Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020

Beperkte verspreiding

(Contract 041773 + 041774)

Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020 Eindrapport N. Devriendt, G. Dooms, J. Liekens, W. Nijs, L.Pelkmans

Studie uitgevoerd in opdracht van ANRE 2005/ETE-IMS/R/

VITO-3E Oktober 2005

VERSPREIDINGSLIJST ANRE: 10 exemplaren VITO: 10 exemplaren

INHOUDSTABEL

SAMENVATTING............................................................................................................................................. 1 1

INLEIDING .............................................................................................................................................. 5

LIJST MET AFKORTINGEN.......................................................................................................................... 7 TABELLENLIJST ............................................................................................................................................. 9 FIGURENLIJST .............................................................................................................................................. 11 FIGURENLIJST .............................................................................................................................................. 11 2

METHODOLOGIE ................................................................................................................................ 13 2.1 DEFINITIE HERNIEUWBARE ENERGIE EN WARMTEKRACHTKOPPELING .............................................. 13 DEFINITIE PROGNOSE ....................................................................................................................... 14 2.2 Context ....................................................................................................................................... 14 2.2.1 Economisch potentieel als prognose .......................................................................................... 16 2.2.2 Economisch potentieel vanuit het standpunt van de investeerder als prognose ........................ 18 2.2.3 MODEL ............................................................................................................................................ 23 2.3

3

DEFINITIE BAU- EN PRO-SCENARIO............................................................................................. 29

4

INPUTPARAMETERS MODEL .......................................................................................................... 31 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.4 4.4.1 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5 4.4.6 4.5 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.6 4.6.1

INLEIDING ........................................................................................................................................ 31 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT BIOMASSA....................................................................................... 31 Bijstook....................................................................................................................................... 33 ORC (Organic Rankine Cycle) ................................................................................................... 35 Stoomturbine .............................................................................................................................. 36 Gasmotor .................................................................................................................................... 37 Motor op vloeibare biobrandstof ............................................................................................... 39 Huidige elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen ........................................................ 39 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT WIND ONSHORE............................................................................... 39 Klasse en opbrengst ................................................................................................................... 39 Kosten......................................................................................................................................... 41 Levensduur ................................................................................................................................. 41 Potentieel tot het jaar 2010 ........................................................................................................ 41 Zones met visuele invloed versus infrastructurele zones en havengebieden .............................. 43 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT WINDENERGIE OFFSHORE ................................................................ 44 Klassen en opbrengst ................................................................................................................. 44 Levensduur ................................................................................................................................. 44 Kosten......................................................................................................................................... 44 Scenario’s BAU .......................................................................................................................... 45 Scenario PRO ............................................................................................................................. 46 Toegewezen zone voor offshore windenergie ontwikkelingen in België ..................................... 47 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT ZONNE-ENERGIE ............................................................................. 47 Onderverdeling van de markt ..................................................................................................... 47 Beschrijving systeemaannames .................................................................................................. 48 Aannames steunmaatregelen ...................................................................................................... 48 Enkele scenario’s ....................................................................................................................... 49 Samengevat ................................................................................................................................ 50 WARMTEKRACHTKOPPELING ........................................................................................................... 52 Veronderstellingen WKK ............................................................................................................ 52

4.6.2 Potentieel WKK in de industrie .................................................................................................. 54 Potentieel WKK in de tertiaire sector ........................................................................................ 56 4.6.3 WKK in de residentiële sector .................................................................................................... 57 4.6.4 WKK in de tuinbouwsector ........................................................................................................ 58 4.6.5 Bestaande WKK’s ...................................................................................................................... 58 4.6.6 WKK’s op basis van motoren ..................................................................................................... 59 4.6.7 WKK’s op basis van Gasturbines-STEG’s ................................................................................. 60 4.6.8 ALGEMENE INPUTPARAMETERS VAN HET MODEL ............................................................................ 60 4.7 De energievraag ........................................................................................................................ 60 4.7.1 Brandstofprijzen......................................................................................................................... 61 4.7.2 CO 2 -taks .................................................................................................................................... 62 4.7.3 Certificatensysteem .................................................................................................................... 63 4.7.4 WARMTEPRODUCTIE UIT BIOMASSA ................................................................................................ 64 4.8 Residentiële sector ..................................................................................................................... 64 4.8.1 Tertiaire sector .......................................................................................................................... 66 4.8.2 Industrie ..................................................................................................................................... 66 4.8.3 THERMISCHE ZONNE-ENERGIE ......................................................................................................... 71 4.9 Onderverdeling van de markt .................................................................................................... 71 4.9.1 Beschrijving van de systeemaannames ...................................................................................... 71 4.9.2 Scenario’s BAU en PRO ............................................................................................................ 72 4.9.3 Nodige beleidsmaatregelen ........................................................................................................ 72 4.9.4 BIOBRANDSTOFFEN ......................................................................................................................... 73 4.10 Evolutie transportbrandstoffen ............................................................................................. 74 4.10.1 Verbruik aan transportbrandstoffen ..................................................................................... 77 4.10.2 Investeringskost ..................................................................................................................... 78 4.10.3 Conversie- en transportkost .................................................................................................. 80 4.10.4 Transport- en distributiekosten ............................................................................................. 83 4.10.5 Overzicht ............................................................................................................................... 84 4.10.6 BESCHIKBAARHEID BIOMASSA EN BIOBRANDSTOFFEN ..................................................................... 85 4.11 Verhandelbare biomassa....................................................................................................... 86 4.11.1 Biomassareststromen ............................................................................................................ 91 4.11.2 Biobrandstoffen ..................................................................................................................... 93 4.11.3 5

RESULTATEN ....................................................................................................................................... 95 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.3 5.3.1 5.3.2 5.3.3 5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.5 5.5.1 5.6 5.6.1 5.6.2 5.7 5.7.1 5.7.2 5.7.3 5.7.4 5.7.5 5.7.6

INLEIDING ........................................................................................................................................ 95 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT BIOMASSA ...................................................................................... 95 BAU-scenario ............................................................................................................................ 95 PRO-scenario ............................................................................................................................ 96 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT WIND ONSHORE .............................................................................. 96 BAU-scenario ............................................................................................................................ 96 PRO-scenario ............................................................................................................................ 96 Samengevat ................................................................................................................................ 97 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT WIND OFFSHORE ............................................................................. 97 BAU-scenario ............................................................................................................................ 97 PRO-scenario ............................................................................................................................ 98 Samengevat ................................................................................................................................ 98 ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT ZONNE-ENERGIE ............................................................................. 99 BAU-scenario en PRO-scenario ................................................................................................ 99 WARMTEKRACHTKOPPELING ......................................................................................................... 101 BAU-scenario .......................................................................................................................... 101 PRO-scenario .......................................................................................................................... 105 RESULTATEN ELEKTRICITEITSPRODUCTIE UIT HEB ....................................................................... 109 BAU-scenario, lage elektriciteitsvraag .................................................................................... 109 BAU-scenario, hoge elektriciteitsvraag ................................................................................... 110 PRO-scenario, lage elektriciteitsvraag .................................................................................... 111 PRO-scenario, hoge elektriciteitsvraag ................................................................................... 112 Sensitiviteitsanalyse CO 2 -prijs en discontovoet ...................................................................... 116 Conclusies ................................................................................................................................ 118

5.8 WARMTEPRODUCTIE UIT BIOMASSA (EXCL. WARMTE UIT GROENE WKK) ..................................... 119 BAU-scenario ........................................................................................................................... 119 5.8.1 PRO-scenario ........................................................................................................................... 121 5.8.2 THERMISCHE ZONNE-ENERGIE ....................................................................................................... 125 5.9 BAU-scenario ........................................................................................................................... 125 5.9.1 PRO-scenario ........................................................................................................................... 125 5.9.2 BIOBRANDSTOFFEN ........................................................................................................................ 126 5.10 Prijsvergelijking zonder accijnsverlaging ........................................................................... 126 5.10.1 BAU-scenario ...................................................................................................................... 128 5.10.2 PRO-scenario ...................................................................................................................... 134 5.10.3 RANDVOORWAARDEN VOOR INVOER EN CONCURRENTIE TUSSEN STROMEN .................................. 140 5.11 Biomassa voor elektriciteitsproductie (inclusief groene warmtekrachtkoppeling).............. 140 5.11.1 Biomassa voor groene warmte (exclusief groene warmtekrachtkoppeling) ........................ 141 5.11.2 Biomassa voor biobrandstoffen ........................................................................................... 142 5.11.3 Overzicht voor het PRO-scenario in 2020 .......................................................................... 143 5.11.4 OVERZICHT RESULTATEN ............................................................................................................... 145 5.12 6

REFERENTIES .................................................................................................................................... 147

BIJLAGE A: RANDVOORWAARDEN VAN POTENTIEEL ................................................................. 151 BIJLAGE B: LEERCURVE VOOR PV SYSTEMEN ............................................................................... 157 BIJLAGE C: TOEKOMSTIGE ELEKTRICITEITSFACTUUR AFNEMERS OP HET DISTRIBUTIENET ....................................................................................................................................... 159

SAMENVATTING In dit rapport maken VITO en 3E prognoses tot 2020 van hernieuwbare energie en energieopwekking met warmtekrachtkoppeling in Vlaanderen. We analyseren de evolutie van elektriciteitsproductie, warmteproductie en brandstoffen voor transport uit hernieuwbare bronnen. Het behoort tot de opdracht van deze studie om een prognose te maken vanuit het standpunt van de investeerder in technologieën op HEB en WKK. De prognose is dan een hoeveelheid elektriciteit of warmte die in een bepaald jaar met een bepaalde technologie effectief kan geproduceerd worden door bedrijven of entiteiten die in deze technologie investeren. Deze prognose is dus is een aaneenschakeling (reeks) van economische potentiëlen die van toepassing zijn voor een bepaald jaar (van jaartal 2005 tot 2020). De prognoses voor hernieuwbare energie en WKK worden volgens twee scenario’s berekend, een business as usual (BAU) en een pro actief beleidsscenario (PRO). Deze scenario’s verschillen van elkaar door het beleid dat door de overheid gevoerd wordt om hernieuwbare energie en WKK te promoten. In het BAU-scenario wordt uitgegaan van de huidig vastgelegde maatregelen. In het pro actief scenario werden in samenspraak met de stuurgroep een realistische beleidsmix van bijkomende maatregelen samengesteld. De doelstelling groene stroom (volgens de Europese definitie) wordt bij de aangenomen waarde van een groenestroomcertificaat in 2010 gehaald, zelfs in het BAU-scenario met hoge elektriciteitsvraag. Verder is het duidelijk dat in 2010 er een groot verschil is tussen het vooropgestelde percentage van het Vlaamse groenestroomcertificatensysteem en het percentage volgens de Europese definitie (6% ten opzichte van het bruto elektriciteitsverbruik, dit is bruto productie, inclusief zelfproducenten plus invoer min uitvoer). In het BAU-scenario blijkt dat in 2020 8 tot 10% van de elektriciteitsvraag ingevuld kan worden door groenestroomproductie respectievelijk bij een aanname van hoge en lage groei van de elektriciteitsvraag. In het PRO-scenario geven de resultaten een percentage van 14 tot 16%. We kunnen dus stellen dat in 2020 in het BAU-scenario ongeveer 9% van het bruto elektriciteitsverbruik kan opgewekt worden met hernieuwbare bronnen en in het PRO-scenario 15 %. Wat betreft warmtekrachtkoppeling wordt de Vlaamse doelstelling in 2012 niet gehaald in het BAU-scenario. Vanaf 2008 wijkt het aantal certificaten af, waardoor er niet voldoende aanwezig zijn. Bij een tekort aan WKK-certificaten is echter te verwachten dat de waarde van de WKK-certificaten hoger is dan aangenomen in het BAU-scenario en beter aansluit bij de waarde aangenomen in het PRO-scenario. In het PRO-scenario wordt de doelstelling tot 2012 gevolgd. Nadien blijft het aantal certificaten ongeveer constant. Dit heeft te maken met het degressief karakter van het certificatensysteem. Voor warmteproductie uit biomassa en biobrandstoffen kan, uitgaande van de aangenomen warmtevraag, iets meer dan 5% van de warmtevraag gedekt kan worden met groene warmte. De vervanging van transportbrandstoffen door traditionele biobrandstoffen (geen 2e generatie biobrandstoffen) komt op een totaal van iets meer dan 6%, dat rond 2014 stabiliseert. In de eerste periode is de belangrijkste fractie weggelegd voor biodiesel (met 1

een grote rol voor import uit andere lidstaten); de invulling van ethanol is beperkter door de dalende trend in benzinevoertuigen, en kan volledig opgevangen worden met binnenlandse productie. De PPO toepassing blijft eerder op een beperkte schaal. Een verdere verhoging van biobrandstoffen na 2015 dient te gebeuren door de introductie van 2e generatie biobrandstoffen zoals FT-diesel. In deze studie is geen aandacht gegaan naar concurrentie tussen deze energieproductietechnieken of concurrentie tussen energieopwekking en andere toepassingen (voedsel e.a.). Specifiek voor het PRO-scenario in het jaar 2020 wordt wel een vergelijking gemaakt hoeveel biomassa er nodig is en hoeveel er in Vlaanderen maximaal voorhanden is. De minimale invoer van biomassastromen is dan de benodigde hoeveelheid biomassa min de maximaal voorhanden biomassa. Concurrentie treedt voornamelijk op bij het gebruik van houtafval (en pellets en cellulose) en gebruikte oliën en vetten. Import van deze stromen is sowieso noodzakelijk, evenals de import van koolzaad. In een grove benadering kunnen we stellen dat wat er maximaal in Vlaanderen beschikbaar is voor energetische valorisatie ongeveer een derde is van wat er nodig is om in 2020 het PROscenario in te vullen op energetische basis Tabel 1 en Figuur 1 bundelen alle resultaten met het doel om een totaal overzicht te kunnen maken van alle vormen van groene energie. Voor groene elektriciteit is de energie-inhoud van de biomassastromen opgeteld bij de energie-inhoud van de groene elektriciteit geproduceerd door wind, water en zon. Voor groene warmte is het brandstoffenverbruik getabelleerd. Zonthermisch vormt een kleine, aparte categorie in de tabel, maar zou ook kunnen opgeteld worden bij groene warmte. Voor transport is de som gemaakt van de energie-inhoud van alle biobrandstoffen. Tabel 1: Overzicht van Vlaamse groen energie in 2004, 2010 en 2020 (TJ/jaar) 2004 Groene elektriciteit (inclusief groene WKK) Groene warmte (exclusief groene WKK) Zonthermisch Transport Totaal

BAU 2010

PRO 2010

BAU 2020

PRO 2020

8 827

33 201

37 873

47 241

65 615

8 123

8

8 900

20

21 898

0 0 16 950

38 9 071 42 318

275 10 382 57 429

123 9 626 57 010

1 544 22 732 111 789

Op Figuur 1 is ook af te lezen wat de bijdrage is van het totale verbruik van groene energie in het totale primaire energieverbruik van Vlaanderen. Dit is op twee manieren gebeurd naargelang de verhouding genomen is t.o.v. het geëxtrapoleerde primaire energieverbruik inclusief of exclusief bunkers. De bunkers zijn leveringen aan zeeschepen en internationale luchtvaart. In het jaar 2004 is 0,6% van het totaal primair energieverbruik afkomstig van groene bronnen met 8.4 PJ afkomstig van voornamelijk bijstook van biomassa en 0.4 PJ afkomstig van wind-, wateren zonne-energie. Het overige geïnventariseerde gebruik van biomassa wordt benut als groene warmte, voornamelijk voor warmtetoepassing in de residentiële

2

sector. Indien deze stroom ook geteld wordt zit Vlaanderen momenteel aan 1,1% energie uit groene bronnen. In de figuur wordt deze component echter niet meegenomen omdat we in de studie enkel duurzame groene warmte hebben belicht, dit is efficiënt gebruik van biomassa d.m.v. hoogrendementsketels/kachels waarin een continue verbranding mogelijk is. In 2010 is het in het BAU-scenario mogelijk om 2 à 2,5% van het primair energieverbruik te betrekken uit groene bronnen. Voor het PRO-scenario is dit 3 à 3,5%. In 2020 is het in het BAU-scenario mogelijk om ongeveer 3% te halen. Voor het PRO-scenario is dit 5 à 6,5%.

140000 6% 120000 Transport

TJ/jaar

100000

Zonthermisch Groene warmte (exclusief groene WKK) Groene elektriciteit (inclusief groene WKK) t.o.v. primair verbruik, inclusief bunkers (2060 en 2130 PJ) t.o.v. primair verbruik, exclusief bunkers (1700 en 1750 PJ)

80000 3% 60000

40000 20000

0

1,1% 0,6% 2004

BAU PRO 2010 2010

BAU PRO 2020 2020

Figuur 1: Overzicht van Vlaamse groen energie in 2004, 2010 en 2020 en dit t.o.v. het totaal primair energieverbruik in Vlaanderen (TJ/jaar) Als eindbesluit kunnen we stellen dat Vlaanderen met steun van de overheid de komende vijftien jaar (periode 2005-2020), 9 à 15 % van de bruto elektriciteitsvraag met hernieuwbare energietechnologieën kan geproduceerd worden. Enkel in het PRO-scenario zijn er voldoende warmtekrachtcertificaten om aan de Vlaamse doelstelling te voldoen. Na 2012 blijft het aantal certificaten ongeveer constant op 3 500 000. Voor warmteproductie uit biomassa en biobrandstoffen kan iets meer dan 5% van de warmtevraag gedekt kan worden met groene warmte. De vervanging van transportbrandstoffen door biobrandstoffen komt op een totaal van 6 tot 10% (al naargelang rekening wordt gehouden met 2e generatie biobrandstoffen). Voor de som van alle groene energietechnologieën kan Vlaanderen de kaap overschrijden van 3% of misschien wel 5% aan hernieuwbare energie ten opzichte van het totale Vlaamse primaire energieverbruik.

3

4

1

INLEIDING

Bij het uitstippelen van het beleid rond hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, heeft de overheid nood aan prognoses op lange termijn. Er zijn reeds potentieelinschattingen voor België gemaakt ([AMP 01] en [SRM 04]) en voor bepaalde deelstromen in Vlaanderen ([HWV 04]). Een totale prognose voor het economisch potentieel van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling voor Vlaanderen is nodig om het beleid toe te laten nieuwe doelstellingen op lange termijn te formuleren om zo meer zekerheid in het investeringsklimaat te bekomen. Het resultaat van deze studie zijn prognoses tot 2020 van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling in de context van het bestaand beleid (BAU-scenario) en een pro actief beleid (PRO-scenario) in Vlaanderen. Enerzijds analyseren we de evolutie van elektriciteitsproductie, warmteproductie en brandstoffen voor transport uit hernieuwbare bronnen. Anderzijds stippelen we een pad uit voor de groei en het gebruik van warmtekrachtinstallaties. Op die manier krijgt de lezer een overzicht van de mogelijke toekomst van zowel groene warmte, groene elektriciteit, biobrandstoffen als warmtekrachtkoppeling. De prognoses zijn gebaseerd op een benadering die uitgaat van de visie van de investeerder in hernieuwbare energietechnologieën of warmtekrachtkoppeling. Het opzet van de studie wijkt op die manier af van onderzoeken die deze technologieën een plaats geven binnen een maatschappelijk debat of die zich concentreren op het aftoetsen van het technisch potentieel van een technologie. De vraag of het wenselijk is dat een zekere hoeveelheid energie opgewekt wordt met een bepaalde technologie wordt hier dus niet beantwoord. De studie legt meer de nadruk op een haalbare kaart voor de investeerder in de huidige beleidscontext en in een pro actieve beleidscontext. In dit kader moeten de prognoses en de voorgestelde trends geïnterpreteerd worden. Informatie over technische potentiëlen of andere randvoorwaarden komt van secundaire bronnen. Een prognose is in deze studie een aaneenschakeling van economische potentiëlen die geldig zijn voor een bepaald jaartal. We benadrukken dat de prognoses geen voorspellingen zijn, maar het resultaat van een rekenoefening die vertrekt van aannames over maatschappelijke, economische en technische parameters die leiden tot een bepaald investeringsklimaat. De investeerder voelt zowel de invloed van de steunmechanismen van de overheid als de invloed van de steeds sneller evoluerende markt in hernieuwbare energietechnologieën. Het rapport volgt deze indeling: Hoofdstuk 2: Methodologie. Definieert de besproken hernieuwbare energiebronnen en technologieën en de invloedsfactoren waarmee de studie en de rekentool rekening houden. Hoofdstuk 3: Definitie BAU en PRO-scenario. Definieert het business as usual en het pro actief scenario. Hoofdstuk 4: Inputparameters model. Voor de verschillende energietechnologieën en dragers worden in dit hoofdstuk het technisch potentieel (indien een beperking), technologiedata en de toekomstige energievraag behandeld. Hoofdstuk 5: Resultaten.

