteit in omgekeerde richting bedraagt ook slechts 40%. Door de concurrentie met het WKK aanbod is deze categorie in 2030 niet aantrekkelijk. In 2050 wordt deze categorie echter wel aantrekkelijk omdat elektrische voertuigen op dit netwerk worden aangesloten.

Opslag In de modelstructuur voorzien we verschillende opslagmogelijkheden die kunnen concurreren met uitbreiding van de netwerken. Begrenzingen voor PV (België) Beperking op totaal vermogen: PV1 + PV2 + PV3 + PV4 < 5 GW (2020), 10,3 GW (2030), 50 GW (2050) Beperking op categorie PV3: PV3 < 1GW (2020) , 5 GW (2030), 20 GW (2050) Modelmatige opmerking met betrekking tot curtailment TIMES is een LP model waarbij steeds wordt gespecifieerd dat in elk knooppunt het aanbod minimaal gelijk moet zijn aan de vraag. Curtailment komt overeen met een situatie dat het aanbod groter is dan de vraag. Modelmatig kan dit dus in elk knooppunt voorkomen. Resultaten Ter illustratie geven we hierbij de opgestelde PV vermogens (in GW) in het REF, LOW en HIGH scenario. De toegenomen kosten hebben een significante impact op het resultaat voor 2030. In 2030 blijven de opgestelde vermogens beperkt tot ongeveer 4 GW. De uitbreidingskosten voor de distributienetwerken worden tot na 2030 verschoven. PV-vermogen [GW] PV1 PV3 PV4

54

REF 2030 4,0

LOW 2050 4,9 1,4

2030 4,0

HIGH 2050 9,8 10,9 3,9

2030 5,0 1,6

2050 16,3 11,4 22,3

Bijlage B: Wijzigingen in het Belgische TIMES model (t.o.v. 100% hernieuwbare studie)

LE storage 200€/ kWh

Gas supply €/GJ

Production - gas

HV-HV Transmission network 650 €/kW

Transformator 12000V 500€/kW Nuclear supply €/GJ

LV Distribution 3500€ kW

Production - nuclear

Industrial consumption

Wind -onshore

HE storage 500€:kWh

Production PV 3

Production – PV 4

LV Distribution Low tension 3000€ kW

HEstorage 500€/ kWh

CHP – industry Wind -offshore >2GW

Transmission network extension for Off-shore 500€/ kW

HE storage 500€/ kWh

Production PV 1

Services

Residential consumers

Network extension HE storage 500€/ kWh

Production PV 2

Andere wijzigingen ten opzichte van “Naar 100% hernieuwbare energie in België tegen 2050” 



 

  

De brandstofprijzen werden herzien en de investeringskosten werden afgestemd op de cijfers die VEA hanteert voor de onrendabele top berekeningen. Alle prijzen zijn nu in €2014 i.p.v. €2005. Omdat de studie gericht was op 100% hernieuwbare energie kon het model niet opteren om gasturbines in te zetten als back-up capaciteit. Bij de minder vergaande doelstellingen waar in deze studie vanuit wordt gegaan is deze keuze wel toegestaan. De nucleaire uitfasering is opnieuw bekeken. De levensduur van Tihange 1 werd met 10 jaar verlengd. Doel 3 en Tihange 2 blijven operationeel tot de voorziene sluiting. In deze studie wordt geen gebruik gemaakt van de optie “elastische vraag” en wordt dus ook het daaraan verbonden welvaartsverlies niet becijferd. Deze keuze is ingegeven door louter computertechnische redenen. In 2030 zijn prijsstijgingen dermate beperkt dat elastische vraag geen toegevoegde waarde levert. Voor 2050 bekomen we daardoor hogere inschattingen van de totale kosten. Er zijn bijkomende opties om te investeren in warmtenetwerken voor diepe geothermie en huisvuilverbrandingsinstallaties. De optie om in de staalindustrie grootschalige industriële “demand response” toe te passen werd hier niet gebruikt. WKK in industrie, tertiaire sector en de landbouwsector kregen een update.

Potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen

Recommend Documents