5

6

LIJST MET AFKORTINGEN Hieronder volgt een verklaring van alle afkortingen en enkele technische begrippen die in de tekst gebruikt worden. AMPERE:

Commissie voor de Analyse van de Middelen voor Productie van Elektriciteit en de Revaluatie van de Energievectoren

AWZI:

Afvalwaterzuiveringsinstallatie

BAU:

Business as usual

BBP:

Bruto binnenlands product

BTL:

Biomass to liquid

ETBE:

Ethyl-ter- butylether

FAME:

Fatty acid methyl ester

FFV:

Flexible fuel vehicle

FT:

Fisher Tropsh

GSC:

Groenestroomcertificaat

GFT:

Groente, fruit en tuin

HD:

Heavy duty

HEB:

Hernieuwbare energiebronnen

HHA:

Huishoudelijk afval

HHV:

Higher heating value

IEC:

International Electrotechnical Committee

KME:

Koolzaad methyl ester = RME

LHV:

Lower heating value

MARKAL:

Market Allocation Model

ORC:

Organic rankine cycle

PEB:

Primaire energiebesparing

PPO:

Puur plantaardige olie = zuivere koolzaadolie

PR:

Performance ratio

PRO:

Pro actief

PV:

Photovoltaïsch

REG:

Rationeel energiegebruik

RFOME:

Recovered fuel oil methyl ester

RME:

Rapeseed methyl ester = KME

RPEB:

Relatieve primaire energiebesparing

7

RUP:

Ruimtelijk uitvoeringsplan

RWZI:

Rioolwaterzuiveringsinstallatie

Spark spread: In deze context de verhouding tussen de prijs van elektriciteit en de prijs van fossiele brandstof, aardgas SWW: Sanitair Warm Water TEMAT:

Transport emission model for (non) technological measures

VER:

Verhandelbare emissierechten

viWTA:

Vlaams Instituut voor Wetenschappelijk en Technologisch Aspectenonderzoek

VREG:

Vlaamse reguleringsinstantie voor de elektriciteits- en gasmarkt

WKK:

Warmtekrachtkoppeling

8

TABELLENLIJST TABEL 1: OVERZICHT VAN VLAAMSE GROEN ENERGIE IN 2004, 2010 EN 2020 (TJ/JAAR) .................................... 2 TABEL 2: OVERZICHT DOELSTELLINGEN/STREEFCIJFERS HEB EN WKK IN DE EU, BELGIË EN VLAANDEREN .... 15 TABEL 3: TECHNOLOGIEËN, OPGENOMEN IN HET MODEL .................................................................................... 32 TABEL 4: VERMOGENS VAN KOLENGROEPEN IN HET MODEL (MWEL) ................................................................ 34 TABEL 5: PROJECTEN 2004 EN GEPLANDE PROJECTEN BIJ/MEESTOOK BIOMASSA IN KOLENCENTRALES ............. 34 TABEL 6: KOSTEN EN SPECIFICATIES ORC-INSTALLATIE ..................................................................................... 36 TABEL 7: KOSTEN EN SPECIFICATIES STOOMTURBINE ......................................................................................... 37 TABEL 8: KOSTEN EN SPECIFICATIES GASMOTOR ................................................................................................ 38 TABEL 9: KOSTEN EN SPECIFICATIES MOTOR OP VLOEIBARE BIOBRANDSTOF ...................................................... 39 TABEL 10: IEC WINDKLASSEN ............................................................................................................................ 40 TABEL 11: TOTALE OPPERVLAKTE PER ENERGIEKLASSE PER PROVINCIE ............................................................. 40 TABEL 12: BESTAAND WINDVERMOGEN IN VLAANDEREN .................................................................................. 42 TABEL 13: NIEUW VERWACHT WINDVERMOGEN IN VLAANDEREN TEGEN 2010 .................................................. 43 TABEL 14: OVERZICHT HUIDIG WINDVERMOGEN EN TOEKOMSTIG (2010) IN VLAANDEREN, PER PROVINCIE EN PER SECTOR ...................................................................................................................................................... 44 TABEL 15: KARAKTERISTIEKEN UIT ENKELE BUURLANDEN IN 2004 .................................................................... 49 TABEL 16: VERSCHILLENDE AANNAMES LEIDEN TOT VERSCHILLENDE POTENTIËLEN EN KOSTEN IN 2020 ........... 51 TABEL 17: KLASSEN WKK GASTURBINES IN HET MODEL ................................................................................... 54 TABEL 18: RENDEMENTEN STEG > 100 MWE ................................................................................................... 55 TABEL 19: KLASSEN WKK MOTOREN IN DE TERTIAIRE SECTOR ......................................................................... 57 TABEL 20:OPENSTAAND POTENTIEEL WKK MOTOREN TERTIAIRE SECTOR ......................................................... 57 TABEL 21: VALORISATIE WARMTE EN ELEKTRICITEIT IN DE TERTIAIRE SECTOR .................................................. 57 TABEL 22: OPENSTAAND POTENTIEEL WKK MOTOREN IN DE RESIDENTIELE SECTOR ........................................ 58 TABEL 23: OPENSTAAND POTENTIEEL WKK MOTOREN IN DE TUINBOUWSECTOR ............................................... 58 TABEL 24: JAARLIJKSE GROEI ELEKTRICITEITSVRAAG BIJ DE TWEE VARIANTEN .................................................. 61 TABEL 25: BRANDSTOFPRIJZEN (€/GJ) ............................................................................................................... 62 TABEL 26: KOSTEN EN SPECIFICATIES KETELS 10 EN 20 KWTH ........................................................................... 65 TABEL 27: KOSTEN EN SPECIFICATIES KETELS 100 KWTH................................................................................... 66 TABEL 28: THEORETISCHE JAARLIJKSE POTENTIËLEN ......................................................................................... 67 TABEL 29: PARAMETERS HERNIEUWBARE ENERGIETECHNOLOGIEËN INDUSTRIE ................................................ 68 TABEL 30: PARAMETERS HERNIEUWBARE ENERGIETECHNOLOGIEËN LAND- EN TUINBOUW ................................ 69 TABEL 31: INVESTERINGSKOSTEN ZON-THERMISCHE SYSTEMEN ANNO 2005 ..................................................... 71 TABEL 32: ENERGIEGEBRUIK IN WEGVERKEER IN BELGIË IN DE PERIODE 2006-2020, IN EEN BUSINESS AS USUAL SCENARIO, IN TJ [SUS 05] ........................................................................................................................ 77 TABEL 33: INPUTCIJFERS VOOR VERSCHILLENDE BIOBRANDSTOFFEN ................................................................. 84 TABEL 34: LANDBOUWTELLING VAN 2004 DOOR HET NIS .................................................................................. 87 TABEL 35:HOEVEELHEDEN GEBRUIKTE OLIËN EN VETTEN, BESCHIKBAAR IN VLAANDEREN ............................... 90 TABEL 36: HOEVEELHEDEN HOUTAFVAL, BESCHIKBAAR IN VLAANDEREN, [EXTRAPOL. HWV 04] .................... 91 TABEL 37: POTENTIEEL AAN BIOMASSARESTSTROMEN IN VLAANDEREN, [EXTRAPOL. HWV 04] ....................... 92 TABEL 38: ENERGIE-INHOUD ZOALS GEBRUIKT IN HET MODEL ............................................................................ 92 TABEL 39: VERMOGENS KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO (MWEL) .................................................... 101 TABEL 40: ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) DOOR KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO ..................... 102 TABEL 41: PRIMAIRE ENERGIEBESPARING DOOR KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO (GWH) ................ 104 TABEL 42: VERMOGENS KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO (MWEL) .................................................... 105 TABEL 43: ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) DOOR KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO ..................... 106 TABEL 44: PRIMAIRE ENERGIEBESPARING DOOR KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO (GWH) ................. 107 TABEL 45: AANTAL CERTIFICATEN BEHAALD IN HET BAU-SCENARIO (DUIZENDTALLEN) ................................. 108 TABEL 46: AANTAL CERTIFICATEN BEHAALD IN HET PRO-SCENARIO (DUIZENDTALLEN) .................................. 108 TABEL 47: OPGESTELD VERMOGEN (MWEL),ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) EN CERTIFICATEN IN HET BAUSCENARIO MET LAGE ELEKTRICITEITSVRAAG ........................................................................................... 113 TABEL 48: OPGESTELD VERMOGEN (MWEL), ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) EN CERTIFICATEN IN HET PROSCENARIO MET LAGE ELEKTRICITEITSVRAAG ........................................................................................... 114 TABEL 49: RELATIEF AANDEEL VAN HET AANTAL CERTIFICATEN IN HET BAU-SCENARIO MET HOGE ELEKTRICITEITSVRAAG ............................................................................................................................ 115

9

TABEL 50RELATIEF AANDEEL VAN HET AANTAL CERTIFICATEN IN HET PRO-SCENARIO MET HOGE ELEKTRICITEITSVRAAG ............................................................................................................................ 115 TABEL 51: PERCENTAGES GROENE ELEKTRICITEIT IN DE VIER SCENARIO’S ....................................................... 119 TABEL 52: BRANDSTOFFENVERBRUIK IN HET PRO-SCENARIO TOT 2020 (TJ/JAAR) ......................................... 124 TABEL 53: WARMTEVRAAG VOOR VERWARMING EN PROCESWARMTE TOT 2020 (TJ/JAAR) ............................. 124 TABEL 54: PERCENTAGE GROENE WARMTE T.O.V. DE WARMTEVRAAG VOOR VERWARMING EN PROCESWARMTE IN HET PRO-SCENARIO TOT 2020 ............................................................................................................ 125 TABEL 55: JAARLIJKSE ENERGIEOPBRENGST ZON-THERMISCHE SYSTEMEN (TJ/JAAR) ...................................... 126 TABEL 56: BIOMASSA VOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE IN HET BAU-SCENARIO (TJ/JAAR) ............................ 141 TABEL 57: BIOMASSA VOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE IN HET PRO-SCENARIO (TJ/JAAR) ............................. 141 TABEL 58: BRANDSTOFFENVERBRUIK IN HET PRO-SCENARIO VOOR GROENE WARMTE ................................... 141 TABEL 59: BENODIGDE EN BESCHIKBARE BIOMASSA VOOR HET PRO-SCENARIO IN HET JAAR 2020 (TJ/JAAR). 143 TABEL 60: OVERZICHT VAN VLAAMSE GROEN ENERGIE IN 2004, 2010 EN 2020 (TJ/JAAR) .............................. 145 TABEL 61: GEËXTRAPOLEERD PRIMAIR ENERGIEVERBRUIK IN VLAANDEREN ................................................... 145 TABEL 62: RANDVOORWAARDEN DIE HET POTENTIEEL REDUCEREN ..................................................................... 151 TABEL 63: PRIJSOPBOUW ELEKTRICITEIT LAAGSPANNING (C€/KWH), ENKEL DE PROPORTIONELE TERM........... 159 TABEL 64: TOEKOMSTIGE ELEKTRICITEITSPRIJZEN WAARMEE IN DEZE STUDIE GEREKEND IS ............................ 160

10

FIGURENLIJST FIGUUR 1: OVERZICHT VAN VLAAMSE GROEN ENERGIE IN 2004, 2010 EN 2020 EN DIT T.O.V. HET TOTAAL PRIMAIR ENERGIEVERBRUIK IN VLAANDEREN (TJ/JAAR) ............................................................................. 3 FIGUUR 2: ENERGIEDRAGERS EN -TECHNOLOGIEËN OPGENOMEN IN DE STUDIE................................................... 14 FIGUUR 3: OVERZICHT PARAMETERS MET EEN INVLOED OP HET INVESTERINGSKLIMAAT .................................... 19 FIGUUR 4: BASISLAST, PIEKVRAAG EN RESERVECAPACITEIT. .............................................................................. 26 FIGUUR 5: PRIJSEVOLUTIE BIOMASSA-INSTALLATIES (PROCENTUEEL) ................................................................. 33 FIGUUR 6: AANGEWEZEN ZONE VOOR OFFSHORE WINDENERGIE ONTWIKKELINGEN IN BELGIË [KB2004]........... 47 FIGUUR 7: OPENSTAAND WKK-POTENTIEEL IN DE INDUSTRIE ............................................................................ 55 FIGUUR 8: VERGELIJKING KWALITEITSGASTURBINES POTENTIEELSTUDIE 1997 EN HUIDIGE SITUATIE VOLGENS DE WKK-INVENTARIS 2004............................................................................................................................ 56 FIGUUR 9: BIJKOMEND GEÏNSTALLEERD WKK MOTORVERMOGEN PER KLASSE .................................................. 59 FIGUUR 10: BIJKOMEND GEÏNSTALLEERD KWALITEITSWKK MOTORVERMOGEN PER KLASSE ............................. 59 FIGUUR 11: BIJKOMEND GEÏNSTALLEERD VERMOGEN GASTURBINES EN STEG’S PER KLASSE ............................ 60 FIGUUR 12: PROGNOSE VAN DE EUROPESE AARDGASPRIJZEN VOLGENS VITO EN [WETO 02] .......................... 62 FIGUUR 13: EVOLUTIE BRANDSTOFPRIJZEN 2003-2005 ....................................................................................... 65 FIGUUR 14: VERSCHILLENDE ROUTES VOOR DE PRODUCTIE VAN BRANDSTOFFEN............................................... 73 FIGUUR 15: EVOLUTIE GEMIDDELDE MAXIMUMPRIJZEN FOSSIELE BRANDSTOFFEN IN BELGIË, NOMINAAL .......... 74 FIGUUR 16: EVOLUTIE GEMIDDELDE MAXIMUMPRIJZEN FOSSIELE BRANDSTOFFEN IN BELGIË, REËEL ................. 74 FIGUUR 17: EVOLUTIE VAN DE INTERNATIONALE OLIEPRIJS (NOMINAAL EN REËEL) ............................................ 75 FIGUUR 18: AANNAME EVOLUTIE BRANDSTOFPRIJZEN (REËLE PRIJS, INCL. MARGE EN DISTRIBUTIE, EXCL. BTW EN ACCIJNS) ............................................................................................................................................... 75 FIGUUR 19: EVOLUTIE ACCIJNZEN OP BENZINE EN DIESEL IN BELGIË (NOMINAAL) .............................................. 76 FIGUUR 20: AANNAME EVOLUTIE ACCIJNZEN OP BENZINE EN DIESEL IN BELGIË (REËEL) .................................... 76 FIGUUR 21: VERBRUIK TRANSPORTBRANDSTOFFEN IN BELGIË ........................................................................... 77 FIGUUR 22: PRIJS HOUT VOOR DE GEBRUIKER (€/TON) ........................................................................................ 91 FIGUUR 23: SAMENVATTING VAN DE VERWACHTE GROEI VOOR WINDENERGIE OP LAND IN VLAANDEREN VOOR 2 SCENARIO’S ............................................................................................................................................... 97 FIGUUR 24: VERSCHILLENDE SCENARIO’S VOOR WIND OFFSHORE ..................................................................... 99 FIGUUR 25 SCENARIO BEREKENINGEN VOOR PRO EN BAU VOOR PV .............................................................. 100 FIGUUR 26: VERMOGENS KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO ................................................................ 101 FIGUUR 27: ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) DOOR KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO ................... 102 FIGUUR 28: AANTAL WARMTEKRACHTCERTIFICATEN BEHAALD IN HET BAU-SCENARIO .................................. 103 FIGUUR 29: PRIMAIRE ENERGIEBESPARING DOOR KWALITEITSWKK IN HET BAU-SCENARIO ........................... 104 FIGUUR 30: VERMOGENS KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO (MWEL) ................................................... 105 FIGUUR 31: ELEKTRICITEITSPRODUCTIE (GWH) DOOR KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO ........................ 106 FIGUUR 32: AANTAL CERTIFICATEN BEHAALD IN HET PRO-SCENARIO .............................................................. 106 FIGUUR 33: PRIMAIRE ENERGIEBESPARING DOOR KWALITEITSWKK IN HET PRO-SCENARIO ............................ 107 FIGUUR 34: TOTALE GROENE ELEKTRICITEIT IN HET BAU-SCENARIO MET LAGE ELEKTRICITEITSVRAAG PER TECHNOLOGIE .......................................................................................................................................... 109 FIGUUR 35 : TOTALE GROENE ELEKTRICITEIT IN HET BAU-SCENARIO MET HOGE ELEKTRICITEITSVRAAG PER TECHNOLOGIE .......................................................................................................................................... 110 FIGUUR 36 : TOTALE GROENE ELEKTRICITEIT IN HET PRO-SCENARIO MET LAGE ELEKTRICITEITSVRAAG PER TECHNOLOGIE .......................................................................................................................................... 111 FIGUUR 37: TOTALE GROENE ELEKTRICITEIT IN HET PRO-SCENARIO MET HOGE ELEKTRICITEITSVRAAG PER TECHNOLOGIE .......................................................................................................................................... 112 FIGUUR 38: INVLOED VAN DE CO2-TAKS OP DE PRIJS VAN DE ENERGIECOMPONENT VAN ELEKTRICITEIT BIJ DE AANGENOMEN PRIJZEN VAN 2005 ........................................................................................................... 116 FIGUUR 39: INVLOED VAN BIJSTOOK OP DE CO 2 -UITSTOOT VAN KOLENCENTRALES ......................................... 117 FIGUUR 40: INVLOED CO2-TAKS EN DISCONTOVOET OP DE PRIJS VAN DE ENERGIECOMPONENT VAN ELEKTRICITEIT BIJ DE AANGENOMEN PRIJZEN VAN 2005. ......................................................................... 118 FIGUUR 41: GECUMULEERDE GROEI PELLETKETELS/KACHELS .......................................................................... 119 FIGUUR 42: GECUMULEERDE GROEI PELLETKETELS/KACHELS .......................................................................... 121 FIGUUR 43: AANTAL INSTALLATIES TERTIAIR .................................................................................................... 122 FIGUUR 44: GROENE WARMTE IN DE INDUSTRIE, GLASTUINBOUW EN IN DE INTENSIEVE VEEHOUDERIJ ............. 123 FIGUUR 45: OVERZICHT BAU- EN PRO-SCENARIO VOOR ZON-THERMISCHE SYSTEMEN. .................................. 126

11

FIGUUR 46: KOSTPRIJS ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN T.O.V. FOSSIELE DIESEL............................................... 127 FIGUUR 47: KOSTPRIJS ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN T.O.V. FOSSIELE BENZINE ............................................ 128 FIGUUR 48:KOSTPRIJS ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN T.O.V. FOSSIELE DIESEL, MET ACCIJNSVRIJSTELLING VOOR ALTERNATIEVEN...................................................................................................................................... 130 FIGUUR 49: BAU-SCENARIO: VERVANGING DIESELVERBRUIK DOOR ALTERNATIEVEN IN VLAANDEREN ........... 131 FIGUUR 50: KOSTPRIJS ETHANOL T.O.V. FOSSIELE BENZINE, MET ACCIJNSVRIJSTELLING VOOR ETHANOL ......... 132 FIGUUR 51:BAU-SCENARIO: VERVANGING BENZINEVERBRUIK DOOR ETHANOL IN VLAANDEREN .................... 133 FIGUUR 52: BAU-SCENARIO: VERVANGING VERBRUIK FOSSIELE BRANDSTOFFEN DOOR ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN IN VLAANDEREN ............................................................................................................ 133 FIGUUR 53: KOSTPRIJS ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN T.O.V. FOSSIELE DIESEL............................................... 136 FIGUUR 54:PRO-SCENARIO: VERVANGING DIESELVERBRUIK DOOR ALTERNATIEVEN IN VLAANDEREN ............ 137 FIGUUR 55:PRO-SCENARIO: VERVANGING BENZINEVERBRUIK DOOR ETHANOL IN VLAANDEREN..................... 138 FIGUUR 56: PRO-SCENARIO: VERVANGING VERBRUIK FOSSIELE BRANDSTOFFEN DOOR ALTERNATIEVE BRANDSTOFFEN IN VLAANDEREN ............................................................................................................ 139 FIGUUR 57: BENODIGDE EN BESCHIKBARE BIOMASSA VOOR HET PRO-SCENARIO IN HET JAAR 2020 (TJ/JAAR) 144 FIGUUR 58: OVERZICHT VAN VLAAMSE GROEN ENERGIE IN 2004, 2010 EN 2020 EN DIT T.O.V. HET TOTAAL PRIMAIR ENERGIEVERBRUIK IN VLAANDEREN (TJ/JAAR)......................................................................... 146

12

2

METHODOLOGIE

In dit hoofdstuk geven we aan welke hernieuwbare energiebronnen en technologieën besproken worden. Er wordt een definitie gegeven van deze bronnen en technologieën. Het begrip “prognose” wordt verduidelijkt door aan te geven met welke invloedsfactoren deze studie rekening houdt om tot een prognose te komen vanuit het standpunt van de investeerder. In dit hoofdstuk concretiseren we de scenario’s BAU (business as usual) en PRO (pro actief beleid). Verder verklaren we het gebruik van de rekentool.

2.1 Definitie hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling De studie beschouwt drie energiebronnen: biomassa, wind en zon. Bij windenergie wordt zowel de elektriciteitsproductie op land (onshore) als in de zee (offshore) beschouwd. Passieve zonne-energie waar men gebruik maakt van de zonnewarmte op een passieve manier, dus zonder beroep te doen op apparaten, wordt in de studie niet behandeld. Definitie hernieuwbare energiebronnen •

• •

Biomassa: de biologisch afbreekbare fractie van producten, afvalstoffen en residuen van de landbouw (met inbegrip van plantaardige en dierlijke stoffen), de bosbouw en aanverwante bedrijfstakken, alsmede de biologisch afbreekbare fractie van industrieel en huishoudelijk afval. Voor deze studie worden zowel biomassastromen uit Vlaanderen als mogelijke importstromen meegenomen zodat er geen beperking is van bio-energie door de beperkte hoeveelheid biomassa aanwezig in Vlaanderen. Wind: onshore en offshore Zon: actieve zonne-energie en PV, geen passieve zonne-energie

De studie beschouwt vier categorieën van energieproductietechnieken: elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen, warmtekrachtkoppeling, warmteproductie uit hernieuwbare energiebronnen en de productie van biobrandstoffen. Definitie energieproductietechnieken • •

• •

Productie van groene stroom: elektriciteit wordt geproduceerd uit hernieuwbare energiebronnen Warmtekrachtkoppeling: de Vlaamse reglementering inzake WKK alsook de Europese richtlijn handelen beiden over kwalitatieve of hoogrenderende WKK. Concreet betekent dit dat enkel installaties met een voldoende aandeel nuttig warmtegebruik als kwaliteitsWKK beschouwd kunnen worden. KwaliteitsWKK komt voor deze studie overeen met WKK die een relatieve primaire energiebesparing van 5% realiseert. Productie van groene warmte: warmte wordt geproduceerd uit hernieuwbare energiebronnen Productie van biobrandstoffen: transportbrandstof wordt geproduceerd uit hernieuwbare energiebronnen

13

De drie energiedragers (elektriciteit, warmte en biobrandstoffen) worden door elk van deze technologieën opgewekt zoals in Figuur 2 . Er is een overlap voor de energie (elektriciteit en warmte) opgewekt door WKK en HEB.

Figuur 2: Energiedragers en -technologieën opgenomen in de studie

2.2 Definitie prognose Door definities te geven van de energiedragers en –technologieën is reeds duidelijk waarop de prognoses van toepassing zijn. Om het begrip “prognose” meer uit te diepen geven we hier aan wat de context van de verschillende prognoses is en met welke factoren VITO en 3E hebben rekening gehouden. Eerst wordt het economisch potentieel als prognose algemeen gekaderd ten opzichte van het fysisch potentieel. Dan volgt een beschrijving van meer concrete factoren die invloed hebben op het economisch potentieel vanuit het standpunt van de investeerder.

2.2.1

Context

Voor 2020 worden prognoses berekend uit de hernieuwbare energiebronnen biomassa, wind en zon en per energietechnologie groene WKK, groene stroom, groene warmte en biobrandstoffen. Tot 2020 wordt een jaarlijks resultaat gegeven, uitgedrukt zowel in absolute als in relatieve cijfers, ten opzichte van een energievraag. Doelstellingen van Europa, van de lidstaten of van regionale overheden worden als een relatief cijfer geformuleerd. Tabel 2 geeft een overzicht van deze doelstellingen over een termijn tot 2010 en tot 2020.

14

Tabel 2: Overzicht doelstellingen/streefcijfers HEB en WKK in de EU, België en Vlaanderen DOELSTELLING Hernieuwbare elektr 2010

EU

BEL

VL

22 % 1 (CC: 18-19 %) 2 ? Geduld tot 2007

6%

6%3

Hernieuwbare warmte

/

/

/

Biobrandstoffen 2005 Biobrandstoffen 2010 Biobrandstoffen 2020

2%4 5,75 % 20 % 5

2% 5,75 %

/ /

Hernieuwbare elektr 2020

WKK 2010 (VL: 2012)

18 % 6

19 % 5,23 % PEB 7

WKK 2020 Hernieuwbare energie 2010 Hernieuwbare energie 2020

12 % 8 /

/ /

/

In een communicatie van de Europese Commissie (CC) wordt gesteld dat de Europese doelstelling om tegen 2010 22% van de elektriciteitsvraag te betrekken uit hernieuwbare energiebronnen moeilijk zal gehaald worden. Uit een bundeling van de rapporten van de lidstaten blijkt dat 18 à 19% meer realistisch is. Voor een doelstelling op langere termijn, tot 2020, moeten we nog wachten tot 2007. De Vlaamse overheid streeft volgens haar regeerakkoord er naar om 6 % van de elektriciteitsvraag te betrekken uit hernieuwbare energiebronnen. In het elektriciteitsdecreet 9 van de Vlaamse overheid is deze doelstelling gecorrigeerd voor verbruikers met een hoog verbruik, beter bekend als de “progressieve vrijstelling voor grootverbruikers 10”. De hoeveelheid geleverde elektriciteit waarvoor GSC moeten ingediend worden wordt verminderd met de volgende hoeveelheden :

1

Richtlijn 2001/77/EG van 27 september 2001 betreffende de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen. Indicatieve streefcijfers voor de lidstaten. 2 Europese Commissie, COM (2004), 366, 26 mei 2004 3 Vlaams regeerakkoord 2004, Vlaamse regering 2004-2009, http://www2.vlaanderen.be/ned/sites/regeerakkoord/vlaamsregeerakkoord2004.pdf 4 Richtlijn 2003/30/EG van 8 mei 2003 ter bevordering van het gebruik van biobrandstoffen in het vervoer 5 Groenboek van 29 november 2000, Europese Commissie 6 Europese Commissie, COM (2000), 247, 26 april 2000 7 Het besluit van de Vlaamse regering van 5 maart 2004 houdende de openbare dienstverplichting ter bevordering van de elektriciteitsopwekking in kwalitatieve warmtekrachtinstallaties (B.S. 15 april 2004), http://212.123.19.141/cgi-bin/toonfiche.exe?nr=12938 8 White paper for a Community Strategy and Action Plan, 1997 9 Het elektriciteitsdecreet van 17 juli 2000, http://212.123.19.141/cgi-bin/toonfiche.exe?nr=7867 , Het besluit van de Vlaamse regering van 5 maart 2004 inzake de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen (B.S. 23 maart 2004), http://www.vreg.be/vreg/documenten/besluiten/Besluit_GSC_050304.pdf 10 http://jsp.vlaamsparlement.be/docs/stukken/2003-2004/g2188-5.pdf

15

1. per afnamepunt waaraan één of meerdere leveranciers in het betreffende jaar in de eerste verbruiksschijf van 20 000 MWh tot 100 000 MWh heeft geleverd, 25% van het verschil tussen deze geleverde hoeveelheid elektriciteit uitgedrukt in MWh en 20 000 MWh ; 2. per afnamepunt waaraan één of meerdere leveranciers in het betreffende jaar in de tweede verbruiksschijf van meer dan 100 000 MWh heeft geleverd, 50% van het verschil tussen deze geleverde hoeveelheid elektriciteit uitgedrukt in MWh en 100 000 MWh.

Voor hernieuwbare energie in zijn algemene vorm (dus relatief ten opzichte van het volledige energieverbruik) is er nog geen Vlaamse doelstelling. Ook voor biobrandstoffen is dit niet het geval. Voor warmtekrachtkoppeling is er een Vlaamse doelstelling tot 2012. Het besluit ter bevordering van de elektriciteitsopwekking in kwalitatieve warmtekrachtinstallaties van 5 maart 2004 vermeldt de doelstelling om tegen 2012 aan een primaire energiebesparing (PEB) te geraken dat overeenkomt met 5,23% van de geleverde elektriciteit. In de beleidsnota van minister Peeters van 2004-2009 werd dit omgerekend naar een elektriciteitsproductie van 19% d.m.v. WKK. Voor hernieuwbare warmte is geen enkele doelstelling vastgelegd. 2.2.2

Economisch potentieel als prognose

Voor de prognoses van hernieuwbare energie is het noodzakelijk duidelijk af te lijnen met welke factoren al of niet rekening wordt gehouden. Het voor de eindgebruiker nuttig bruikbare aandeel van een maximaal fysisch aanbod aan stromingsenergie wordt gereduceerd door diverse randvoorwaarden, die echter niet statisch zijn maar kunnen evolueren in de loop van de tijd. In de viWTA-studie ‘Is er plaats voor hernieuwbare energie in Vlaanderen’ [HEB 04] werd een opsplitsing gemaakt van de verschillende randvoorwaarden bij de beperking van het fysisch potentieel, deze zijn terug te vinden in bijlage 1. Wanneer we Tabel 62 bekijken van bijlage 1 wordt in het voorgestelde potentieel voor 2020 rekening gehouden met volgende factoren: -

klimatologische randvoorwaarden: o geografische schommelingen van fysisch aanbod

-

ruimtelijke randvoorwaarden: o beschikbare ruimte: Vlaams Gewest o concurrentie tussen conversietechnieken o concurrentie tussen sectoren o nuttig beschikbare ruimte of geschikte technische ruimte

16

-

technologische randvoorwaarden o omzettingsrendement o beschikbare vermogens van installaties o gedeeltelijke interactie met productiepark o invloed kosten uitbreiding van elektriciteitsnet indien relevant voor investeerder o dynamiek van energievraag: zes verschillende vraagniveaus dus onderscheid basisvraag en piekvraag.

-

ecologische en maatschappelijke randvoorwaarden: o emissiereglementering, emissiehandel o hergebruik o ruimtelijke ordening

-

economische randvoorwaarden o wisselwerking met macro-economische factoren: groei energievraag, NIET met werkgelegenheid, groei BBP o micro-economische haalbaarheid: invloed prijzen fossiele brandstoffen en technologieën op investeringsbeslissing in hernieuwbare, NIET met elasticiteiten o internationale handel van biomassa, NIET van energie en certificaten

-

politieke randvoorwaarden: o beleidsstrategie, steunprogramma’s en wettelijk kader o prijsbeleid, prijszetting, accijnzen voor biobrandstoffen

In deze studie wordt de prognose bekomen door het bepalen van een economisch potentieel. Omdat dit een moeilijk af te lijnen begrip is, wordt er in volgende paragraaf nog verder ingegaan op de randvoorwaarden met een invloed op dit potentieel.

17

2.2.3

Economisch potentieel vanuit het standpunt van de investeerder als prognose

Het behoort tot de opdracht van deze studie om een prognose te maken vanuit het oogpunt van de investeerder in technologieën op HEB en WKK. De prognose is dan een hoeveelheid elektriciteit of warmte die in een bepaald jaar met een bepaalde technologie effectief kan geproduceerd worden door bedrijven of entiteiten die in deze technologie investeren. Deze prognose is dus is een aaneenschakeling (reeks) van economische potentiëlen die van toepassing zijn voor een bepaald jaar (van jaartal 2005 tot 2020). Ook zijn er specifieke randvoorwaarden waarmee rekening wordt gehouden.

Een randvoorwaarde die het potentieel verder beperkt is bijvoorbeeld het feit dat andere technologieën financieel nog interessanter zijn. Een randvoorwaarde die het potentieel uitbreidt is bijvoorbeeld het marktmechanisme van verhandelbare groene stroomcertificaten. Al deze invloeden op een beslissing om te gaan investeren in HEB en WKK in Vlaanderen zijn van elementair belang en worden daarom opgelijst in Figuur 3. Centraal staat het investeren in duurzame energie in Vlaanderen. Verder uit het centrum staan dan alle parameters en zo komt men tot een ketenstructuur van invloeden. Invloeden in schuine letters weergegeven worden in de context van deze studie vereenvoudigd of niet meegenomen. Deze lijst van invloedsparameters wordt voor elke technologie overlopen en dat vormt dan de basis van hoofdstuk 4, input van het model.

18

Figuur 3: Overzicht parameters met een invloed op het investeringsklimaat 19

De figuur is opgebouwd uit verschillende belangrijke invloedsfactoren: Het aanbod van technologieën op HEB en WKK in Vlaanderen Hiermee verwijzen we naar de specifieke situatie van productiemogelijkheden met HEB of van WKK in Vlaanderen. De invloedsparameters voor het aanbod van HEB of WKK in Vlaanderen worden opgedeeld in twee groepen parameters: enerzijds de parameters die het fysisch potentieel in Vlaanderen bepalen en anderzijds de parameters die verband houden met de toegepaste techniek. 

Fysisch potentieel

Deze parameter zal het model een potentieel opleggen dat fysisch maximum mogelijk is in Vlaanderen. Het potentieel tot 2020 zal zich beperken tot het territorium Vlaanderen met hierop twee uitzonderingen nl. de offshore windparken zullen mee in rekening worden gebracht en ook import van biomassastromen. Dit fysisch potentieel wordt in deze studie niet opnieuw bepaald, maar bestaande studies zullen hiervoor gebruikt worden. We doen onder andere beroep op het AMPERE rapport [AMP 01], op de studie Renewable energy evolution in Belgium [SRM 04] en op het Windplan Vlaanderen [ODE 97]. Voor WKK zal geen restrictie naar fysisch potentieel worden ingebouwd bij het aanbod, dit zal wel gebeuren bij de vraag naar energie (zie verder). 

Technieken

In de prognoses tot 2020 zal voor zover mogelijk ook rekening houden met evolutie van de opwekkingtechnieken met HEB en WKK. Een geschikte techniek wordt gekozen voor de verschillende stromingsbronnen. De keuze van een techniek is afhankelijk van beschikbare energie ter plaatse (vb. wind: onshore, offshore, biomassa: soort biomassa enz.), grootteorde installatie, nodige energiedrager, milieureglementering, …). De parameters die invloed hebben op de kost van een techniek zijn de volgende:

20

-

Kosten: investeringskosten werkingskost

-

Rendement: elektrische en/of thermische rendement

-

Ervaring: Met sommige energietechnieken heeft men nog niet zo veel ervaring. In de prognoses zullen bepaalde technieken pas later in de tijd ingezet worden en zal rekening gehouden worden dat technieken mogelijk goedkoper in de tijd worden (cfr. Leercurves). Er wordt gekeken naar de leercurves van de technologieën uit de internationale literatuur en er zal een spiegeling gemaakt worden naar 2020.

-

Brandstofkost (biomassa): Dit is een parameter die vooral belangrijk is bij de productie van hernieuwbare energie (warmte en/of elektriciteit, brandstof voor transport) uit biomassa.

-

Tijdseffecten: Het opzetten van een energieproject gebeurt in verschillende fases. Wanneer uit de prognoses een bepaalde techniek met een positieve economische

balans eruit komt, zal rekening gehouden worden met bepaalde tijdsduur vooraleer kan overgegaan worden tot werkelijke productie van de duurzame energie. Sommige technieken zijn nieuw en worden pas aangeboden vanaf hun introductiejaar. Soms is het van belang aan te geven hoeveel tijd er nodig is voor projectrealisatie. In dat geval wordt een lead-time aangegeven. Voor het opstellen van deze techniekgegevens worden literatuurgegevens uit het internationaal onderzoek gebruikt en aangepast worden aan de Vlaamse context waar mogelijk. Per energietechnologie worden tabellen opgesteld waarin volgende parameters aan bod komen: levensduur, investeringskosten, werkingskosten, leercurve, brandstofkost, leadtime, limitering, rendementen, brandstofkost biomassa. In deze tabellen wordt een opsplitsing per energietechnologie in verschillende categorieën gemaakt en dit voor de jaren 2005, 2010 en 2015. Het uitgangspunt is dat deze gegevens dan voor een technologie respectievelijk geldig zijn voor de periodes 2005-2010, 2010-2015 en 2015-2020. Het aanbod van conventionele energie in Vlaanderen Voor het aanbod van conventionele energie in Vlaanderen wordt bijvoorbeeld rekening gehouden met de interactie met het conventionele elektriciteitspark. Dit park komt overeen met het park uit [ENE 05]. Er wordt rekening gehouden met de tijdsvariatie van de elektriciteitsvraag en er is dus een onderscheid tussen basisvraag en piekvraag. Het model laat toe om bijvoorbeeld rekening te houden met het feit dat windenergie niet op elk moment aanwezig is en dat er tijdens een piekbelasting geen beroep kan worden gedaan op windenergie en er op dat moment dus reservecapaciteit wordt aangesproken. De energie wordt dus in deze context gedeeltelijk geëvalueerd op haar kwaliteit/betrouwbaarheid en dus ook op haar financiële waarde. Deze aspecten zijn een randvoorwaarde van de studie maar ze worden niet apart besproken aangezien een volledige bespreking van het dynamisch gedrag buiten het bestek van deze studie valt. Het aanbod van conventionele energie wordt door middel van de verschillende productietechnieken van conventionele energie in rekening gebracht zodat kan nagegaan worden of het interessanter is/wordt te investeren in technologieën op HEB of WKK bij huidige prijzen van niet-hernieuwbare fossiele brandstoffen.

De vraag naar energie in Vlaanderen Hiermee wordt gerefereerd voor elektriciteit naar de fysische stroom en voor warmte naar de fysische warmte. Voor transport komt de energievraag overeen met de vraag naar bijvoorbeeld wegtransport en dus een vraag naar benzine en diesel. Het potentieel wordt berekend in functie van een jaarlijks energieverbruik, een eerste stap is het vastleggen van de energievraag voor de beoogde tijdshorizonten. De berekeningen zijn uitgevoerd voor één warmtevraag en voor een minimum en maximum elektriciteitsvraag. Het energieverbruik voor warmtetoepassingen wordt gedistilleerd uit de Energiebalans Vlaanderen 2003 en uit de potentieelstudie naar warmtekracht [WKK 97]. De warmtevraag wordt per sector opgedeeld (industrie, tertiair, residentieel, landen tuinbouw). Voor het energiegebruik in de transportsector doen we beroep op resultaten van het model TEMAT van VITO, zie [TEMAT 04].

21

De vraag naar Vlaamse groene energie (HEB) en WKK Voor groene elektriciteit kan de situatie voor deze studie zodanig vereenvoudigd worden dat deze vraag voornamelijk beïnvloed wordt door het systeem van groenestroomcertificaten. De vraag van klanten naar groene energie is een vraag die momenteel sterk toeneemt en zal alleen maar groeien indien leveranciers hier nog meer op inspelen. De markt om aan deze vraag te voldoen is echter bepaald door de markt van garanties van oorsprong. De (toekomstige) vraag naar groene elektriciteit van de Vlaamse klant zal geen invloed op de Vlaamse productie omdat de garantie van oorsprong losgekoppeld is van het systeem van GSC (groenestroomcertificaten). Garanties van oorsprong vallen onder een Europese markt waarbij het aanbod groot is en de prijs laag en dus hoeft dit element niet verder onderzocht. Er wordt dus van uitgegaan dat enkel de boete en de prijs van een certificaat binnen het systeem van quota groenestroomcertificaten (met minimumtarieven) een vraag creëert naar de productie van Vlaamse groene elektriciteit. Ook het imago van de leverancier kan een rol spelen maar is moeilijk te kwantificeren en wordt in deze studie niet in rekening gebracht. Voor WKK elektriciteit in deze studie wordt de situatie op een gelijkaardige manier vereenvoudigd zoals voor groene stroom certificaten, nl. dat deze vraag voornamelijk beïnvloed wordt door het systeem van WKK-certificaten. Voor groene warmte worden andere parameters gebruikt aangezien momenteel de vraag naar groene warmte nog niet gestuurd wordt door een bepaald certificaten systeem. De vraag naar groene warmte wordt dus louter bepaald worden door de huidig geldende economische factoren voor de investeerder (indien biomassa ter beschikking minder brandstofkost af te wegen tegen een hogere investerings- en werkingskost maar met investeringssteun). Voor biobrandstoffen voor transport wordt de vraag gestuurd door de recente quota die vastgelegd zijn in de recent goedgekeurde programmawet met bijhorende accijnsverlaging zodat de biobrandstoffen aan een goedkopere prijs dan de fossiele brandstoffen aan de consument kunnen worden aangeboden.

Andere en andere invloeden beleid Andere factoren die meespelen in de beslissing van een investeerder is het risico dat hij neemt, de bedrijfszekerheid van deze technieken en of het al of niet behoort tot zijn core business. Dit zijn echter factoren die moeilijk te kwantificeren zijn en bijgevolg niet in rekening worden gebracht in deze studie. Ook het beleid kan een invloed hebben op het investeringsklimaat. Eén aspect daarvan zijn de vergunningen, deze factor wordt meegenomen in de lead-time van een project. Mogelijke vertragingen en problemen met vergunningen, zoals de praktijk momenteel laat zien, worden niet in rekening gebracht. Een ander aspect is de investeringssteun die door de overheid wordt gegeven. De investeringsaftrek en ecologiepremie worden voor de verschillende technieken waar deze in 2005 van toepassing zijn in rekening gebracht. De verhandelbare emissierechten worden in rekening gebracht met behulp van een CO 2 -tax.

22

2.3 Model De rekentools moeten ondersteuning geven bij het opstellen van prognoses van zowel groene elektriciteit, WKK, groene warmte als biobrandstoffen. Voor WKK (zowel fossiele als groene WKK) en voor de zuivere groene elektriciteitsopwekking is gebruik gemaakt van een MARKAL model. De prognoses m.b.t. de zuivere groene warmteproductie (niet-WKK) en m.b.t. de biobrandstoffen zijn uitgevoerd met aparte berekeningen. Hier wordt enkel het MARKAL model verder besproken.

MARKAL model

Aparte berekeningen

23

Het MARKAL model laat toe om lange termijn scenario's voor de energiesector te ontwikkelen. Het model geeft resultaten voor een probleem van kostenoptimalisatie. In een benadering vanuit de investeerder moeten er andere kosten beschouwd worden dan in een maatschappelijke benadering. Beiden zijn echter mogelijk indien men van in het begin de juiste kostenmix definieert. De voorkeur gaat uit naar MARKAL omwille van volgende redenen:

Prognose HEB en WKK

MARKAL

•

Het kostenaspect is in deze studie van groot belang.

•

Markal is een technisch-economisch evenwichtsmodel met verdiscontering van alle kosten naar het startjaar van de prognoses (2004).

•

Substitutie tussen groene technologieën is niet uitzonderlijk.

•

Alle technologieën zitten in één model.

•

Investeringskeuzes worden bepaald met behulp van kostenoptimalisatie-tools.

•

Markal is een optimalisatiemodel.

•

Een investeerder plant zijn huidige en toekomstige investeringen niet enkel op basis van de situatie in 1 jaar om keuzes te maken.

•

Markal kan investeringsbeslissingen over de jaren heen correct inschatten (vb. vervroegde uitdiensttreding, uitstelgedrag investering).

•

Mogelijkheid tot eventuele uitbreiding.

•

Markal maak je zo complex als het moet.

Het nadeel van Markal is dat de opdeling van de vraag in zes deelperiodes de beperking met zich meebrengt dat het model geen rekening kan houden met bijvoorbeeld opstarttijden of minimum draaitijden van centrales. Het elektriciteitsmodel uit de studie Vlaamse energieprognoses Voor deze studie zijn we vertrokken van het elektriciteitsmodel dat gebruikt werd voor de Vlaamse Energieprognoses [ENE 05]. Hieronder geven we aan wat de gelijkenissen en de verschillen zijn met het model dat gebruikt werd voor deze studie.

24

Gelijkenissen met het BAU-scenario van de studie Vlaamse Energieprognoses [ENE 05]: • • •

Aannames brandstofprijzen Aannames conventionele elektriciteitscentrales De elektriciteitsvraag van twee van de vier scenario’s van de prognosestudie groene energie en warmtekrachtkoppeling (zie hoofdstuk 4) komt overeen met deze van het BAUscenario van de studie Energieprognoses

Verschillen met het BAU-scenario van de studie Energieprognoses [ENE 05]: • • •

• • • •

Meer detail bij groene energie- en warmtekrachtinstallaties tot 2020 Inpassen van beleidsmechanismen groene stroom en warmtekracht De elektriciteitssector is losgekoppeld van andere sectoren. Normaal (vb. staalsector) is het elektriciteitsmodel bijvoorbeeld gekoppeld via hoogovengas. In de prognosestudie groene energie en warmtekrachtkoppeling is de elektriciteitsvraag van de staalsector exogeen en constant. De reden is dat het model nog werkbaar moet blijven. Dit heeft echter geen invloed op de keuze van centrales. Hogere CO2-taks (van 2004 tot 2020 op 20 €/ton) De import van elektriciteit blijft ook na 2012 op 15000 TJ (4167 GWh) als exogene aanname. Na 2012 beschouwt het model kortere periodes. Op die manier is er meer detail in de periode van de nucleaire defazering etc.. Startjaar 2004 i.p.v. 2000

In MARKAL is het gehele productiepark weergegeven. Het model zelf bestaat uit een schematische voorstelling van een aantal processen die met elkaar gekoppeld zijn door middel van een aantal energie- en materiaalstromen. Deze processen kunnen zelf bepaalde deelaspecten van de elektriciteitsproductie voorstellen. Zo kan één proces de verbranding van steenkool in de ketel van een klassieke centrale voorstellen en een ander proces de verbranding van aardgas in dezelfde centrale, terwijl een derde de omzetting van de geproduceerde warmte in elektriciteit voorstelt en een vierde de reiniging van de rookgassen. Het model geeft op deze wijze verschillende types centrales met hun specifieke technische en economische kenmerken weer. De centrale probleemstelling in het model is om een hoeveelheid elektriciteit te produceren (de vraag naar elektriciteit) tegen de minimale kosten. Deze vraag naar elektriciteit wordt gespecificeerd voor verschillende periodes: in dit geval acht tweejaarlijkse periodes van 2004 tot 2020. De kosten, die hierbij in rekening worden genomen, zijn de kosten van primaire energie en andere inputs in het productieproces, zoals de investeringskosten, operationele kosten van alle installaties en eventuele taksen. Het minimaliseringsprobleem bestaat er in om een ideale combinatie te vinden van het inzetten van bestaande productiecapaciteiten en het investeren in nieuwe productiecapaciteiten. De keuzes die het model maakt gaan uit van een situatie van vrije markt met volledige marktransparantie en perfect foresight. Dit laatste houdt in dat de investeerder reeds in 2005 over alle informatie beschikt en voor de toekomstige jaren alle kennis heeft van investeringskosten, rendementen enz… De rendabiliteit van een project wordt als positief beoordeeld indien het project beter scoort dan alternatieven naar kostenefficiëntie om aan een bepaalde vraag te voldoen. Er zijn geen

25

voorwaarden gesteld aan de pay-back tijd van een investering. We gaan wel uit van de netto huidige waarde van een project, maar hebben geen onderscheid gemaakt naar hoe snel break-even gehaald wordt. Database van het model Een belangrijk element van MARKAL is de dataverwerving: • Data over de aanbodszijde: Kosten van primaire energie behoren tot deze categorie. Het aanbod van elektriciteitsproductie in het model komt overeen met het huidige en toekomstige Belgische park. De Vlaamse elektriciteitsproductie kan onmogelijk uit zijn Belgische context gekoppeld worden. Men kan opmerken dat de elektriciteitsmarkt een Europese markt wordt en dus kunnen sprongen in het model naar “duurdere elektriciteit” niet helemaal correct zijn vermits er dan elektriciteit in het buitenland zou aangekocht worden. Het model heeft geen uitgewerkte connectie met het buitenland en dat behoort ook niet tot de opdracht van deze studie. Anderzijds is de gasmarkt een Europese markt en de oliemarkt een wereldmarkt en de trend naar meer hernieuwbare technologieën of WKK is ook Europees. In de prognoses zal geen rekening gehouden worden met opslag van energie, behalve dan de wateropslag in Coo.

•

Data over de vraag naar nuttige energie In dit geval is dit de elektriciteitsvraag. Het elektriciteitsverbruik is niet homogeen verdeeld over de tijd. In een warme zomernacht is de elektriciteitsvraag veel lager dan in een koude winterdag. Het minimaal opgevraagde vermogen bedraagt ongeveer 6 000 MWe en het maximaal opgevraagde vermogen bedraagt meer dan 13 000 MWe (voor 2004). In het model wordt de verdeling van de elektriciteitsvraag niet als een continue functie ingegeven maar zo goed mogelijk benaderd door een trapfunctie, die zes verschillende vraagniveaus onderscheidt. Figuur 4 illustreert de begrippen basislast, piekvraag en reservecapaciteit.

Figuur 4: Basislast, piekvraag en reservecapaciteit. 26

De tijdsverdeling van het opgevraagd vermogen is bepalend voor het in- en uitschakelen van de centrales. Het principe dat daarbij wordt gehanteerd is dat op elk moment zo goedkoop mogelijk moet voorzien worden in het opgevraagde vermogen. De kerncentrales en de WKK gasturbines, met een gezamenlijk vermogen van meer dan 6000 MW, zullen de basisbelasting reeds grotendeels invullen. Omwille van onderhoudswerkzaamheden zullen alle kerncentrales niet altijd op hun volle capaciteit beschikbaar zijn zodat eventueel ook andere centrales gedeeltelijk in de basisbelasting zullen bijdragen. Als het opgevraagd vermogen toeneemt zullen meer centrales moeten worden ingeschakeld. Voor windenergie werden verschillende runs gedaan waarbij er geen mogelijkheid is tot het willekeurig in- of afschakelen van deze capaciteit. Op die manier zijn kosten voor reservecapaciteit (back-up) intrinsiek in het model vervat. De vraag naar elektriciteit is met te weinig detail in het model om goed rekening te kunnen houden met evenwichtskosten (balancing costs). Voor warmtekrachtkoppeling is er een onderscheid gemaakt tussen motoren en turbines. Voor motoren gaan we er van uit dat deze worden in geschakeld op momenten dat de elektriciteitsprijs hoog is. Op die manier zullen deze motoren vooral worden ingeschakeld wanneer de elektriciteitsvraag hoog is. Eventuele defazering met de warmtevraag kan worden opgevangen met warmteopslag. Turbines hebben langere draaiuren en de draaitijd ervan wordt meer uitgespreid over de deelperiodes.

•

Technologie database De gebruikte energiebron, elektrisch/thermisch rendement, opgesteld vermogen, polluentemissies, kostprijs van de installatie, operationele kosten en beschikbaarheidsgraad in verschillende deelperioden. Er is geen voordeel voor decentrale productie wat betreft transport en/of distributie-efficiëntie.

•

Milieuconstraints en overheidsmaatregelen Constraints kunnen niet-economisch van aard zijn, zoals bijvoorbeeld een beperking van het fysisch potentieel (aanbodszijde) van een bepaalde energiebron. Het model heeft de mogelijkheid om beleidsmaatregelen mee in rekening te brengen. Zowel eenvoudige maatregelen (zoals bijvoorbeeld een norm) als meer complexe (groenestroomcertificaten) kunnen gemodelleerd worden. Als milieuconstraint zit in het model de milieubeleidovereenkomst van de elektriciteitssector met de overheid omtrent NOx uitstoot.

•

Algemene systeemparameters Reële discontovoet: 5%. Op die manier is een kapitaalkost in het model vervat. Er is geen rekening gehouden met de kost van het risico (voor zover dit niet vervat zit in de kapitaalkost), noch met externe kosten van elektriciteitsproductie. Het model heeft geen geografische lokalisatie en kan bijgevolg ook geen rekening houden met beperkingen in het hoogspanningsnet. De integratiecapaciteit van wind op het net is echter wel een belangrijke randvoorwaarde.

27

Reëel versus nominaal Alle kosten zijn reële kosten in het model. Ook de discontovoet is reëel. Een reële discontovoet van 5% komt overeen met een nominale discontovoet van 7% indien de inflatie 2% bedraagt. Over de boete voor het niet inleveren van GSC vindt men momenteel in de wet niets terug m.b.t. correctie voor inflatie en dus wordt de boete niet gecorrigeerd voor inflatie. Toch gaan we er van uit dat deze boetprijs op lange termijn wel gecorrigeerd wordt voor inflatie. Dit is een belangrijk gegeven omdat anders de reële waarde van bijvoorbeeld een minimumtarief over een periode van vijftien jaar daalt met 35% (aanname inflatie van jaarlijks 2 %).

Verdiscontering van de kosten Bij geldstromen wordt er rekening gehouden met het ogenblik, m.a.w. er is een verdiscontering van de geldstromen naar een referentiejaar. De kosten voor de verschillende deelperiodes worden verdisconteerd naar het referentiejaar. Dit houdt in dat een kost in de verre toekomst een kleiner gewicht in de evaluatie zal hebben dan directe uitgave.

28

3

DEFINITIE BAU- EN PRO-SCENARIO

De prognoses voor hernieuwbare energie en WKK worden volgens twee scenario’s berekend, een business as usual (BAU) en een pro actief beleidsscenario (PRO). Deze scenario’s verschillen van elkaar door het beleid dat door de overheid gevoerd wordt om hernieuwbare energie en WKK te promoten. In het BAU-scenario wordt uitgegaan van de huidig vastgelegde maatregelen. In het pro actief scenario werden in samenspraak met de stuurgroep een realistische beleidsmix van bijkomende maatregelen samengesteld.

Samenvattend worden beide scenario’s hieronder beschreven, meer specifiek worden deze beschreven per stroom. De huidige beleidsmaatregelen die in het BAU-scenario gebruikt worden en die doorgetrokken worden tot 2020 zijn de volgende: - Ecologiepremie voor investering; - Groenestroomcertificaten met een doelstelling van 6% tegen 2010 en een boeteprijs van 125 €/MWh, de waarde van een groenestroomcertificaat veronderstellen we constant op 110 €/MWh, ervan uitgaand dat de quota’s in verhouding zullen opgetrokken worden indien deze prijs in gevaar komt zonder deze quota’s te specifiëren. - De minimumprijzen voor een certificaat die tien jaar geldig zijn liggen voor de meeste technologieën onder de 110 €/MWh en hebben dus geen invloed op de berekeningen. Wel wordt er voor wind offshore gerekend met een minimum van 109 €/MWh en voor photovoltaïsche systemen met een (op termijn dalend) minimum van 450 €/MWh. - WKK-certificaten met een doelstelling van 5,23% tegen 2013 en een boeteprijs van 45 €/MWh primair bespaarde energie. De waarde van een certificaat ligt op 60% van de boeteprijs, vermits dit ook de waarde is waarmee huidige investeerders hun projecten beoordelen. - Voor groene WKK’s gelden referentierendementen tot een elektrisch rendement van 35 % voor alle biomassa stromen. Deze referentierendementen zijn dus lager dan die voor andere WKK’s (50 of 55% al naargelang verbonden met het laag- of hoogspanningsnet) - Defiscalisatie van biobrandstoffen volgens doelstellingen 2008 zoals vastgelegd in de recente programmawet; - Investeringsaftrek waarbij ervan uitgegaan wordt dat dit volledig kan in rekening gebracht worden bij elke investering. Onder toekomstige beleidsmaatregelen kunnen aanpassingen aan huidige beleidsmaatregelen worden verstaan en nieuwe beleidsmaatregelen. Deze maatregelen kunnen gebruik worden voor de berekening van een pro actief scenario (PRO). Ecologiepremie en groenestroomcertificaten blijven hetzelfde, aangezien nu reeds vastgelegd is in Vlaanderen wat toegelaten is vanuit Europa. - WKK-certificaten: Voor groene WKK’s gelden dezelfde referentierendementen. De waarde van een certificaat is nu hoger, namelijk 90% van de boeteprijs. - Defiscalisatie van biobrandstoffen: bijkomende doelstellingen voor de langere termijn (2015-2020) worden vastgelegd met bijhorende accijnsvrijstelling;

29

-

-

Groene warmte: Een bijkomend stimuleringsmechanisme voor louter groene warmte wordt in rekening gebracht. Er wordt verondersteld dat maatregelen van toepassing zijn voor particulieren die investeren in een pelletketel of –kachel. Er wordt verondersteld dat de maatregel een pelletketel- kachel op het zelfde niveau van jaarlijkse kost brengt als een stookolieketel en –kachel. Er wordt geen meerkost meegerekend ten gevolge van emissiereglementering. Wel wordt rekening gehouden met beperkingen door deze wetgeving. Er heerst een stabiel investeringsklimaat waarin er transparantie voor de investeerder is in verband met steunmechanismen op lange termijn.

Andere extra inspanningen die meer specifiek zijn worden toegelicht per technologie in volgend hoofdstuk.

30

4

INPUTPARAMETERS MODEL

4.1 Inleiding Voor de verschillende energietechnologieën en -dragers worden in dit hoofdstuk volgende parameters beschreven: • Technisch potentieel indien dit een beperking is • Technologiedata • Toekomstige energievraag Het komt er op neer dat alle belangrijke parameters uit Figuur 3: Overzicht parameters met een invloed op het investeringsklimaat) worden besproken.

Zowel in dit hoofdstuk als in volgend hoofdstuk met de resultaten wordt ongeveer volgende indeling aangehouden. Er zijn acht energietechnologieën en –dragers, waarvan de vijf eerste een geheel vormen omdat ze allen elektriciteit produceren en in MARKAL gemodelleerd zijn. In dit hoofdstuk is er ook een paragraaf over algemene inputparameters van het model en over beschikbaarheid van biomassa en biobrandstoffen. 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

Elektriciteitsproductie uit biomassa “ uit wind onshore “ uit wind offshore “ uit zon Warmtekrachtkoppeling Algemene inputparameters van het model: - energievraag - brandstofprijzen - CO2 taks - certificatensysteem

4.8 4.9 4.10 4.11

Warmteproductie uit biomassa Thermische zonne-energie Biobrandstoffen Beschikbaarheid biomassa en biobrandstoffen

MARKAL MODEL

4.2 Elektriciteitsproductie uit biomassa Elektriciteitsproductie uit biomassa is niet afhankelijk van de sector waar de elektriciteit benut wordt maar wel afhankelijk van het aanbod en de prijs van de biomassa en de investerings- en werkingskost. Het aanbod en prijs van biomassa is besproken in paragraaf 4.11 (Beschikbaarheid biomassa en biobrandstoffen). De investerings- en werkingskosten worden hieronder besproken. Voor productie van elektriciteit uit biomassa bestaan zeer veel verschillende technieken. Op basis van literatuur zijn voor bepaalde stromen bepaalde technieken in overweging genomen. Voor de huidige toestand zijn enkel technieken in overweging genomen die momenteel beschikbaar zijn, naar de toekomst toe zijn er geen bijkomende technieken in overweging genomen.

31

Tabel 3: Technologieën, opgenomen in het model verbranding

ORC stoomturbine stoomturbine stoomturbine bijstook verbranding AVI vergisting gasmotor stortgas gasmotor AWZI gasmotor RWZI gasmotor co-vergisting mest motor PPO

Vermogen (kWe) 1500 5000 20000 250000 7-20% 90 kton 500 500 200 1000 5000

Zoals in bovenstaande tabel kan gezien worden is er geen vergassing met gasturbine in opgenomen. Momenteel is deze techniek nog niet commercieel beschikbaar en is het dus duidelijk dat deze techniek niet opgenomen wordt bij de huidige productie en in de nabije toekomst tot 2010. Over het al of niet opnemen van deze techniek na 2010 kan gediscussieerd worden. In deze studie is geopteerd om dit niet te doen omwille van verschillende redenen. Er is reeds veel onderzoek gedaan en er is ook nog veel onderzoek lopende naar vergassingstechnologie op biomassa. Een aantal pilootprojecten zijn gebouwd maar niet altijd met even positieve resultaten. De bouw van deze installaties heeft ook verscheidene jaren in beslag genomen. Een eerste argument om vergassing niet mee op te nemen is de tijdsduur, van 2005 tot 2020 is slechts 15 jaar om deze complexe techniek commercieel beschikbaar te maken. Een tweede argument is het feit dat inschattingen van de investeringskost van deze techniek nog zeer ver uiteenlopen en ook zeer hoog zijn waardoor de investeerder niet voor deze techniek zal kiezen. In de studie ‘Bio-energy’s role in the EU energy market’ [BIO 04] werden verschillende technologie scenario’s doorgerekend met als belangrijkste verschil het al of niet doorbreken van vergassingstechnologie met gasturbine. Het eerste scenario was zonder deze technologie, het tweede scenario was met vergassingstechnologie maar met zeer hoge investeringskost en het derde scenario was met vergassingstechnologie en een gesubsidieerde investering. De resultaten van deze drie verschillende scenario’s waren weinig verschillend, dit in tegenstelling wat zou verwacht worden van een technologie die het voordeel heeft van een hogere efficiëntie en het voordeel van economy of scale. In de literatuur worden verschillende waarden opgegeven voor leercurves bij biomassainstallaties. De meest waarschijnlijke en meest voorkomende ratio is een kostenreductie van 0.82 bij verdubbeling van het aantal installaties [BIO 04]. Aangezien het aantal installaties die in Vlaanderen gebouwd worden los staat van Europa kan deze factor niet gebruikt worden (wegens te weinig gewicht in de schaal). In de studie Invert [INV 04] wordt in een grafiek niet gewerkt met een ratio bij verdubbeling van aantal installaties maar met een

32

procentuele vermindering van investeringskost in de loop van de jaren. Deze procentuele reductie kost wordt overgenomen voor de biogastechnieken (2002->2020: -9,1%) en de biomassatechnieken (2002->2020: -7.3%).

Daling in Percentagee

Prijsevolutie 100 80

Biomassa

60

Biogas

40

Linear (Biomassa) Linear (Biogas)

20 0 2002

2007

2012

2017

jaartal

Figuur 5: Prijsevolutie biomassa-installaties (procentueel) Voor de economische rendabiliteit te bereken wordt gerekend met groenestroomcertificaten en met ecologiepremie. 4.2.1

Bijstook

In de studie over optimale energetische valorisatie van houtafval [HOU 03] worden investeringskosten gegeven over bijstook, deze cijfers zijn gebaseerd op een studie van ECN uit 2000. Afhankelijk van de techniek en het percentage dat kan bijgestookt worden, worden investeringskosten gegeven tussen de 25 en 1240 €/kWe. Zoals in de studie ‘Onrendabele toppen’ wordt gekozen voor een techniek van een co-verbrandingsinstallatie waar hout wordt meegestookt 11. Het hout wordt apart vermalen en met aparte branders in de kolencentrale opgestookt. De additionele kost is gebaseerd op 10% meestook. Dit proces wordt indirecte meestook genoemd. Voor de toekomst wordt verwacht dat indirecte meestook van houtpellets de referentie-technologie zal worden [Ned model 2006-2007]. Vandaar wordt voor prognoses gerekend met een investeringskost van 220 €/kWth. Indien het hout samen met de steenkool wordt verkleind en gezamenlijk met de bestaande steenkoolvoeding aan de centrale wordt gevoed en verbrand wordt met de conventionele kolenbranders, dan komen we op een veel lagere investeringsprijs, namelijk 16 €/kWth. Dit proces wordt directe meestook genoemd en het betreft meestal meestook van houtstof. Men verwacht op lange termijn geen substantiële prijsdaling omdat de investeringen bestaan uit standaardoplossingen waarvan de componenten volledig uitontwikkeld zijn. 11

ECN publiceerde een rapport “Inzet van biomassa in centrales voor de opwekking van elektriciteit”, september 2005, waaruit een belangrijk economisch potentieel blijkt voor bijstook van plantaardige oliën in gas- en kolencentrales, en bijstook van agroresidus in kolencentrales. Dit aspect werd in deze studie niet onderzocht.

33

Een meestook van 3% tot 10% lijkt momenteel een technisch maximum omwille van slijtage van de maalinrichtingen en slijtage en corrosie van de ketel zelf. In de studie ‘Referentieramingen energie en emissies 2005-2020’ [ECN 05] wordt gerekend met betrekking tot meestookpercentages in steenkoolcentrales tot 10% in 2010 en 20% in 2020. Met deze percentages zal ook in deze studie worden gerekend. Bij- en meestook wordt beperkt door het aantal steenkoolcentrales waar deze techniek kan toegepast worden. In Tabel 5 worden de verschillende steenkoolcentrales in Vlaanderen weergegeven met hun huidige percentages bij/meestook. Het aandeel van biomassa was in 2004 60% op basis van houtstof en 30% op basis van olijfpitten. Vermits deze twee brandstoffen direct kunnen worden meegestookt zullen de investeringskosten vallen binnen een grootteorde van 15 tot 20 €/kWth. In 2003 werd in de betreffende centrales voor 1 tot 5% aan houtstof en olijfpulp meegestookt. In de nieuwe milieuvergunningen voor de centrale van Mol en Rodenhuizen zijn beperkingen opgelegd naar aantal draaiuren over de exploitatieperiode 2008-2015. Deze beperking van max. 20.000 uren (vanaf 1 augustus 2008) wordt meegenomen in het model door te veronderstellen dat deze gedurende een periode van vier jaar (2008-2011) met vijfduizend draaiuren werken en nadien niet meer. Hierdoor zijn de vermogens van kolengroepen zoals aangegeven in Tabel 4. Het is goed mogelijk dat de centrale van Mol en Rodenhuize langer draaien, maar dan met minder draaiuren, maar dit is niet te voorspellen. Tabel 4: Vermogens van kolengroepen in het model (MWel)

Langerlo (steenkool) Rodenhuize 4 (steenkool,hoogovengas) Ruien (steenkoolgroepen) Steenkoolgroepen Mol

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

540 280

540 280

540 280

540 280

540 0

540 0

540 0

540 0

540 0

535 255

535 255

535 255

535 255

535 0

535 0

535 0

535 0

535 0

Tabel 5: Projecten 2004 en geplande projecten bij/meestook biomassa in kolencentrales Centrale

Projecten 2004 Langerlo1-2 Ruien 5 Ruien 3-4-5

Rodenhuize 4 Projecten na 2005 Langerlo 1 34

Totale grootte

Biomassa

258-258 slib 290 houtchips 130-122-290 Niet verontreinigd houtstof Olijfpulp 268 Olijfpulp 258 Niet-

Vermogen bij/meestook

Biomassaverbruik Ton/jaar Situatie sept ‘05

8.5 15-17 14,4

30.000 120.000 35.000-40.000

12 9 12

40.000

(2006)

verontreinigd houtstof 258 Nietverontreinigd houtstof 285 houtpellets

Langerlo 2 (2006) Rodenhuize 4 (2006) Ruien 3-4-5 (2007) Langerlo Mol 11 Mol 12

130-122-290 Verontreinigd hout Olijfpitten en/of koffiedik 124 Olijfpulp + 131 koffiedik

Parameter Vermogen Investeringskost per kWe Werkingskost per kWhe Levensduur Elektrische efficiëntie 12 Thermische efficiëntie Draaiuren

12

40.000

68

300.000

35

150.000

7,5% van de Einput 5 – 10 % van de E-input

100.000 36.500

Bron 7-15% vermogen Bio-energy’s role in the EU energy steenkoolcentrale market 220 €/kWe Onrendabele toppen, Optimale valorisatie houtafval, ECN 0.012 €/kWhe Onrendabele toppen 25 Onrendabele toppen 39.5% Onrendabele toppen, Optimale valorisatie houtafval 7000 Onrendabele toppen

De stromen die in aanmerking komen voor bijstook zijn pellets en lignocellulose. . 4.2.2 ORC (Organic Rankine Cycle) Voor elektriciteitsopwekking uit vaste biomassabrandstof op kleine schaal beperkt deze studie zich tot ORC. In de meeste prognosestudies [BIO 04] wordt deze kleinschalige techniek voor vaste biobrandstoffen niet mee opgenomen. Er is geopteerd om deze techniek toch mee te nemen op basis van de specifieke toepassingsmogelijkheden in Vlaanderen. Vlaanderen kent heel wat houtverwerkende bedrijven die op kleine schaal behoefte hebben aan warmte en elektriciteit en die jaarlijks voldoende hoeveelheden houtafval ter beschikking hebben voor dergelijke installaties. Ook het toenemend commercieel succes van de ORC techniek in Oostenrijk, Italië en Duitsland zijn argumenten om deze techniek mee op te nemen in deze prognose voor. De investeringskost van een dergelijke installatie varieert tussen de 1700 en 6000 €/kW afhankelijk van de grootteorde en de warmtetoepassing [HOU 03]. Voor de prognoses wordt voor een commercieel beschikbare eenheid van 1500 kWe gekozen met een gemiddelde investeringskost van 4000 €/kWe (conform recente prijsvraag bij leveranciers).

12

Afwijkingen van dit rendement (referentiecentrale) kunnen voorkomen

35

Tabel 6: Kosten en specificaties ORC-installatie Parameter Vermogen

1500 kWe

Investeringskost per kWe

4000 €/kWe

Bron Turboden, Optimale valorisatie houtafval Optimale valorisatie houtafval, Maxxtec Optimale valorisatie houtafval Optimale valorisatie houtafval Optimale valorisatie houtafval Optimale valorisatie houtafval Optimale valorisatie houtafval

Werkingskost per kWhe 0,007 €/kWhe Levensduur 15 Elektrische efficiëntie 18% Thermische efficiëntie* 60% Draaiuren 4000 *De thermische efficiëntie is afhankelijk van de warmtetoepassing waarin de installatie wordt ingepast. Een optimaal functionerende ORC kan veel hogere thermische efficiëntie behalen maar dit met laagwaardige warmtetoepassingen die niet altijd ter beschikking zijn. Hier is gekozen voor een gemiddelde efficiëntie.

De stromen die in aanmerking komen voor ORC zijn pellets, lignocellulose en houtafval.

4.2.3

Stoomturbine

Een stoomketel met nageschakelde stoomturbine is de commercieel meest toegepaste techniek voor het opwekken van elektriciteit op medium en grote schaal met biomassa. Deze techniek is ook haalbaar voor kleinere projecten maar economisch minder interessant. De parameters van deze installaties verschillen naargelang grootte, toegepaste verbrandingstechnologie, gebruikte biomassa, enz.. In de literatuur zijn over investeringskost zeer uiteenlopende gegevens te vinden. In deze prognoses wordt gekozen voor een opdeling naar grootte, verbrandingstechnologie en soort biomassa. Volgende selectie werd gemaakt: - schroefstoker met stoomketel en stoomturbine op vaste biomassa: grootte 5 MWe - roosteroven met stoomketel en stoomturbine op vaste biomassa: grootte 20 MWe - wervelbed met stoomketel en stoomturbine op vaste biomassa: grootte 250 MWe - roosteroven met stoomketel en stoomturbine op biomassa-afval uit HHA Voor deze laatste technologie werd enkel de extra investeringskost voor energetische valorisatie in rekening gebracht.

36

Tabel 7: Kosten en specificaties stoomturbine Parameter Vermogen

Categorie 5 MWe 20 MWe


3000 €/kWe

Werkingskost per kWhe

Bron HHA

2200 €/kWe

250 MWe 1500 €/kWe

0,019 €/kWhe

0,011 €/kWhe

0,007 €/kWhe

0,047 €/kWhe

Levensduur

25

25

25

25

Elektrische efficiëntie

20%

30%

32%

20%

Thermische efficiëntie*

58%

55%

50%

60%

Draaiuren

7000

7000

8000

7800

7714 €/kWe (groene elektriciteit)

Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen Optimale valorisatie houtafval, Renewable Energy in Europe, ECN, Decent, Invert, Onrendabele toppen

Stromen die in pellets, pellets, pellets, Org-biol aanmerking komen lignolignolignoHHA voor technologie cellulose cellulose, cellulose houtafval *De thermische efficiëntie is afhankelijk van de warmtetoepassing waarin de installatie wordt ingepast. Een optimaal functionerende installatie kan veel hogere thermische efficiëntie behalen maar dit met laagwaardige warmtetoepassingen die niet altijd ter beschikking zijn. Hier is gekozen voor een gemiddelde efficiëntie.

4.2.4

Gasmotor

Voor energetische benutting van biogas is zoals in andere Europese prognosestudies gekozen voor een gasmotor maar zijn de bepalende parameters voor investeerderskeuze

37

opgesplitst naargelang de biomassastroom. Volgende keuzes werden gemaakt naar indeling per technologie: - WKK-gasmotor op stortgas - WKK-gasmotor op biogas uit vergisting van een afvalwaterzuiveringsinstallatie in de industrie - WKK-gasmotor op biogas uit vergisting van een rioolwaterzuiveringsstation - WKK-gasmotor op biogas uit co-vergistingsinstallatie van mest met andere organisch-biologische afvalstoffen of energieteelten Tabel 8: Kosten en specificaties gasmotor Parameter

Categorie stortgas AWZI

RWZI

Vermogen

500 kWe

500 kWe

200 kWe


1000 €/kWe

1675 €/kWe

1200 €/kWe

Werkingskost per kWhe

0,028 €/kWhe

0,058 €/kWhe

0,058 0,079 €/kWhe €/kWhe

Levensduur

10

10

10

10

Elektrische efficiëntie

35%

35%

35%

35%

Thermische efficiëntie*

45%

45%

45%

35%

Draaiuren

4566

3000

1066

7500

Stromen die in stortgas aanmerking komen voor technologie

Bron

Organischslib biologisch bedrijfsafval

Covergisting 1000 kWe

3000 €/kWe

Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe Onrendabele toppen, Invert, DECENT, Renewable energy in Europe

Mest (pluimvee, varkens-), groenafval, GFT

*De thermische efficiëntie is afhankelijk van de warmtetoepassing waarin de installatie wordt ingepast. 38

4.2.5

Motor op vloeibare biobrandstof

De productie van elektriciteit uit vloeibare biomassa zoals pure plantaardige olie gebeurt met behulp van een motor. Technisch gezien is de productie van elektriciteit uit vloeibare biomassa in een stoomketel met stoomturbine perfect mogelijk maar deze optie wordt niet in overweging genomen omdat dit naar elektrisch rendement veel lager en investeringskost veel hoger zit waardoor dit geen optie is voor een investeerder. De parameters voor een motor op vloeibare biobrandstoffen heeft volgende parameters: Tabel 9: Kosten en specificaties motor op vloeibare biobrandstof Parameter Bron Vermogen 5000 kWe Onrendabele toppen Investeringskost per kWe 500 €/kWe Onrendabele toppen Werkingskost per kWhe 0,007 €/kWhe Onrendabele toppen Levensduur 10 Onrendabele toppen Elektrische efficiëntie 40% Onrendabele toppen Thermische efficiëntie* 30% Onrendabele toppen Draaiuren 3000 Onrendabele toppen *De thermische efficiëntie is afhankelijk van de warmtetoepassing waarin de installatie wordt ingepast. De stromen die in aanmerking komen voor deze technologie zijn gebruikte oliën en vetten en plantaardige olie uit koolzaad geperst. 4.2.6

Huidige elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen

Voor het jaar 2004 wordt gestart met de gegevens van de VREG aangevuld met de inventaris hernieuwbare energie opgesteld door VITO in het kader van de Energiebalans Vlaanderen.

4.3 Elektriciteitsproductie uit wind onshore 4.3.1

Klasse en opbrengst

Moderne windturbines worden, in overeenstemming met de IEC 13 klassificering, onderverdeeld volgens de windklasse waarvoor ze ontworpen zijn. We onderscheiden volgende IEC klassen (zie Tabel 10) naargelang de eigenschappen van de site namelijk gemiddelde windsnelheid, extreme windsnelheid en turbulentie.

13

International Electrotechnical Committee, Norm 61400-1, Safety Requirements for wind turbines

39

Tabel 10: IEC windklassen klasse V_ gemiddeld V_extremeRe f Turbulentie A Turbulentie B

I 10

II 8,5

III 7,5

50

42,5

37,5

18% 16%

18% 16%

18% 16%

Afhankelijk van de karakteristieken van de site zal een bepaalde klasse van windturbine op deze site worden geplaatst. Het onderscheid heeft vooral te maken met de belastingen waarvoor de turbine wordt ontworpen en dus bijgevolg de dimensionering van de toren, de rotordiameter van de windturbine en het nominaal vermogen van de generator. Bepaalde fabrikanten brengen een turbine op de markt met een iets grotere rotor voor hetzelfde geïnstalleerd vermogen voor binnenlandse locaties waardoor de opbrengst (en aldus het aantal vollasturen ) stijgt. Voor de berekening van het potentieel werd uitgegaan van de berekeningen van het windplan Vlaanderen [ODE 97] . Deze berekeningen werden uitgevoerd voor een ashoogte van 75m. Gezien de technologische ontwikkelingen mogen we er van uit gaan dat de gemiddelde ashoogte tussen de 85 en de 100m zal bedragen. In het windplan Vlaanderen werd het potentieel ingedeeld volgens de verschillende provincies gezien het windaanbod in de provincies aanzienlijk verschilt. Tabel 11 geeft de totale oppervlakte per energieklasse per provincie weer, zoals berekend in windplan Vlaanderen. Tabel 11: Totale oppervlakte per energieklasse per provincie

40

Spec Energie-dictheid 2 [kWh/m /jaar]

WVL [km ]

[km ]

[km ]

[km ]

[km ]

200

0,1

0,1

0,2

0,0

0,0

300

0,6

0,6

1,9

15,6

0,8

400

1,9

8,7

208,3

559,8

223,2

500

12,2

170,4

791,7

1318,7

1249,0

600

225,4

1255,1

867,2

407,9

883,3

700

505,9

1051,7

179,3

81,8

405,4

800

324,3

397,5

36,2

15,9

61,1

900

483,3

83,8

9,3

8,6

19,0

1000

536,3

12,6

10,6

14,1

23,7

1100

532,5

10,4

8,8

3,2

5,5

1200

398,0

10,0

4,5

1,4

1,9

1300

101,5

2,9

0,0

0,0

0,0

1400

23,3

3,0

0,0

0,0

0,0

1500

6,5

0,2

0,0

0,0

0,0

2

OVL 2

BRA 2

LIM

ANT 2

2

1600 2

totale opp [km ]

5,0

0,1

0,0

0,0

0,0

3168

3008

2118

2427

2877

Verder veronderstellen we dat vanaf 2012 de turbines een efficiëntie verbetering zullen bereikt hebben van 5%. 4.3.2

Kosten

De investeringskost voor onshore wind op dit ogenblik schommelt rond de € 1000 per kW afhankelijk van site specifieke kenmerken en zal volgens het voorliggende scenario dalen tot +/- € 700 in 2015. Hiervoor is gebruik gemaakt van een learning curve met progress ratio 82% [IEA 00]. (Andere artikels spreken van hogere progress ratios [NEI 00]) Voor de gemiddelde groei hebben we deze van het conventioneel scenario van EWEA overgenomen, zijnde een gemiddelde jaarlijkse groei van 15% van het totaal geïnstalleerd vermogen [EWE 02]. 4.3.3

Levensduur

Voor de windmolens is een levensduur aangenomen van 20 jaar. 4.3.4

Potentieel tot het jaar 2010

In [SRM 04] werd het potentieel voor wind onshore in Vlaanderen voor 2025 geschat tussen de 684 MW (BAU) en 1130 MW (PROA). De potentiëlen in deze studie liggen in deze orde maar zijn gebaseerd op meer recentere gegevens, o.a. met betrekking tot RUP’s. Het voorgestelde scenario is gebaseerd op de schatting van real-life ervaringen van project ontwikkelaars, publieke overheden en ervaringsdeskundigen in de windenergie van de laatste 5 jaar:  Beperkingen voor realisaties van windparken zijn landbouwzones die niet mogen gebruikt worden, lange procedures en een grote bevolkingsdichtheid; 



De publieke opinie is in een brede zin neutraal tot positief voor goed geplande en gecommuniceerde projecten. Windturbines worden als een positief element beschouwd in het landschap onder bepaalde voorwaarden; Garantie voor geplande (economische) groei in de regio;



Impact analyse (schaduwhinder, geluid, visuele impact) vooraleer er een project ontwikkeld wordt;



Duidelijke communicatie naar en met de omwonenden en overleg in de vroege fase van het project;



Participatie van de lokale burgers(voorbeelden Beauvent, Ecopower, Groenkracht).



Projecten op grote schaal zullen bijna uitsluitend in industriële zones toegelaten worden.

Op korte termijn (tot +/-2010), bestaat een vrij goed beeld van wat er nog gepland en vergund kan worden.

41

Tabel 12 en Tabel 13 geven een overzicht van het huidige windvermogen en het verwachte windvermogen in 2010 in Vlaanderen. Aangenomen wordt dat er bijkomende RUP’s in heel Vlaanderen worden opgemaakt. Deze bijkomende RUP’s zijn noodzakelijk opdat er nieuwe turbines geplaatst kunnen worden. 1/3 van de bijkomende RUP’s zal worden opgemaakt in West-Vlaanderen, nog 1/3 in Oost-Vlaanderen, 1/6 in Antwerpen en de laatste 1/6 in Limburg. Tabel 12: Bestaand windvermogen in Vlaanderen project

# WT

# MW

Zeebrugge

12

4,8

Zeebrugge

10

2

Zeebrugge

2

1,2

Brugge

7

4,2

Brugge

5

3

Zedelgem

1

1,8

Brugge

2

1,2

Middelkerke

1

0,66

Lombardsijde

1

0,9

Pathoekeweg

7

12,6

Diksmuide

2

1,6

totaal bestaand W-Vl

50

33,96

Eeklo

1

1,8

Eeklo

1

1,8

Eeklo

1

1,8

Eeklo

1

0,6

Gent

2

4

Wondelgem

2

4

Kallo

1

0,6

Kluizendok-Gent

11

22

RUP Kruibeke

3

6

totaal bestaand O-Vl

23

42,6

Schelle

3

4,5

Kasterlee

1

0,66

Meer-Hoogstraten

6

12

West-Vlaanderen

Oost-Vlaanderen

Antwerpen

42

Zandvlietsluis

2

4

totaal bestaand A'pen

12

21,16

Hasselt

3

1,2

Lanaken

4

8

totaal bestaand Limburg

7

9,2

Kapelle-op-den-bos

3

1,2

Halle

1

1,6

totaal bestaand Vl-Br

4

2,8

96

109,72

Limburg

Vlaams-Brabant

totaal bestaand Vlaanderen:

Tabel 13: Nieuw verwacht windvermogen in Vlaanderen tegen 2010 project

# WT

# MW

West-Vlaanderen

totaal nieuw W-Vl

57

134,2

Oost-Vlaanderen

totaal nieuw O-Vl

38

109

Antwerpen

totaal nieuw A'pen

58

156

Limburg

totaal nieuw Limburg

14

34

167

433,2

totaal nieuw Vlaanderen:

4.3.5

Zones met visuele invloed versus infrastructurele zones en havengebieden

Het lange-termijn-potentieel voor windenergie is bepaald door ‘harde’ randvoorwaarden zoals ‘exclusiezones’, en door de maatschappelijke aanvaardbaarheid in functie van de toenemende implementatie. De scenario’s zijn gebaseerd op de volgende aannames: In beide scenario’s wordt verondersteld dat de dichtheid van windturbines in het landschap beperkt moet blijven tot een ‘aanvaardbaar’ niveau. De perceptie van wind turbines in het landschap is persoonlijk en provoceert verschillende standpunten, gaande van ‘verstoring van het zicht’ tot ‘eigentijdse constructies die innovatie en vooruitgang weerspiegelen’. Het is niettemin belangrijk om het visueel effect van een scenario te beoordelen. Dit rapport vergelijkt de dichtheid van windturbine in het landschap met de dichtheid van andere bestaande structuren zoals watertorens, hoogspanningstorens, enz… De reden van deze vergelijking is dat water torens meestal op hogere plaatsen zijn gelegen en het ook structuren zijn met een gebruikersfunctie, net zoals windturbines. De vergelijking gaat minder op wanneer er rekening mee gehouden wordt dat windturbines in het algemeen een grotere hoogte hebben en draaiende wieken [SRM 04]. Tabel 14 geeft de cijfers tot 2010 gegroepeerd per provincie en per sector, waar gekeken wordt naar de haven gebieden (minder visuele impact) en de niet-haven gebieden (visuele impact). Tot 2010 wordt slechts één scenario gehanteerd op basis van reeds geplande en realistisch geachte projecten.

43

Voor de periode tussen 2010 en 2020 wordt een verschillend BAU- en PRO-scenario gehanteerd, gekenmerkt door een verschillende dichtheid van windturbines en daarmee een verschillend aantal bijkomende windturbines zoals beschreven in de resultaten in 5.3. Tabel 14: Overzicht huidig windvermogen en toekomstig (2010) in Vlaanderen, per provincie en per sector bestaand

West-Vlaanderen

Oost-Vlaanderen

Antwerpen

Limburg

Vlaams-Brabant

TOTAAL

extra 2010

#turbines

MW

#turbines

MW

Haven

25

8,6

7

14

overig

26

25,96

50

120,2

Haven

11

22

20

60

overig

12

20,6

18

49

Haven

2

4

43

122

overig

10

17,16

15

34

Haven

0

0

0

0

overig

7

9,2

14

34

Haven

0

0

0

0

overig

4

2,8

0

0

96

110,32

167

433,2

4.4 Elektriciteitsproductie uit windenergie offshore 4.4.1 Klassen en opbrengst Het aantal vollasturen voor offshore ver op de Noordzee mag gerekend worden op 3500 uren maar gezien de grote afstand tot de kust zal de beschikbaarheid vermoedelijk lager liggen dan de 97% die tegenwoordig op land wordt gegarandeerd. Daarom veronderstellen we 3200 vollasturen aan offshore locaties. 4.4.2

Levensduur

Voor de windmolens is een levensduur aangenomen van 20 jaar. 4.4.3 Kosten De kosten voor de installatie van windturbines op zee is afhankelijk van de afstand tot de kust, de diepte van de zee, hubhoogte van de turbines en aannames voor de technologie. Hiervoor is reeds een uitgebreide studie gedaan, waarop we de kosten zullen baseren [OOW 04]. We zullen waar nodig telkens vermelden hoeveel de kosten bedragen per geïnstalleerde kW. De O&M kosten worden geschat op 25% van de productiekosten (de kWh kost).

44

Voor de projecten die in het vooruitzicht zijn op de Belgische wateren zullen de kosten hoger liggen dan deze van [OOW 04] Dit is te verklaren door o.a. volgende kritische factoren:  De extra kabel van de parken in de naar de aangeduide zone voor offshore windenergie in België naar de kust kruist scheepvaartroutes waardoor er dieper gegraven moet worden, deze kabel wordt deels door de projectontwikkelaar bekostigd. 

Het is de eerste keer dat er zo ver in zee een windpark zal gebouwd worden,



Het is de eerste keer dat er in een zeediepte van 25 m (gemiddeld) zal gebouwd worden



Er is een grote onzekerheid van de werkbare dagen op de Noordzee.

Dit alles in acht genomen, veronderstellen we voor deze projecten in de huidige aangeduide zone voor offshore windenergie in België een investeringskost van +/- € 2200 à 2500 per kW en een O&M kost van € 25 per MWh. 4.4.4 Scenario’s BAU In eerdere studies ([SRM 04] en [OOW 04]) werd het offshore wind potentieel in België reeds geschat tussen de 500 en 4200 MW in 2025. Gebaseerd op recentere ontwikkelingen in de wetgeving en de internationale windenergie markt, zullen we deze potentiëlen verfijnen. Momenteel is het installeerbare vermogen begrensd door de transportcapaciteit van het transmissienet. Op lange termijn is een uitbreiding nodig van het 400 kV net tot aan de kust. Wanneer deze beschikbaar is, kunnen offshore windmolenparken van 2000 MW en meer worden aangesloten zonder technische problemen wat betreft netcapaciteit. Deze uitbreiding zal mee worden opgenomen in het volgende ontwikkelingsplan van ELIA dat in september 2005 zal verschijnen 14. De bouwtermijn van deze openluchtlijn van beslissing tot indienstneming kan gemakkelijk tien jaar en meer bedragen. Voor het BAU-scenario veronderstellen we geen uitbreiding voor 2020 en voor het PROA veronderstellen we dat deze 400 kV lijn ten vroegste in 2016 ter beschikking kan staan. Daar in de ministerraad van 21 januari 2005 [MIN 05] staat aangegeven dat elke eerste 216MW van elk project een minimumterugleververgoeding zullen krijgen, nemen we aan dat de grootte van de parken die zullen gebouwd worden in de toekomst niet groter dan 216 MW zullen bedragen. Het eerste offshore windenergie project start in 2005. De eerste 6 molens met 21.6 MW zullen volledig geïnstalleerd zijn in 2006 of 2007 op de Thorntonbank. In totaal zullen 218 MW geïnstalleerd worden tot in 2009 - 2010. De kosten voor het installeren van deze turbines bedragen +/- 2200 à 2500 €/kW. Er is reeds een concessie aangevraagd door een ander consortium dat een park plant van 30 turbines van 5MW. We veronderstellen dat dit er zal komen tegen 2010. De plaats ligt iets verder van de Thorntonbank en de kosten voor de installatie bedragen hier +/- 2200 a 2500 €/kW . Dit windpark ligt evenwel verder van de kust, maar tegen 2010 is de technologische kost ook reeds gedaald. 14

Bij het afronden van de studie is het ontwikkelingsplan van ELIA voor het transmissienet gepubliceerd (17 september). Er wordt voorzien dat offshore windparken kunnen aangesloten worden tot 900 MWel, ipv de 600 MWel waartoe het offshore park wordt beperkt in het BAU-scenario, en waarbij de beperking is dat een uitbreiding van het 400 kV-net pas zou gebeuren na 2020 in het BAU-scenario, en in 2016 voor het PROscenario.

45

Indien deze beide parken gebouwd zijn, kan er nog maximaal 1 park van 216MW gebouwd worden opdat de transportcapaciteit van het transmissienet niet uitgebreid moet worden. Omdat er naar diepere wateren die verder van de kust afgelegen zijn, moeten gaan om het volgende park te bouwen, zal dit pas gebouwd worden indien de technologische kosten genoeg gedaald zijn om het park rendabel te maken. Dit park kan dan in 2016 gebouwd worden met een ‘highly improved technology’ zoals beschreven in [OOD 04] die ongeveer 1600€/kW gaat kosten. Mogelijk zal na 2020 dan ook het 400 kV net uitgebreid zijn of zal men gebruik maken van andere methodes om dit knelpunt te passeren, b.v. kabels voor hoogspanningsgelijkstroomtransmissie van de kust tot aan de geschikte knooppunten van het transmissienet verder in het land. In het BAU-scenario veronderstellen we dat bij investeerders geen grote interesse bestaat om te investeren in verdere Belgische offshore windparken gezien de technologische uitdagingen vrij groot zijn. Er zullen dan ook verder geen aansluitingsaanvragen worden ingediend bij ELIA met als gevolg dat de uitbreiding van het 400 kV net op zich zal laten wachten. 4.4.5 Scenario PRO In het PRO-scenario zullen offshore windparken en technologie zich verder ontwikkelen. Het vertrouwen van de investeerders zal bevestigd worden aan de hand van de internationale offshore windenergie ontwikkeling. Binnen de kortste tijd zullen aansluitingsaanvragen ingediend worden voor een vermogen boven de 600 MW en ELIA zal de uitbreiding van het 400 kV net aangaan. De 400 kV lijn aan de kust is in dit scenario beschikbaar in 2016. Het volledige beschikbare gebied bestemd voor offshore windenergie zal hierdoor bezet kunnen worden door windenergie projecten. We verwachten dezelfde projecten die voorkomen in het BAU. Enkel nemen we aan dat beide projecten grotere turbines zullen gebruiken dan nu verondersteld. We gaan er dan vanuit dat de huidige steunmaatregelen van toepassing blijven voor het volledige beschikbare gebied besteed voor offshore windenergie. Voor het project op de Thorntonbank nemen we aan dat er turbines van 5MW gebruikt zullen worden ipv de 3,6MW die nu voorzien zijn en voor het project op de Bank zonder naam, gaan we uit van turbines van 6MW i.p.v. de voorziene 5MW.Buiten de projecten die in BAU voorkomen, zal het aangewezen gebied van ongeveer 267,2 km², gesitueerd ten NW van de Thorntonbank optimaal ontwikkeld worden met ‘highly improved technology’. We nemen aan dat de capaciteit, vastgesteld volgens [OOW 04] ontwikkeld zal worden tot aan een afstand van 40 km van de kust en een zeediepte van maximaal 40 meter. Dit resulteert in een bijkomende capaciteit van 1000 MW die eind 2018 geïnstalleerd zal zijn. De investeringskosten bedragen hiervoor ongeveer +/- € 1600 per kW.

46

4.4.6

Toegewezen zone voor offshore windenergie ontwikkelingen in België

Figuur 6: Aangewezen zone voor offshore windenergie ontwikkelingen in België [KB2004] De eigenschappen van de voorgestelde zone zijn:  Totale oppervlakte: 267,2 km² 

Potentieel geïnstalleerd vermogen:



Afstand tot de kust:



2672 MW (10 MW/km²)

22 km tot 55 km (gemiddelde afstand 38 km).

Dichtstbijzijnde netkoppelingspunt: Zeebrugge – afstand: 30 km en 72 km (gemiddeld 50 km).

De beschikbare ruimte voor offshore windenergie projecten is nu reeds voorgesteld door een koninklijk besluit. [KB2004]

4.5 Elektriciteitsproductie uit zonne-energie 4.5.1

Onderverdeling van de markt

We delen de PV markt in Vlaanderen op in drie groepen van systemen van verschillende grootte. 

Kleine systemen zijn systemen van ongeveer 2 tot 10 kWp. Deze systemen zijn geïnstalleerd op particuliere woningen en op bedrijfsgebouwen van KMO’s.



Middelgrootte systemen van 10 tot 50 kWp zijn vaak gebouwgeïntegreerd 15.

15

Industriële sites die systemen rond dit vermogen zullen installeren zullen dit eerder doen op platte daken en dus niet gebouwgeïntegreerd zijn.

47



Grote systemen hebben een vermogen boven de 100 kWp tot enkele MWp. Soms betreft dit gebouwintegraties maar meestal staan deze systemen op industriële daken. Ook grote installaties op begane grond horen bij deze categorie.

4.5.2

Beschrijving systeemaannames

Investeringskosten De kostenontwikkeling in dit scenario is conform met de ontwikkeling zoals beschreven in de Vlazon-studie [VLAZON 03]: een groei van de wereldmarkt van 27% en een leercurvecoëfficiënt van 0,8 voor modules en systemen (zie Annex A), wat betekent dat bij elke verdubbeling van het wereldvolume de prijs met 20% afneemt. [EPIA 04] geeft een overzicht van historische groeicijfers van PV in verschillende regio’s in de wereld. In de voorbije jaren zijn er stijgingen op de markt waargenomen. Deze marktschommelingen zijn vooral te wijten aan het samenspelen van vraag en aanbod en het tekort aan modules in de wereldmarkt. Deze prijsschommelingen worden gesuperponeerd op de leercurve en zijn verwaarloosbaar op lange termijn wat betreft de technologie ontwikkelingskosten. Levensduur De levensduur van een PV systeem ligt tussen 20 en 30 jaar. Over een langere termijn zijn geen gegevens beschikbaar. We veronderstellen daarom in het BAU-scenario een levensduur van 25 jaar. Opbrengst Er wordt uitgegaan van een opbrengst van 850 kWh/kWp per jaar. Dit is een Belgisch langetermijn gemiddelde bij optimale oriëntatie en een performantie verhouding (Performance Ratio of PR) van 75%. Gedurende de komende 15 jaar mag een stijging van de PR tot boven de 80% verwacht worden. Aangezien niet alle installaties optimaal georiënteerd zullen zijn, wordt er ook voor 2020 met een opbrengst van 850 kWh/kWp gerekend. 4.5.3

Aannames steunmaatregelen

Voor investeringssteun en opbrengsten uit groenestroomcertificaten worden de waarden uit de huidige geldende wetgeving genomen. Voor de grijze stroom wordt op termijn een vergoeding van 15 à 25 €/MWh verondersteld. We gaan ervan uit dat de GSC in 2006 en 2007 nog 450 €/MWh waard zullen zijn (vastgelegde minimumprijs), maar in de daarop volgende jaren jaarlijks 5% van hun waarde zullen verliezen voor de bijkomende installaties van dat jaar, naar analogie met het Duitse voorbeeld.

48

4.5.4

Enkele scenario’s

Voor de marktontwikkeling kunnen we ons baseren op verschillende aannames. Eerst maken we een met onze buurlanden en landen waar reeds een grote groei van PV in de markt gezien is in de laatste jaren:  Geïnstalleerd vermogen per inwoner, uitgedrukt in Wp/inwoner 

Totale kost van zon PV gerelateerde GSC per geconsumeerde kWh in Vlaanderen

In 2004 bedroegen deze parameters in Vlaanderen respectievelijk 0,1375 Wp/inwoner met een totaal Vlaamse kostprijs van 0.006 € per geconsumeerde MWh. Dit in de veronderstelling dat een groenestroomcertificaat 450 € oplevert, wat 3 keer boven de marktwaarde ligt in 2004 en 2005. Tabel 15 toont deze karakteristieken voor enkele buurlanden en het gemiddelde voor EU25 in 2004 [EUR 05]. Tabel 15: karakteristieken uit enkele buurlanden in 2004 Vlaander en

Groot Hertogdom Luxemburg

Duitsland

Nederland

EU 25

Totaal geïnstalleerd vermogen 2004

MWp

0,825

26

794

4,730

1 004

Wp/inw

0,14

58,26

9,61

2,43

2,2

vermogen in 2004 geïnstalleerd

MWp

0,5

13

360

4,3

410

Terugleververgoeding in 2004

€/MWh

150

450

457

97

Nvt

Kost per geconsumeerde MWh 16 voor 2004

€/MWh

0,006 17

1,65

0,606

0,038

nvt

[BSI 05] geeft de marktgroei van de jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen in Duitsland weer (alwaar ook een hoge terugleververgoeding voor PV is): van 2000 tot en met 2004 was de gemiddelde groei 88% over 5 jaar, van 1994 tot en met 2004 was de gemiddelde groei 59% over 10 jaar. We zullen nu een aantal mogelijke scenario’s doorrekenen:  Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen groeit met 33% per jaar. 

Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen groeit met 49% per jaar



1% van de totale Vlaamse elektriciteitsconsumptie afkomstig van PV



Naar het huidige Europese gemiddelde van 2,2 Watt per inwoner of naar de huidige gemiddelde van de buurlanden

16

Gerelateerd aan de totale elektriciteitsconsumptie van het jaar 2003, voor Duitsland: 509 265 GWh, Nederland: 100 359 GWh, G-H Luxemburg: 6 015 GWh, EU25: 2 611 593 GWh, bron Eurostat Er wordt gerekend dat al het geïnstalleerd vermogen de huidige terugleververgoeding krijgt Energieopbrengst is in alle landen gerekend aan 850 kWh/kWp 17 we veronderstellen voor Vlaanderen dat een GSC reeds 450 € oplevert, wat 3 keer boven de marktwaarde ligt in 2004 en 2005

49



Voorgesteld potentieel uit de VLAZON studie

Voor elke van deze scenario’s berekenen we volgende parameters:  totaal aantal geleverde GWh 

% van de Vlaamse elektriciteitvraag (op het distributienet, exclusief geleverde elektriciteit aan afnemers op het transmissienet)



kost per geconsumeerde MWh



totaal geïnstalleerd PV vermogen



geïnstalleerd vermogen per inwoner 18



nodige jaarlijkse groei om dit scenario te behalen.



kostprijs van de totale elektriciteitsfactuur 19

Al deze karakteristieken zijn terug te vinden in een samenvattende Tabel 16. Eerst volgt nog een korte beschrijving van de aannames: Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen groeit met 33% per jaar

We veronderstellen dat het jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen met 33% per jaar stijgt. Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen groeit met 49% per jaar

We veronderstellen dat het jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen met 49% per jaar stijgt. 1% van de totale Vlaamse elektriciteitsvraag op het distributienet afkomstig van PV

Deze aanname houdt in dat in het jaar 2020, er 431.120 MWh elektriciteit wordt geproduceerd m.b.v. PV (zie bijlage C). Naar het huidige Europese gemiddelde van 2,2 Watt per inwoner of naar het huidige gemiddelde van de buurlanden

Een gemiddeld geïnstalleerd vermogen van 2,2 W per inwoner betekent dat er in 2020 een totaal vermogen van 13,2 MWp in Vlaanderen zal opgesteld staan . Een zelfde berekening werd toegepast op basis van het huidige geïnstalleerd vermogen per inwoner in Duitsland en Nederland. Voorgesteld potentieel uit de Vlazon Studie [VLAZON 03]

De Vlazon studie stelde tot doel een productie van 175 GWh aan elektriciteit uit PV op de Vlaamse markt in 2020. 4.5.5

Samengevat

De resultaten van deze aannames zijn opgenomen in Tabel 16

18

We hebben het aantal Vlamingen op 6 miljoen geschat en behouden voor de komende 15 jaar. zie Annex B voor de berekende totale elektriciteitsfactuur, enkel berekend voor het deel van de elektriciteit geleverd via het distributienet (ongeveer 80% van de totale opgevraagde elektriciteit in Vlaanderen). 19

50

Tabel 16: verschillende aannames leiden tot verschillende potentiëlen en kosten in 2020 aanname/karakteristiek

20

nodige jaarlijkse groei om dit scenario te behalen

% van de Geleverde Vlaamse productie elektriciteitsfac tuur

Geïnstalleerd vermogen

% van de VL vraag dat gedekt jan worden met PV 20

kost per geïnstalleerd geconsumeerd per inwoner e MWh

%

%

GWh

MWp

%

€/MWh

W/inw

EU 25 gemiddelde 2,2W/inw (2004)

19%

0,04%

11,22

13,20

0,03%

0,00038

2,20

enkel de gezinnen betalen max 5€

30%

0,14%

45,00

52,94

0,10%

0,00142

8,82

Duits gemiddelde 9,61Wp/inw

31%

0,16%

49,01

57,66

0,11%

0,00038

9,61

Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen stijgt 33% met 33%

0,20%

64,38

75,74

0,15%

0,00200

12,62

VLAZON

43%

0,62%

175,00

205,88

0,41%

0,00620

34,31

Luxemburgs gemiddelde 58,26Wp/inw

48%

0,91%

297,13

349,56

0,69%

0,00912

58,26

Jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen stijgt 49% met 49% per jaar

1,00%

332,84

391,57

0,77%

0,01000

65,26

1% van de totale consumptie Vlaamse consumptie

1,31%

431,12

507,20

1,00%

0,01313

84,53

51%

enkel berekend voor het deel van de elektriciteit geleverd via het distributienet (ongeveer 80% van de totale opgevraagde elektriciteit in Vlaanderen), zie annex B

51

BAU- en PRO-scenario Meer dan 80% van het opgesteld vermogen aan PV zal bij KMO’s en particulieren opgesteld staan. Het resterende vermogen wordt in dit scenario verdeeld over de middelgrootte en de grootte systemen Dit sluit aan bij de trend in Duitsland waar nu al meer dan vijf jaar een hoog teruglevertarief geldt. Ook al trekken multi-megawatt installaties op begane grond in Duitsland recentelijk veel media-aandacht, de meerderheid van het PV vermogen wordt vandaag vooral geïnstalleerd bij particulieren en KMO’s. Als BAU-scenario wordt een jaarlijkse geïnstalleerd PV vermogen van 33% verondersteld. In het PRO-scenario wordt een jaarlijkse groei van het geïnstalleerd vermogen van 49% verondersteld wat nog 10% minder is dan de gemiddelde jaarlijkse groei van het geïnstalleerd PV vermogen in Duitsland over de laatste 10 jaar. Ter vergelijking: in Duitsland was de laatste 10 jaar een gemiddelde jaarlijkse groei van 59% gangbaar.

Beleidsmaatregelen voor het behalen van een PRO-scenario De VLAZON studie [VLAZON 03] maakte al een inventaris van de mogelijke beleidsmaatregelen om tot een hoge penetratie van PV in Vlaanderen te komen. De maatregelen zijn in 6 concrete actieplannen gegoten met betrekking op:  Onderzoek, Ontwikkeling & Demonstratie 

Tussenpersonen



Gebruikers



Export en Ontwikkeling



Prijs



Kwaliteit, Normering en Regelgeving

Aan de basis van de scenario opbouw in deze studie ligt de hogere terugleververgoeding. Deze maatregel werd reeds in de VLAZON studie naar voor geschoven. Om verdere groei mogelijk te maken en het behalen van het PRO-scenario, zullen de actieplannen vanuit de VLAZON studie verder moeten ingevuld worden, in het bijzonder op de eerste vier actieplannen.

4.6 Warmtekrachtkoppeling 4.6.1 •

52

Veronderstellingen WKK

In 1997 heeft VITO het WKK-potentieel van Vlaanderen uitvoerig onderzocht voor diverse sectoren (industrie in diverse subsectoren, tertiair, glastuinbouw en residentieel)

[WKK 97]. Aangezien de prognose handelt over kwalitatieve WKK’s, zal het potentieel zoals bepaald volgens de methode “oppervlak” gebruikt worden. Deze methode leidt tot een maximale dekking van de warmtevraag vanuit de WKK. •

De gedetailleerde vraag en de productie van warmte is nieuw voor MARKAL. Er moet een grote koppeling zijn tussen aanbod en vraag, vermits dat warmte zich meestal minder makkelijk laat transporteren en dus wordt opgewekt daar waar hij gevraagd is.

•

Absorptiekoeling wordt buiten beschouwing gelaten gezien deze technologie in de Vlaamse context nauwelijks als kwalitatieve WKK bestempeld kan worden.

•

Biogas-WKK’s waarbij een groot aandeel van de warmte gebruikt wordt om een biogasvergister op temperatuur te houden, dient niet in mindering van het WKKpotentieel gebracht te worden.

•

De kost van netversterking wordt niet in rekening gebracht.

•

WKK’s worden altijd gebouwd met een even grote back-up voorziening voor wat de warmtezijde betreft. Voor de investeringskost van WKK wordt er bijgevolg geen meerkost ten opzichte van een ketel bepaald. In de financiële analyse speelt de concurrentie tussen WKK en ketel op het vlak van de minimale productiekosten.

•

Er wordt geen meerkost beschouwd ten gevolge van emissiereglementering. Wel wordt rekening gehouden met beperkingen door deze wetgeving.

•

Het openstaand potentieel (warmtevraag) neemt jaarlijks toe met het aantal installaties die einde levensduur zijn.

•

Draaitijden van de WKK’s: we gaan uit van de potentieelstudie WKK. Uit deze studie volgt voor gasturbines een lange gebruiksduur (doorgaans 8000 h/j) en voor motoren een gebruiksduur die lager is. (4000-7000 h/j in de industrie)

•

Wat bijstookwarmte voor gasturbines betreft stellen we voor om deze niet apart te behandelen van de situatie zonder bijstook. De rendementen van de WKK verschuiven door bijstook naar de thermische zijde. Naar RPEB toe heeft dit nauwelijks invloed, maar de absolute primaire energiebesparing gaat wel wat toenemen. Een voorbeeldberekening: Veronderstel een LM-6000 gasturbine (meest gebruikte in Vlaanderen). Deze heeft een elektrisch rendement van 40%, een thermisch rendement voor standaard stoomproductie van 38% en een elektrisch vermogen van 100 MW. De RPEB bedraagt 15%. Indien deze turbine bijgestookt zou worden zodat de warmtelevering verdubbelt, dan stijgt de brandstofinput naar 138 MW. We kunnen er immers van uitgaan dat het marginale rendement van de bijstook ca. 100% bedraagt. Het elektrisch rendement daalt dan naar 29% en het thermisch rendement stijgt naar 55%. De RPEB blijft even hoog. Wel stijgt de primaire energiebesparing in verhouding tot de elektriciteitsproductie (van 0,49 naar 0,6, zijnde een wijziging van ca. 20%).

53

•

Stoomturbines: Voor stoomturbines wordt bij directe aandrijving geen evolutie meegenomen. Er kan naar warmtebehoefte geen onderscheid gemaakt worden tussen stoomturbines en gasturbine-WKK’s. Stoomturbine-WKK’s worden enkel in specifieke situaties gebouwd waarbij er op eenzelfde site nood is aan verschillende stoomdrukken en dit aan een voldoende hoog en constant stoomdebiet. We kunnen er van uitgaan dat al deze mogelijke sites reeds van stoomturbine-WKK’s, al dan niet in directe aandrijving voorzien zijn. Eventueel kunnen er nog nieuwe stoomturbines geplaatst worden na gasturbines, maar dan wordt de WKK als een STEG en dus eerder als een gasturbineproject gecatalogeerd. Uit de inventaris leren we bovendien dat het stoomturbinevermogen vrij constant is.

•

We maken geen onderscheid tussen een gasmotor en een dieselmotor. De beperking in VLAREM naar NO x -uitstoot van de dieselmotoren (aanschaffen reductietechnieken) maakt dat naar economische rendabiliteit het moeilijk is een onderscheid te maken.

•

De investerings- en werkingskosten en rendementen van de WKK: hiervoor wordt er uitgegaan van de cijfers zoals deze door Cogen Vlaanderen gebruikt worden voor motoren en gasturbines.

4.6.2 •

Potentieel WKK in de industrie Gasturbines worden ingedeeld in volgende klassen: Tabel 17: Klassen WKK gasturbines in het model

Rendementen Onderhoudsk Representatief ost per Eenheidskost MWhe Elektrisch Thermisch RPEB PEB/E Gasturbines vermogen 1-15 MWe 5 MWe k€ 5000 € 12 25% 59% 13% 0,59 15-35 MWe 22 MWe k€ 20000 €8 28% 54% 13% 0,52 35-50 MWe 40 MWe k€ 34000 €7 40% 40% 17% 0,49 50-100 MWe 80 MWe k€ 63000 €6 40% 40% 17% 0,49 >100 MWe ad hoc ad hoc €5 40% 40% 17% 0,49

Het representatieve vermogen werd afgeleid als zijnde het gemiddelde vermogen dat in de potentieelstudie in dit segment geplaatst wordt. De investerings- en onderhoudskosten voor het representatieve vermogen zijn gebaseerd op gegevens van Cogen Vlaanderen. De rendementen en RPEB houden rekening met bijstook zoals eerder al beschreven werd. Voor de vermogensklasse >100 MWe werd er in de potentieelstudie geen potentieel gevonden. In dit vermogenssegment worden enkele installaties geplaatst waarvan nu al geweten is dat ze gebouwd (zullen) worden, zijnde de installaties bij BASF, BRC en Ineos 21. Voor deze installaties heeft het geen zin een economische afweging te maken aangezien ze toch gebouwd worden. Voor deze installaties maken we volgende aannames qua rendementen: 21

Recent werden ook bijkomende grootschalige WKK-projecten aangekondigd. Aanvullend onderzoek naar deze eventuele bijkomende potentiëlen zal uitwijzen in welke mate deze technieken en energiebronnen tot een hogere inzet van duurzame energiebronnen kunnen leiden.

54

Tabel 18: Rendementen STEG > 100 MWe

BASF BRC Ineos

PEB/E Elektrisch Thermisch RPEB 385 MWe 50% 13% 5,0% 0,11 237 MWe 42% 29% 9,5% 0,25 120 MWe 36% 45% 15% 0,50

Voor BASF is aangenomen dat deze installatie maar net kwalitatief zal zijn aangezien ze in staat is om volledig onafhankelijk van de stoombehoefte van BASF te werken. Aangezien het een STEG betreft, veronderstellen we een globaal elektrisch rendement van 50%. Uitgaande van een RPEB van 5% wordt het thermisch rendement wordt dan 13%. De installatie bij BRC is eveneens een STEG. Volgens het tijdsschrift “Utilities” levert deze installatie 200 t/h stoom bij een geïnstalleerd vermogen van 200 MW. Hieruit is een warmtekrachtverhouding van 0,7 te destilleren. We veronderstellen dat de centrale een globaal elektrisch rendement van 42% zal hebben. Het thermisch rendement wordt dan 29%. Eenzelfde redenering wordt gevolgd voor de centrale bij Ineos. De warmtekrachtverhouding is daar echter veel groter (1,3). Uitgaande van het feit dat er bij Ineos ook een stoomturbine geplaatst wordt, wordt het elektrisch rendement wat hoger genomen dan de 32% die we aannemen voor de klassieke gasturbine-WKK’s, stel 36%. het thermisch rendement komt dan op 45%. Vergelijking van de potentieelstudie met de WKK-inventaris 2003 levert volgend resultaat voor het openstaande WKK-potentieel in de industrie: 800 MWe 700 MWe

Openstaand potentieel

600 MWe 500 MWe 400 MWe 300 MWe 200 MWe 100 MWe 0 MWe Motoren

GT 1-15 MWe

GT 15-35 MWe

GT 35-50 MWe

GT 50-100 MWe

GT >100 MWe

Figuur 7: Openstaand WKK-potentieel in de industrie Met dit openstaand potentieel wordt er verder gerekend. Om te verduidelijken hoe het potentieel is geüpdate is er een extra vergelijking gemaakt met de potentieelstudie uit 1997, specifiek voor alle kwaliteitsgasturbines (industrie). Figuur 8 verduidelijkt het verschil tussen de situatie in 1997 voor de gasturbines (industrie) en de situatie in 2004. In 1997 was

55

het totale potentieel 1419 MWel. Door correcties toe te passen en met de nieuwe informatie over de drie grote STEG’s is het totale potentieel uitgebreid tot 2188 MWel.

2500

Openstaand potentieel

2000 924

BASF, Ineos, BRC (vanaf 2006)

MWe

1500

1000 1173

742

Reeds in bedrijf (2004 Kwal- WKK) Reeds in bedrijf (1997)

500 522 246

0 1997

2004

Figuur 8: Vergelijking kwaliteitsgasturbines potentieelstudie 1997 en huidige situatie volgens de WKK-inventaris 2004. Dit openstaand potentieel wordt in de studie verder opgevuld al naargelang de volgende economische randvoorwaarden: • Een elektriciteitsmaatschappij maakt de afweging of ze in een WKK investeert of in een andere elektriciteitsproductietechniek. Deze afweging gebeurt aan de hand van de parameters en info die standaard in Markal is opgenomen. • De warmte wordt gevaloriseerd aan een fractie van de industriële commodityprijs van warmte. Gesteld dat deze prijs gelijk is aan de brandstofprijs gedeeld door het ketelrendement en gesteld dat de fractie gelijk genomen kan worden aan dit ketelrendement, kan de warmte dus gevaloriseerd worden aan een industriële brandstofprijs. We veronderstellen dat dit € 15/MWh voor de gasturbineprojecten bedraagt. Voor de projecten met motoren (doorgaans kleinere warmtevraag, kleinere bedrijven) veronderstellen we een warmteprijs van € 18/MWh. Voor de motoren wordt er, uitgaande van de WKK-inventaris 2003, gerekend met voor certificaten relevante motoren (in dienst genomen vanaf 01/01/2002). Het betreft hier een vermogen van 13 MWe voor 2002 en 6 MWe voor 2003. 4.6.3

Potentieel WKK in de tertiaire sector

Voor WKK’s op basis van motoren, worden volgende investerings-, onderhoudskosten en rendementen voorgesteld:

56

Tabel 19: Klassen WKK motoren in de tertiaire sector Rendementen Onderhoudskost Representatief Motoren Elektrisch Thermisch RPEB PEB/E Eenheidskost per MWhe vermogen <200 kWe 100 kWe k€ 100 € 14 32% 53% 19% 0,72 200-500 kWe 300 kWe k€ 200 € 11 33% 52% 19% 0,72 500-1000 kWe 750 kWe k€ 400 €9 36% 49% 21% 0,73 >1000 kWe 1500 kWe k€ 800 €7 38% 47% 22% 0,74

Het WKK-potentieel voor de tertiaire sector wordt verdeeld in de hierboven genoemde vermogensklasse. Vervolgens wordt van elke vermogensklasse het reeds gerealiseerde WKK-vermogen afgetrokken teneinde het openstaande potentieel te bekomen. Op die manier komen we tot een openstaand potentieel van: Tabel 20:Openstaand potentieel WKK motoren tertiaire sector

Motoren <200 kWe 200-500 kWe 500-1000 kWe >1000 kWe

Representatief vermogen 100 300 750 1500

Openstaand potentieel 97 MWe 52 MWe 67 MWe 23 MWe

De draaitijden voor de tertiaire sector worden op 3500 h/j genomen. We veronderstellen dat de warmte gevaloriseerd wordt aan een prijs die afhankelijk is van de installatiegrootte. We stellen volgende prijzen voor: Tabel 21: Valorisatie warmte en elektriciteit in de tertiaire sector


4.6.4

Voorstel gasprijzen €/Mwhcow 23 20 18 16

Warmtevalorisatie Elektriciteitsprijzen €/MWhth €/MWhe 26 80 22 70 20 60 18 54

WKK in de residentiële sector

Conform de aannames van de studie naar het WKK-potentieel, worden installaties vanaf 85 kWe in rekening gebracht. Dit komt overeen met een appartement van minstens 50 wooneenheden. De motoren worden op dezelfde basis ingedeeld als in de tertiaire sector. Vergelijking van de potentieelstudie met de WKK-inventaris leidt tot volgend openstaand potentieel, verdeeld over de verschillende vermogensklasse:

57

Tabel 22: Openstaand potentieel WKK motoren in de residentiele sector

Motoren <200 kWe 200-500 kWe

Representatief vermogen 100 300

Openstaand potentieel 41 MWe 7 MWe

Deze motoren kunnen volgens de potentieelstudie een vollastdraaitijd van 3000 h/j maken. Er wordt uitgegaan van een valorisatie van de elektriciteit aan gemiddeld 45 €/MWhe. in de residentiële sector 4.6.5

WKK in de tuinbouwsector

Voor de tuinbouwsector stellen we vast dat de potentieelstudie maximaal 400 kWe voorziet in de tuinbouwsector terwijl er heel wat bedrijven zijn met een veel groter geïnstalleerd vermogen. Daarom wordt er een herverdeling van het potentieel uitgevoerd uitgaande van volgende veronderstellingen: • Tuinbouwbedrijven die meer dan 1 MWe aan Wkk-vermogen kunnen installeren, zijn voor 80% al van WKK voorzien; • Tuinbouwbedrijven die 500-1000 kWe aan WKK-vermogen kunnen installeren zijn al voor 60% van WKK voorzien. • Het uit de potentieelstudie komende Wkk-potentieel voor de motoren 200-500 kWe wordt verminderd met 400 kWe, vermenigvuldigd met het verwacht aantal bedrijven die een WKK-potentieel van > 500 kWe hebben. Dit laatste volgt uit de hiervoor aangenomen ingevulde potentiëlen en de WKK-inventaris 2003. Op die manier kan het nog openstaande potentieel in de glastuinbouw en sierteelt bepaald worden: Tabel 23: Openstaand potentieel WKK motoren in de tuinbouwsector


4.6.6

Representatief Openstaand vermogen potentieel 100 119 MWe 300 218 MWe 750 6 MWe 1500 14 MWe

Bestaande WKK’s

Indien een bestaande WKK einde levensduur is, komt zijn vermogen terug vrij en verhoogd het openstaand potentieel opnieuw. Welke de levensduur is van de WKK’s in diverse vermogensklasse. Voor de bestaande WKK’s worden bedrijfstijden, productiecijfers en prestaties overgenomen conform de inventaris 2003. Bij de vervanging van een bestaande installatie gaan we uit van eenzelfde investeringskost als voor een totaal nieuwe installatie. Bovendien nemen we aan dat, conform het beginsel van de “ingrijpende vernieuwing” deze WKK’s ook als totaal nieuw worden beschouwd in het kader van de WKK-certificaten.

58

4.6.7

WKK’s op basis van motoren

Onderstaande grafiek toont welk totaal motorvermogen er in elk jaar aan WKK per vermogensklasse geïnstalleerd werd. Deze grafiek is gebaseerd op de inventaris 2003 en bevat enkel de installaties die in 2003 nog actief waren.

Totaale elektrisch vermogen [kWe]

25000

20000

<200 kWe

15000

200-500 500-1000 10000

>1000

5000

0 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Jaar van indienstneming

Figuur 9: Bijkomend geïnstalleerd WKK motorvermogen per klasse Het is duidelijk dat de grootste capaciteit na 1995 gezet is. Aangezien we rekening houden met een gemiddelde levensduur voor motoren van 10 jaar, stellen we voor enkel de installaties in rekening te brengen vanaf 1995. Dit komt bovendien overeen met een totaal elektrisch vermogen van 135 MWe wat hetzelfde is als het vermogen aan kwalitatieve WKK dat in de inventaris 2003 geëxtrapoleerd werd. De historische data die in rekening wordt gebracht, ziet er dus als volgt uit:

Totaale elektrisch vermogen [kWe]

25000

20000

<200 kWe

15000

200-500 500-1000 10000

>1000

5000

0 1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Jaar van indienstneming

Figuur 10: Bijkomend geïnstalleerd kwaliteitsWKK motorvermogen per klasse

59

Enkel de installaties die vanaf 2002 geplaatst zijn, komen onmiddellijk in aanmerking voor inleverbare WKK-certificaten. 4.6.8

WKK’s op basis van Gasturbines-STEG’s

Volgens de inventaris 2003 ziet de verdeling er voor gasturbines en STEG’s als volgt uit: 140

Totaal elektrisch vermogen [MWe]

120

100 1-15 MWe 80

15-35 MWe 35-50 MWe 50-100 MWe

60

>100 MWe 40

20

0 1993

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Figuur 11: Bijkomend geïnstalleerd vermogen gasturbines en STEG’s per klasse Voor deze installaties nemen we een gemiddelde levensduur van 20 jaar aan conform het besluit over WKK-certificaten (begrip “ingrijpende wijziging”). Geen enkele installatie kan over “inleverbare” certificaten beschikken. De andere installaties komen ten vroegste in 2013 in de prognose naar voor (einde levensduur en mogelijke vervanging van de installaties uit 1993).

4.7 Algemene inputparameters van het model 4.7.1

De energievraag

Elektriciteit Voor zowel het BAU als het PRO-scenario werden berekeningen uitgevoerd met twee evoluties van de elektriciteitsvraag. De lage variant van de elektriciteitsvraag komt overeen met het BAU-scenario van de Vlaamse energieprognoses [ENE 05]. In Tabel 24 wordt verduidelijkt dat de groei 0,5% bedraagt in de eerste periode tot 2010 en 0,4% in de periode tot 2020. In de studie [ENE 05] komt men tot deze elektriciteitsvraag via een bottom-up analyse. De hoge variant kent een groei van 1,7% in de eerste periode tot 2010 en 1,3% in de periode tot 2020. Dit laatste groeiscenario komt het best overeen met het “hoge groei scenario” uit het voorstel tot indicatief programma van de CREG [CREG 05]. Op pagina 25 van dat document is een gelijkaardige groei vooropgesteld (behalve tussenjaar 2014 i.p.v.

60

2010). Het groeiscenario op pagina 27 van [FPB 04], Energievooruitzichten voor België tegen 2030, is ook vergelijkbaar, maar iets lager namelijk een groei van 1,5% tot 2010 en dan 1,3% tot 2020. Tabel 24: Jaarlijkse groei elektriciteitsvraag bij de twee varianten

Laag Hoog

2000-2010 2010-2020 0,5 % 0,4 % 1,7 % 1,3 %

Uit de berekeningen is gebleken dat de hogere vraag in het tweede groeiscenario weinig tot geen invloed heeft op de hoeveelheid groene elektriciteit en warmtekrachtkoppeling. In grote mate komt het er dus op neer dat deze twee groeiscenario’s vooral van belang zijn voor het berekenen van het relatief aandeel van energie uit HEB en WKK van de totale energievraag. Warmte Voor warmtekrachtkoppeling is de warmtevraag afgeleid uit [WKK 97]. Deze warmtevraag hangt samen met het openstaand potentieel aan vermogen, zoals berekend in paragraaf 4.6. Naar 2020 stijgt deze warmtevraag volgens het totale brandstoffenverbruik van de studie [ENE 05]. Op basis van [EIND 00] wordt in paragraaf 4.8 de warmtevraag afgeleid die in aanmerking komt voor omschakeling naar zuivere groene warmte. Met de voorhanden gegevens was het onmogelijk om na te gaan in hoeverre deze warmtevraag overlapt met de warmtevraag die in aanmerking komt voor WKK. Wel werd er afgetoetst dat de sommatie van de warmtevaag, ingevuld door groene warmte, met de warmtevraag ingevuld door alle WKK’s voor elke sector lager is dan de warmtevraag die met deze technologieën afzonderlijk ingevuld kan worden. Verder onderzoek is nodig om de concurrentie tussen de zuivere warmteproductie en de warmtekrachtkoppeling beter te analyseren.

4.7.2

Brandstofprijzen

In zowel het BAU als het pro actief scenario wordt gerekend met brandstofprijzen uit het BAU-scenario van de studie Vlaamse energieprognoses van VITO [ENE 05]. We verwijzen naar hoofdstuk 3.3 “Energieprijzen” van deze studie. Voor de Europese aardgasprijs nemen we aan dat deze constant blijft op 4,6 €/GJ tot 2012. Daarna kent deze een graduele stijging, tussen 2012 en 2015 een stijging met 1.5% per jaar, na 2015 stijging met 1.2% per jaar. Er is een verschil tussen hoogzwavelige en laagzwavelige kolen. Tabel 25 en Figuur 12 nemen de data over uit [ENE 05] tot 2030.

61

Tabel 25: Brandstofprijzen (€/GJ) Jaartal

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Gas

4,60 4,60 4,60 4,60 4,60 4,73 4,85 4,98 5,10 5,20 5,30 5,40 5,50 5,60

Kolen hoogzwa veling (1.5%) 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,80 1,87 2,00 2,12 2,17 2,22 2,27 2,35 2,42

2012

2015

Kolen laagzwa velig (0.45%) 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,08 2,15 2,28 2,40 2,45 2,50 2,55 2,63 2,70

6 5

€/GJ

4 3 2 1 0 2000

2005 WETO studie

2010

2020

2025

2030

Vito energieprognoses

Figuur 12: Prognose van de Europese aardgasprijzen volgens VITO en [WETO 02] 4.7.3

CO2-taks

Voor elk scenario is gerekend met een CO2-taks van 20 €/ton CO2 en deze blijft over de hele periode constant. Vooral het Europees systeem van verhandelbare emissierechten, dat sinds 1 januari 2005 operationeel is, kan de uitbating van de elektriciteitssector sterk gaan beïnvloeden. Handel in elektriciteit kan een alternatief zijn op emissiehandel en bijgevolg kan de sector een dominante rol gaan spelen in de bepaling van de handelsprijs. We hebben

62

in overeenstemming met de studie Vlaamse energieprognoses [ENE 05] assumpties ingebouwd over de handelsprijs van emissierechten. Deze handelsprijs is immers een opportuniteitskost voor de sector. In het model kan dit dus gebeuren aan de hand van een fictieve CO2-taks. Onafgezien van de wijze waarop in Vlaanderen emissierechten worden toegewezen en onafgezien of bedrijven CO2-rechten gaan aankopen of verkopen, betekent internationale emissiehandel voor de bedrijven een opportuniteitskost die CO2 arme brandstoffen bevoordeelt. Vermits de elektriciteitsvraag in het model inelastisch is, heeft een CO2-taks geen vraagdaling tot effect, maar heeft dit wel een grote invloed op de keuze van de elektriciteitscentrales en eventueel hun brandstof. 4.7.4

Certificatensysteem

In MARKAL zijn het systeem van groenestroomcertificaten en warmtekrachtcertificaten vereenvoudigd opgenomen. Om de groenestroomcertificaten te modelleren, wordt in MARKAL aan de producenten van groene stroom een productieafhankelijke bedrag toegekend. Voor de technologieën van elektriciteitsproductie uit zonne-energie komt dat bedrag overeen met €450/MWh. Voor elektriciteitsproductie uit windenergie offshore komt dat bedrag overeen met 109 €/MWh. Dit zijn telkens de minimumtarieven die opgelegd zijn en waarover de producent dus een zekerheid heeft. Voor alle andere technologieën is er voor gekozen om te rekenen met een gemiddelde waarde van de certificaten en deze prijs vast te stellen op 110 €/MWh. In de studie [FPB], Energievooruitzichten voor België tegen 2030, laat men in PRIMES het bedrag variëren om zo tot aan de doelstelling van 6% tegen 2010 te komen en dit bedrag dan constant te houden. In deze studie worden de ontvangsten voor de producenten op voorhand vastgelegd zonder te weten tot welke percentages deze steun leidt. De marktprijs van een GSC kan meer naar de minimumprijs neigen indien er massaal goedkope groene elektriciteit kan worden geproduceerd. In de studie gaan we ervan uit dat de quota’s meteen worden opgetrokken van zodra de doelstelling overschreden wordt, zonder deze quota’s te specifiëren. Er is in de studie geen rekening gehouden met het feit dat het geld van boetes, betaald door leveranciers die hun verplichting niet nakomen, terugvloeit naar investeerders via verhoging van de investeringssubsidie. Voor de warmtekrachtcertificaten is er voor elke technologie een ontvangst toegekend aan de producenten. We hebben immers op voorhand voor elke klasse technologie rendementen vastgelegd. Deze leiden tot een bepaalde primaire energiebesparing per hoeveelheid elektriciteit geproduceerd volgens

met hierin αE het elektrisch rendement van de WKK, αQ het thermisch rendement van de WKK, ηE het elektrisch rendement van de referentie-installatie en ηQ het thermisch rendement van de referentie-installatie. In realiteit dalen deze ontvangsten in de loop van de tijd omwille van het degressief karakter van deze certificatenregeling. In MARKAL is dit systeem vereenvoudigd en zijn alle ontvangsten als constante geldstromen gemodelleerd over de gehele levensduur van de installatie. We hebben er voor gezorgd dat deze geldstromen, teruggerekend naar het referentiejaar, volledig overeenkomen met de situatie van het degressieve patroon.

63

4.8 Warmteproductie uit biomassa Warmteproductie uit biomassa is afhankelijk van de sector waar de warmte benut kan worden. Vandaar dat er per sector een technisch potentieel wordt afgelijnd waar biomassa voor warmteproductie kan ingezet worden. Of er binnenin dit technisch potentieel zal worden overgestapt naar biomassa hangt af van het investeringsklimaat en de brandstofkost. De brandstofkosten die in Markal gebruikt worden zijn prijzen aan wereldmarktprijzen en in grote hoeveelheden. Voor bepaalde sectoren zal daarom ook een specifieke brandstofkost worden opgegeven. Dit is trouwens vergelijkbaar met de conventionele brandstoffen. De olie- en gasprijzen op de wereldmarkt zijn ook niet diegene die aan de consument worden doorgerekend. Per sector zullen ook technologieën gekozen worden die geschikt zijn voor deze warmtetoepassingen. 4.8.1

Residentiële sector

In de residentiële sector wordt de pelletketel en pelletkachel bekeken als mogelijke biomassa verwarmingstechnologie. Voor meer gedetailleerd cijfers wordt verwezen naar de studie ‘Mogelijkheden en potentieel van pellets in Vlaanderen’ [PEL 05]. De introductie van pelletketels en kachels zal niet volledig willekeurig verlopen in het totale woningenpark. De beslissing bij een particulier voor het investeren in een pelletkachel- of ketel zal op wel bepaalde momenten gebeuren. Voor deze potentieelbepaling is gekozen voor volgende momenten: - bij nieuwbouw - bij ketelswitch - bij brandstofswitch van elektriciteit naar aardgas/pellets - bij brandstofswitch van steenkool naar aardgas/pellets - bij brandstofswitch van stookolie naar aardgas/pellets In 2001 is er een grote socio-economische enquête gebeurd op nationaal niveau. Deze gegevens zijn gebruikt voor het woningenbestand in kaart brengen bij de VITO-studie ‘Energie- en broeikasgasscenario’s voor het Vlaams Gewest’ [ENE 05]. Met deze gegevens werd verder gerekend voor het gebruik van biomassa voor verwarmingstoepassingen in Vlaanderen. De keuze van de investeerder wordt bepaald door de investeringskost, onderhouds- en werkingskost en brandstofkost. Voor de residentiële sector wordt de techniek van pelletketel en pelletkachel vergeleken met een aardgas/stookolie ketel en kachel. De beslissende parameters voor de investeerderbeslissing worden weergegeven in onderstaande tabel.

64

Tabel 26: Kosten en specificaties ketels 10 en 20 kWth Parameter Vermogen Investeringskost Werkingskost per jaar Levensduur Thermische efficiëntie Draaiuren

PelletAardgasketel ketel 20 kWth 20 kWth

Stookolieketel 20 kWth

10480 € 354 €/j

3801 € 139 €/j

6020 € 305 €/j

20 90%

20 90%

20 90%

Pellet- Aardgas- Stookoliekachel kachel kachel 10 10 kWth 10kWth kWth 5800 € 3501 € 5000 € 245 123 €/j 229 €/j €/j 20 20 20 85% 85% 85%

800

800

800

600

600

600

De brandstofprijs is de andere belangrijke parameter die invloed zal hebben op de investeerdersbeslissing. Zowel de conventionele brandstof als de pelletprijzen die aan de particulier worden aangerekend zijn verschillend dan de wereldmarktprijzen; In volgende grafiek wordt een evolutie gegeven van de aardgasprijzen (website KVBG), stookolieprijzen (website federale overheid: maximum prijzen), pelletprijzen (website SenterNovem) aangerekend aan de particulier sinds januari 2003 tot nu. Een gemiddelde prijs van 190 €/ton wordt gerekend voor de particuliere verbruiker (max. 250 €/ton en min van 120 €/ton).

6,00000 5,50000 5,00000 4,50000 4,00000 3,50000 3,00000 2,50000 2,00000

aardgas stookolie gemiddelde pelletprijs maximum pelletprijs

jan/05

okt/04

jul/04

apr/04

jan/04

okt/03

jul/03

apr/03

minimum pelletprijs

jan/03

Prijs (c€/kWh)

Evolutiebrandstofprijzen 2003-2005

Data

Figuur 13: Evolutie brandstofprijzen 2003-2005 Voor de verdere evolutie van de conventionele brandstofprijzen wordt een zelfde verhouding aangenomen tussen prijs voor particulieren en wereldmarktprijs zoals nu. Voor pellets wordt de prijs constant verondersteld.

65

4.8.2

Tertiaire sector

Uit de VITO-studie ‘Energie- en broeikasgasscenario’s voor het Vlaamse gewest’ [ENE 05] is het energieverbruik per subsector voor verwarmingsdoeleinden en Sanitair Warm Water van het BAU-scenario voor 2010 graadddagen overgenomen. Van het totale energieverbruik voor verwarmingsdoeleinden en SWW zal slechts op bepaalde momenten worden afgewogen om over te schakelen op biomassa ten opzichte van conventionele energieopwekking. Deze momenten zijn: - bij nieuwbouw - bij ingrijpende renovatie Voor de tertiaire sector wordt ook hier gekozen voor een pellet- of houtchipsketel als hernieuwbare energietechnologie op biomassa. Andere bio-energie technologieën worden buiten beschouwing gelaten in deze prognoses. Als standaard referentie wordt een pellet/houtchipsketel met een vermogen van 100 kWth gekozen ten opzichte van een aardgas- of stookolieketel van 100 kWth. Dit vermogen is voor sommige subsectoren te klein en voor andere te groot. In deze prognoses is echter het relatieve verschil in kostprijs ten opzichte van conventionele opwekking van belang wat gelijkaardig zal zijn voor kleinere en grotere ketels. Tabel 27: Kosten en specificaties ketels 100 kWth Parameter

Houtchips- Pelletketel ketel Vermogen 100 kWth 100 kWth Investeringskost 43900 € 35500 € Werkingskost per 2249 €/j 2050 €/j jaar Levensduur 20 20 Thermische 80% 90% efficiëntie Draaiuren 1500 1500

Aardgasketel 100 kWth 19600 € 697 €/j

Stookolieketel 100 kWth 21800 € 926 €/j

20 90%

20 90%

1500

1500

Er kan geen algemene lijn getrokken worden of de tertiaire sector al of niet in aanmerking komt voor ecologiepremie. De zelfstandige en grote ondernemingen wel, de kleine eenmanszaken of instellingen afhankelijk van de gemeente/provincie/gewest niet. Ecologiepremie wordt in het BAU-scenario niet doorgerekend. Deze laatste groep projecten komt wel in aanmerking voor demonstratiesteun maar dit zijn enkel de eerste projecten maar niet wanneer er meerdere worden van gezet. In de prognoses zal hier dan ook geen rekening mee worden gehouden.

4.8.3

Industrie

In de Energiebalans Vlaanderen is opgegeven hoeveel de industrie verbruikt voor finale energetische doeleinden. Dit verbruik is opgegeven per soort brandstof en per subsector.

66

Het gebruik van hernieuwbare brandstoffen wordt in deze studie beperkt tot stoom/warm waterketels voor proceswarmte of voor ruimteverwarming en thermische olie. Ovens, fornuizen en andere toepassingen worden niet in overweging genomen voor overschakeling naar biomassa. De studie ‘Eindtoepassingen industriële en tertiaire sectoren’ [EIND 00] geeft voor de brandstoffen stookolie en aardgas de opdeling naar gebruiken. Deze percentages werden gebruikt voor het potentieel dat omschakelbaar is naar biomassa in de verschillende subsectoren te bepalen. Voor kolen zijn er geen percentages gegeven, hier worden dezelfde percentages als voor stookolie gehanteerd. Voor de vervanging van de conventionele warmteopwekking ten voordele van hernieuwbare opwekking is gekeken naar de brandstoffen kolen, petroleumproducten en aardgas. De andere brandstoffen zoals afval- en recuperatiegassen of reeds hernieuwbare brandstoffen worden niet meegenomen in het potentieel dat kan vervangen worden. Zo valt een deel van de chemie en andere industrie ook weg. Rekening houdend met deze beperking, volgen in Tabel 28 theoretisch maximum potentiëlen uit deze berekeningen voor de 3 verschillende brandstoffen voor 2003. Op dezelfde wijze kan dit ook berekend worden voor de volgende jaren. Tabel 28: Theoretische jaarlijkse potentiëlen Brandstof Kolen Petroleumproducten Aardgas Totaal

PJ/jaar 3,4 20,9 54,2 78,5

Mogelijke technieken voor opwekking van warmte/stoom uit hernieuwbare bronnen zijn: verbranding van biomassa (hout, pellets of PPO). Er zijn 2 mogelijke technieken die overwogen worden om in industrie te gebruiken voor warmteopwekking. De eerste is de bouw van een biomassaverbrandingsinstallatie met roosteroven. Een tweede technologie is het omschakelen van fossiele stookoliebrandstof naar pure plantaardige oliën. In onderstaande tabel worden de belangrijkste parameters van de hernieuwbare energietechnologieën weergegeven:

67

Tabel 29: Parameters hernieuwbare energietechnologieën industrie

Techniek

Vermogen kWth Hernieuwbare opwekking Biomassaverbranding 10000 PPO-brander + voorverwarming 1000 Conventionele opwekking Aardgasketel 5000 Stookolieketel 5000

Afschrijving

Kostprijs €/kWth

Werkings -kost €/kWth

Levensduur jaar

400

55

10

20

13

0

5

55 61

5 5

10 10

Leadtime jaar

Ther m Eff. %

Draaiuren

2

90

7000

20

1

90

7000

20 20

1 1

90 90

7000 7000

De investeerder zal op het moment dat zijn installatie aan vervanging toe is de afweging maken al of niet over te schakelen naar een andere brandstof. Een biomassaverbrandingsinstallatie zal op dat moment opgenomen worden in de keuze mogelijkheden en de volledige investeringswerking en brandstofkost worden in de berekening van de economische rendabiliteit opgenomen. Er kan gesteld worden dat per jaar 5% van de 20,9 PJ (gerekend met 20 jaar levensduur) in industrie een investering in een nieuwe ketel overweegt. Het ombouwen van een bestaande stookolieketel naar een ketel op pure plantaardige olie is technisch gezien geen probleem. In de meeste gevallen zal het ombouwen van de ketel enkel bestaan uit een voorverwarming van de brandstof (circa 2500 € voor 1000 kWth) in sommige gevallen zal het nodig zijn de brander te vervangen (circa 10.000 € voor 1000 kWth). Bij deze technologie speelt vnl. de brandstofprijs gezien de beperkte investerings- en werkingskost. Het maximumpotentieel wordt hier echter wel beperkt door bestaande installaties op stookolie (20,9 PJ) Voor het gebruik van hernieuwbare brandstoffen voor energieopwekking kan een bedrijf gebruik maken van de ecologiepremie. Een ecologiepremie van 35% op de meerkost wordt in rekening gebracht. Voor de industrie wordt ook de CO2-tax op fossiele brandstof in rekening gebracht. Land- en tuinbouw De landen tuinbouw kan onderverdeeld worden in verschillende subsectoren: - akkerbouw - graasdierhouderij - intensieve veehouderij - glastuinbouw - vollegrondstuinbouw - blijvende teelten - visserij Deze indeling is overgenomen van de Energiebalans Vlaanderen en sluit aan bij de indeling van de jaarlijkse landen tuinbouwtellingen van het NIS.

68

In deze sector wordt een deel van de brandstoffen gebruikt voor stationaire toepassingen en een deel voor niet-stationaire/mobiele toepassingen. Dezelfde indeling wordt aangenomen als in de studies Vlaamse Energiescenario’s. De stationaire toepassingen zoals o.a. verwarming van stallingen en serres, het reinigen van zuivelinstallaties, … situeren zich in de intense veehouderij en de glastuinbouw. De mobiele toepassingen zoals o.a. het gebruik van landbouwtrekkers en maaimachines, … situeren zich in de subsectoren akkerbouw, graasdierhouderij, vollegrondstuinbouw, blijvende teelten en visserij. De toepassing van biobrandstoffen voor mobiele toepassingen worden bekeken onder het deel transport. Voor de toepassing van biomassa voor stationaire installaties wordt enkel het gedeelte verwarming als opperste grens bekeken (2662 TJ/j in de intensieve veehouderij en 17730 TJ voor de glastuinbouw). Mogelijke technieken voor opwekking van warmte uit hernieuwbare bronnen zijn: verbranding van biomassa (hout, pellets of PPO) of benutting van de warmte uit biogasmotor na vergisting van natte biomassa stromen in een WKK. De gasmotoren worden bekeken bij groene stroomproductie. In deze paragraaf worden enkel de technieken voor warmteproductie bekeken. Er zijn 2 mogelijke technieken die overwogen worden om in de glastuinbouw en intensieve veehouderij te gebruiken voor warmteopwekking. De eerste is de bouw van een hout- of pelletsverbrandingsinstallatie (5000 kWth voor glastuinbouw, 100 kWth voor intensieve veehouderij). Een eerste verbrandingsinstallatie van 5,5 MWth op onbehandeld houtafval staat bij een glastuinbouwbedrijf in Loenhout en is opgestart in 2005. Een tweede technologie is het omschakelen van fossiele stookoliebrandstof naar pure plantaardige oliën. In onderstaande tabel worden de belangrijkste parameters van de hernieuwbare energietechnologieën weergegeven: Tabel 30: Parameters hernieuwbare energietechnologieën landen tuinbouw

Techniek

Vermogen kWth Hernieuwbare opwekking Pelletsverbranding 100 hout/pelletsverbranding 5000 PPO-brander + voorverwarming 1000 Conventionele opwekking Aardgasketel 100 Stookolieketel 100 Aardgasketel 5000 Stookolieketel 5000

Afschrijving

Kostprijs €/kWth

Werkings -kost €/kWth

Levensduur jaar

369

20

20

20

130

10

10

13

0

196 218 55 61

7 6,5 5 5

Leadtime jaar

Ther m Eff. %

Draaiuren

1

90

1500

20

2

90

3500

5

20

1

90

3500

20 20 10 10

20 20 20 20

1 1 1 1

90 90 90 90

1500 1500 3500 3500

De investeerder zal op het moment dat zijn installatie aan vervanging toe is de afweging maken al of niet over te schakelen naar een andere brandstof. Een hout/pelletsverbrandingsinstallatie zal op dat moment opgenomen worden in de keuze mogelijkheden en de volledige investeringswerking en brandstofkost worden in de berekening van de economische rendabiliteit opgenomen. Er kan gesteld worden dat per jaar 69

5% van de 17730 TJ (gerekend met 20 jaar levensduur) in de glastuinbouw en 5% van de 2662 TJ van de verwarming in de intensieve veehouderij vervangen wordt. Bij de glastuinbouw moet bij de 5% die vervangen wordt ook afgewogen worden of een WKK op gas niet interessanter is. Het ombouwen van een bestaande stookolieketel naar een ketel op pure plantaardige olie is technisch gezien geen probleem. In de meeste gevallen zal het ombouwen van de ketel enkel bestaan uit een voorverwarming van de brandstof (circa 2500 € voor 1000 kWth) in sommige gevallen zal het nodig zijn de brander te vervangen (circa 10.000 € voor 1000 kWth). Hier speelt voornamelijk de brandstofprijs gezien de beperkte investerings- en werkingskost. Het maximumpotentieel wordt hier echter wel beperkt door bestaande installaties op stookolie (11730 TJ bij glastuinbouw en 2662 TJ bij intensieve veehouderij). Een landbouwbedrijf heeft geen recht op ecologiepremie wel op Vlif-steun. Een percentage van 30% wordt in rekening gebracht.

70

4.9 Thermische zonne-energie 4.9.1

Onderverdeling van de markt

De markt voor thermische zonne-energiesystemen wordt opgesplitst volgens collectortype in vlakke-plaatcollectoren, vacuümbuizencollectoren en zwembadcollectoren. De vlakkeplaatcollectoren en vacuümbuizencollectoren hebben een gemiddelde oppervlakte van resp. 5m² en 3m², zwembadcollectoren hebben over het algemeen een grotere oppervlakte (typisch 15m²) ze zullen niet alleen gebruikt worden om zwembaden te verwarmen maar zullen ook toegepast worden in industrie en tuinbouw (serres). De verhouding vlakkeplaat/vacuumcollectoren/zwembadcollectoren bedroeg gemiddelde in de voorbije 3 jaren 66/4/30 [BELSOLAR 05]. Belsolar verzamelt al gedurende 6 jaar cijfers omtrent zonne-energie maar de eerste 3 jaren van telling kunnen als nog niet representatief beschouwd worden wegens te kleine markt in absolute waarden en wegens het feit dat marktaandeel van de aan de inzameling meewerkende bedrijven niet altijd even representatief was. Daarom zijn de cijfers gebaseerd op de tellingen van de laatste 3 jaren. 4.9.2

Beschrijving van de systeemaannames

Investeringskosten De investeringskosten voor de zonne-energiesystemen in 2005 staan in Tabel 31. We nemen aan dat deze prijs met 1% per jaar zullen dalen. De jaarlijkse O&M kosten worden op 2,5% van de investeringskosten geschat. Tabel 31: Investeringskosten Zon-thermische systemen anno 2005 Zon-thermisch systeem

Investeringskost (€/m²)

Vlakke-plaatcollectoren

1000

Vacuümbuiscollectoren

1800

zwembadcollectoren

400

Levensduur De levensduur van de vlakke-plaatcollectoren wordt op 25 jaar geraamd en deze van vacuümbuiscollectoren en zwembadcollectoren op 20 jaar. Opbrengst De vlakke-plaatcollectoren en vacuümbuizencollectoren hebben een jaarlijkse energieopbrengst van resp. 420 kWh/m²/jaar en 450 kWh/m²/jaar. Zwembadcollectoren een lagere energieopbrengst van 300 kWh/m²/jaar. [LAN 03] toont aan dat tussen 1980 en 2000, het collectorrendement in werkingsomstandigheden met meer dan 60% vooruit is gegaan. Vandaag zijn de collectoren vrij ver ontwikkeld en zullen de efficiëntie verbeteringen vooral plaatsvinden in de andere systeemcomponenten. We rekenen daarom met een efficiëntieverbetering van 1% per jaar

71

voor het totale systeem. De technologische ontwikkeling kan dus in 15 jaar leiden tot een totale systeemopbrengstverbetering van 15%. 4.9.3

Scenario’s BAU en PRO

BAU

De gemiddelde groei in Vlaanderen tussen 1998 en 2004 voor deze 3 collectortypen wordt verondersteld aangehouden te worden tot het jaar 2010. Dit was 26% per jaar [BELSOLAR 05. Na 2010 zal er elk jaar evenveel bijgeplaatst worden als in het jaar 2010 geplaatst wordt. PRO

Voor het PRO-scenario nemen we aan dat we eenzelfde groei als de groei die de zonthermische sector in Wallonië tussen 1998 en 2004 gehaald heeft, kunnen aanhouden in Vlaanderen tot in het jaar 2010. Deze bedroeg 76% per jaar over de hele sector [BELSOLAR 05]. Na 2010 zal er elk jaar evenveel bijgeplaatst worden als in het jaar 2010 geplaatst wordt. 4.9.4

Nodige beleidsmaatregelen

De VLAZON studie [VLAZON 03] heeft al een inventaris gemaakt van de mogelijke beleidsmaatregelen die nodig zijn om tot een hoge penetratie van zonthermische systemen in Vlaanderen te komen. De maatregelen zijn in 6 concrete actieplannen gegoten met betrekking tot:  Onderzoek, Ontwikkeling & Demonstratie 

Prijs



Kwaliteit, Normering en Regelgeving



Tussenpersonen



Gebruikers



Export en Ontwikkeling

Om verdere groei mogelijk te maken en het behalen van de scenario’s, zullen de actieplannen vanuit de VLAZON studie verder moeten ingevuld worden. Maatregelen die genomen zijn in het Waalse gewest om tot zulk een groeipercentage te komen, houden o.a. in:  1500 € subsidie (gewest + intercommunale) 

0 à 750 € cumuleerbare subsidie (provincies)



0 à 750 € cumuleerbare subsidie (gemeenten)



Gewestelijke conscientisatieacties voor gemeenten over de promotie van hernieuwbare energieën op lokaal niveau



Opleiding van professionelen (architecten + installateurs) – verbetering van de offerte



Certificatie van de installateurs gekoppeld aan Belsolar kwaliteitsysteem – verbetering van de offerte



Communicatie naar het grote publiek + sensibilisering – vergroting van de vraag

Deze maatregelen zijn allemaal genomen in het kader van Soltherm.

72

4.10 Biobrandstoffen Figuur 14 geeft een overzicht van verschillende routes voor de productie van brandstoffen [ECN 03], waarbij een onderscheid gemaakt wordt tussen brandstoffen van fossiele oorsprong en brandstoffen gemaakt uit biomassa (biobrandstoffen):

Figuur 14: Verschillende routes voor de productie van brandstoffen De piste waterstof staat niet aangeduid op de figuur; ook direct gebruik van plantaardige olie wordt nog niet vermeld. Volgende technologieën voor de productie van biobrandstoffen worden beschouwd in Vlaanderen tot 2020: 1. Biodiesel uit koolzaad 2. Biodiesel uit gerecupereerde oliën en vetten 3. Biomass-to-liquid (BTL) / FT brandstoffen 4. Zuivere koolzaadolie (PPO) 5. Bio-ethanol uit graan 6. Bio-ethanol uit suikerbieten 7. Bio-ethanol uit cellulose

Biodiesel en BTL kunnen bijgemengd worden bij fossiele dieselbrandstof, ethanol kan bijgemengd worden bij benzine. Voor PPO dient de dieselmotor aangepast te worden, het is nog niet duidelijk of nieuwe dieseltechnologieën (Common-Rail) zelfs met ombouw compatibel zijn met PPO.

73

4.10.1 Evolutie transportbrandstoffen 4.10.1.1 Prijzen De prijzen van conventionele transportbrandstoffen zoals diesel en benzine hangen deels af van de prijs van ruwe olie, deels van de taxen en accijnzen die geheven worden door de overheid. Volgende figuur geeft een overzicht van de evolutie van de prijzen van fossiele motorbrandstoffen in België [links uitgedrukt in nominale prijs, rechts uitgedrukt in reële prijs Euro_2005, bron: Belgische Petroleum Federatie, gemiddelde van 2005 enkel voor eerste 5 maanden, prijzen zijn inclusief BTW en accijnzen]. Evolutie gemiddelde max prijzen fossiele brandstoffen in België (nominale prijs, incl. BTW en accijns) Evolutie gemiddelde max prijzen fossiele brandstoffen in België (reële prijs, incl. BTW en accijns)

1,40

1,40

1,20 1,20

1,00

Euro/liter

Euro_2005/liter

1,00

0,80

0,60

0,60

Super Benzine 95 Diesel

Super Benzine 95 Diesel

0,40

0,40

0,20

0,20

0,00 1986

0,80

1990

1994

1998

2002

2006

Figuur 15: Evolutie gemiddelde maximumprijzen fossiele brandstoffen in België, nominaal

0,00 1986

1990

1994

1998

2002

2006

Figuur 16: Evolutie gemiddelde maximumprijzen fossiele brandstoffen in België, reëel

De huidige prijzen voor ruwe olie zitten boven 50US$/vat, wat in nominale waarde op historische hoogte ligt. Wordt echter rekening gehouden met inflatie en gerekend met reële prijzen (in geval van de figuur, teruggerekend naar 2003 US$), dan blijkt dat de reële prijs van de olie nog een stuk hoger lag in de oliecrisis rond 1980.

74

Figuur 17: Evolutie van de internationale olieprijs (nominaal en reëel) De hoge olieprijs wordt deels veroorzaakt door de toenemende vraag vanuit het Oosten (vooral China en India), maar voor een groot deel ook door een beperkte raffinagecapaciteit (waarvan verwacht wordt dat ze de volgende jaren verder uitgebouwd wordt, vooral in de ontwikkelingslanden). Analisten verwachten dat de olieprijs zich op termijn (naar 2010 toe) zal stabiliseren tussen 35 en 45 US$/vat. In de prognoses wordt aangenomen dat de olieprijs zich stabiliseert op 45 US$/vat (reële prijs) tot 2012, met daarna een graduele stijging (volgens cijfers Energieprognoses, tussen 2012 en 2015 stijging met 1,5% per jaar, na 2015 stijging met 1,2% per jaar). Aanname evolutie brandstofprijzen (reële prijs, incl. marge en distributie, excl. BTW en accijns) 0,50

0,48

0,46

Euro_2005/liter

0,44

0,42

0,40

0,38

0,36

0,34

Diesel Benzine

0,32

Stookolie 0,30 2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Figuur 18: Aanname evolutie brandstofprijzen (reële prijs, incl. marge en distributie, excl. BTW en accijns)

75

Volgende figuur geeft de evolutie van de accijnzen op benzine en diesel in België (uitgedrukt in nominale prijs, bron BPF). Vanaf november 2001 zijn de accijnzen voor laagzwavel brandstoffen aangegeven. In augustus 2003 werd het ‘cliquet’ systeem ingevoerd, waarbij dalingen van de prijs van de olieproducten voor de helft omgezet worden in een verhoging van accijnzen. De stijging via het cliquet systeem is wel beperkt tot 0,028 Euro per liter per jaar (nominaal), en is vastgelegd tot 2007. Professionele vervoerders kunnen de accijnsverhogingen van het cliquet systeem terugvorderen. Evolutie accijnzen op benzine en diesel in België (nominaal) 0,70 0,60

Euro/liter

0,50 0,40 0,30 Benzine

0,20

Diesel 0,10 0,00 jan/86

jan/88

jan/90

jan/92

jan/94

jan/96

jan/98

jan/00

jan/02

jan/04

jan/06

Figuur 19: Evolutie accijnzen op benzine en diesel in België (nominaal) Er wordt in de scenario’s tot 2007 rekening gehouden met het cliquet systeem (jaarlijkse verhoging met 0,028 Euro/liter (nominaal). Daarna wordt verondersteld dat de stijging van de accijns evenredig is met de inflatie (gelijkblijvende reële prijs). Volgende figuur illustreert de aangenomen evolutie (uitgedrukt in reële prijs). Aanname evolutie accijnzen op benzine en diesel in België (reëel) 0,70 0,60

Euro_2005/liter

0,50 0,40 0,30 0,20

Benzine Diesel

0,10 0,00 1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

Figuur 20: Aanname evolutie accijnzen op benzine en diesel in België (reëel) 76

4.10.2 Verbruik aan transportbrandstoffen VITO berekende met het model TEMAT de energievraag voor wegverkeer in België voor de periode 2006-2020 onder een Business As Usual (BAU) scenario, zie [TEMAT 04]. Dit BAU-scenario houdt rekening met de CO2 afspraken door de automobielsector voor nieuwe personenwagens [SUS 05]. Tabel 32: Energiegebruik in wegverkeer in België in de periode 2006-2020, in een Business As Usual scenario, in TJ [SUS 05] Benzine Diesel

2006 1562 65 595 6354 272 572

kTon TJ kTon TJ

2011 1180 49 583 6976 299 267

2016 984 41 314 7453 319 725

2020 874 36 719 7759 332 852

Voor de eenvoud kan voorlopig gesteld worden dat hiervan 60% in Vlaanderen en 40% in Wallonië geconsumeerd wordt.

De figuur toont de ingeschatte vraag naar diesel en benzinebrandstof. Ter vergelijking zijn ook cijfers uit het verleden weergegeven [bron BPF, Min Econ.]

Verbruik transportbrandstoffen in België 9000 8000 7000

kTon/jr

6000

Voor de eenvoud kan voorlopig gesteld worden dat hiervan 60% in Vlaanderen en 40% in Wallonië geconsumeerd wordt.

5000

Benzine Diesel

4000 3000 2000 1000 0 1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

Figuur 21: Verbruik transportbrandstoffen in België

77

4.10.3 Investeringskost Alle kosten worden gerelateerd naar een productieplant van 100.000 ton/jaar, behalve voor PPO (wat normaal kleinschaliger zal blijven). 4.10.3.1 Biodiesel Voor biodiesel (RME) varieert de investeringkost tussen 15 MIO Euro (UK & France) en 40 MIO EUR (VS). In Oostenrijk vermelding van 36 MIO Euro voor dezelfde capaciteit. Vraag is hoe accuraat deze cijfers zijn, wat is inbegrepen (oliepers, grond, infrastructuur, …) ? Projectie van BIORO is 30 MIO Euro voor capaciteit van 66.000 ton/jaar (75 MIO liter), uitbreidbaar tot 132.000 ton/jaar. Hierbij is voorzien dat voor het grootste deel vertrokken wordt vanuit koolzaad (dus persinstallatie inbegrepen). Als investeringskost voor 2005 (100.000 ton/jaar) wordt 35 MIO Euro genomen, met 20 MIO Euro als target voor 2015. INV (2005) = 35 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2010) = 28 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 20 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton biodiesel. ANN (2005) = 0,030 €/l biodiesel ANN (2010) = 0,024 €/l biodiesel ANN (2015) = 0,017 €/l biodiesel 4.10.3.2 Biodiesel uit gebruikte oliën Voor biodiesel uit gebruikte oliën wordt een beperkte meerkost ingecalculeerd van 10%, voor voorbehandeling. Dit is een zeer ruwe inschatting. De veresteringsinstallatie zelf is weinig verschillend van de klassieke technologie. INV (2005) = 39 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2010) = 31 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 22 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton biodiesel. ANN (2005) = 0,033 €/l biodiesel ANN (2010) = 0,026 €/l biodiesel ANN (2015) = 0,019 €/l biodiesel 4.10.3.3 FT brandstoffen uit cellulose Voor FT brandstoffen uit cellulose kwam [HAM 03a] op een investeringskost van 286 MIO Euro voor een capaciteit van ~100.000 ton/jaar. Ook [AFCG 03] vermeldt een geschatte kost tussen 250 en 300 MIO Euro voor dezelfde capaciteit. CHOREN zou op termijn een capaciteit in Duitsland willen uitbouwen van 1.000.000 ton/jaar, corresponderend met een investering van 2000 MIO Euro. Als target voor 2015

78

wordt daarom 200 MIO Euro genomen voor een productieplant met capaciteit ~100.000 ton/jaar. INV (2010) = 286 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 200 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton FT brandstof. ANN (2005) = 0,215 €/l FT ANN (2005) = 0,150 €/l FT 4.10.3.4 Puur plantaardige olie (PPO) Voor PPO wordt uitgegaan van een aantal kleinere productie-eenheden (rond 1000ton/jaar). [STED 03] vermeldt een investeringskost van 160.000 Euro voor een capaciteit van 400 ton/jaar Getuigenissen over een ‘oliemolen’ in Nederland, maken melding van een kost boven 200.000 Euro voor een capaciteit rond 3000 ton/jaar [Solar Oil]. Verrekend naar een totale productie van 100.000 ton per jaar zou dit dan neerkomen op een investering rond 8 MIO Euro. Door verdere verhoging van de maturiteit (eventueel ook verhoging van de schaal) kan deze kost zeker nog verlagen. INV (2005) = 8 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2010) = 7 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 6 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton PPO. ANN (2005) = 0,007 €/l PPO ANN (2010) = 0,006 €/l PPO ANN (2015) = 0,005 €/l PPO 4.10.3.5 Ethanol uit graan Voor ethanol uit graan wordt uitgegaan van de projectie voor ALCO (ethanol uit graan), nl. 50 MIO Euro voor capaciteit van 80.000 ton /jaar (100.000 m³). In de VS liggen investeringskosten voor capaciteit van ~100.000 ton/jaar (meestal ethanol uit maïs) rond 40 MIO Euro. Dit wordt als target 2015 genomen. INV (2005) = 60 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2010) = 50 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 40 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton ethanol. ANN (2005) = 0,046 €/l ethanol ANN (2010) = 0,038 €/l ethanol ANN (2015) = 0,030 €/l ethanol

79

4.10.3.6 Ethanol uit cellulose Voor ethanol uit cellulose schat het Zweedse Etek (Etanolteknik) de investeringskost op 125 MIO Euro voor een capaciteit van 50.000 m³/jaar (= 40.000 ton/jaar). Voorlopig zit het nog in de fase van opbouw van pilootdemonstratie. [HAM 03b] meldt een kostprijs op korte termijn (~2010) van 290 MIO Euro voor een capaciteit van 100.000 ton/jaar. Op middellange termijn zou dit kunnen dalen tot beneden 200 MIO Euro. Iogen plant productie-eenheden in Canada van ethanol op basis van stro (makkelijker te converteren dan houtachtig biomassa). INV (2010) = 290 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) INV (2015) = 200 MIO Euro (cap = 100.000 ton/jaar) Voor de berekening van de annuïteit wordt rekening gehouden met een afschrijving op 15 jaar, en een intrestvoet van 5%, en een jaarlijkse productie van 100.000 ton ethanol. ANN (2010) = 0,221 €/l ethanol ANN (2015) = 0,152 €/l ethanol 4.10.4 Conversie- en transportkost 4.10.4.1 Koolzaadolie Wereldmarktprijs: Volgens de projecties van [FAPRI 2005] ligt de prijs per ton koolzaadolie op de wereldmarkt tot 2015 rond 600 US$/ton. De prijzen in Rotterdam varieerden eind 2004 – begin 2005 tussen 500 en 540 €/ton [FOL 05]. Als vaste prijs wordt 520 €/ton koolzaadolie genomen. Prijs koolzaadolie = 520 Euro/ton Opbrengsten: Uit cijfers van [STED 03] wordt aangenomen dat via chemische extractie tot 0.38 ton olie/ton koolzaad kan geperst worden (restant = koolzaadschroot, restfractie olie = 2%), via koude persing 0,30 ton olie/ ton koolzaad (restant = koolzaadkoek, restfractie olie = 15%). KO uit koude persing (voor PPO): 0.30 ton olie/ton koolzaad => 1,02 ton KO/ha KO uit chemische extractie (voor KME): 0.38 ton olie/ton koolzaad => 1,29 ton KO/ha Persen van koolzaad tot koolzaadolie: De proceskost van chemische extractie komt volgens [IFO 02] neer op 35,53 €/ton koolzaadolie (~0,03€/liter), exclusief investeringskost. Dit is evenwel een inschatting bij grootschalige toepassing (middellange termijn). [STED 03] vermeldt een kostprijs voor het persen bij chemische extractie van 0,083 €/liter (incl. afschrijving). Bij kleinschalige persing is het proces eenvoudiger, maar door de kleinere schaal zal het een stuk arbeidsintensiever zijn. [STED 03] vermeldt een kost van 0,16 €/liter koolzaadolie. Hiervan wordt kapitaalafschrijving afgetrokken (0,01 €/liter, eigen berekening). Proceskost persen KO (koude persing): 2005: 0,15 €/liter koolzaadolie 2010: 0,10 2015: 0,08

80

Proceskost persen KO (chemische extractie): 2005: 2010: 2015:

0,07 €/liter koolzaadolie 0,05 0,03

Met de gerekende opbrengsten per hectare komt de totale waarde van de koolzaadolie neer op 530€/ha in geval van koude persing, en 670€/ha in geval van chemische extractie. Wat betreft de bijproducten: projecties voor prijzen van koolzaadmeel schommelen rond 100€/ton [FAPRI 05]. Voor koolzaadschroot (= bijproduct van chemische extractie) wordt deze waarde gehanteerd; voor koolzaadkoek (= bijproduct van koude persing) wordt een hogere prijs (150€/ton) gerekend, gezien de intrinsiek hogere waarde van het product. Trend is in ieder geval dat (ook bij biodieselproductie) toch nog een bepaald restfractie olie in de schroot wordt achtergelaten (b.v. 8%), zodat het nog voldoende voedingswaarde bevat. Bij koolzaadolie uit koude persing komt de totale waarde van de koolzaadkoek per hectare dan op 3,4 ton/ha x 68 % x 150€/ton = 350 €/ha/jaar; bij koolzaadolie via chemische extractie komt de totale waarde van het koolzaadschroot per hectare op 3,4 ton/ha x 59% x 100€/ton = 200 €/ha/jaar Credit bijproduct KO (koude persing): 0,32 €/liter koolzaadolie Credit bijproduct KO (chemische extractie): 0,14 €/liter koolzaadolie 4.10.4.2 Biodiesel Verestering van koolzaadolie tot biodiesel (KME): Uit 1 ton koolzaadolie wordt 0,95 ton KME geproduceerd. Opbrengst KME: 0,95 ton/ton koolzaadolie [IFO 02] vermelden een proceskost voor de verestering van 100€/ton biodiesel. Ter vergelijking: de meeste andere bronnen maken niet het onderscheid tussen persen en verestering. [IPTS 02] rekent met een conversiekost van 0,15 € per liter biodiesel. Volgens [ECOF 03] variëren de cijfers tussen 0,08 en 0,16 € per liter. Deze cijfers bevatten kosten voor persen en ook afschrijvingen van investeringen. Proceskost verestering KO => biodiesel: 2005: 0,10 €/liter biodiesel 2010: 0,08 2015: 0,07 Het belangrijkste bijproduct van het veresteringsproces is glycerine (ongeveer 100kg/ton biodiesel). De huidige prijs hiervoor is 400€/ton (enkele jaren geleden 1000€/ton), vermoedelijk zal deze prijs nog verder dalen. Geeft dus een bijkomende opbrengst van max 40€/ton biodiesel (0,035€/liter biodiesel). Credit bijproduct biodiesel: 0,03 €/liter biodiesel Biodiesel wordt op dit moment in Duitsland bij de producent verkocht voor 650 €/m³ (740 €/ton). Aan de Duitse pomp (= incl. distributie, en BTW, maar zonder accijnzen) betaalt de consument ongeveer 0,90 €/liter [FOL 05].

81

4.10.4.3 Biodiesel uit gebruikte olie Proceskost wordt gelijkgesteld aan de totale proceskost voor biodiesel uit koolzaad (persen + veresteren). Ook zelfde credit voor bijproduct glycerine. 4.10.4.4 Ethanol uit graan Opbrengst: uit 1 ton graan wordt 0,31 ton ethanol geproduceerd. Opbrengst ethanol: 0,31 ton/ton graan In [STED 03] wordt de kost van de alcoholische gisting geschat tussen 0,215€/liter (goedkoopste conversietechniek) en 0,96€/liter. Binnen [VIEW 05] wordt de totale conversiekost van graan naar ethanol ingeschat op 140€/ton input (= 450€/ton ethanol / 0,36€/liter of 16,8€/GJ). Dit bevat ook afschrijving van de investeringskost (~0,04€/liter, eigen berekening). Binnen [FOL 04] wordt de operationele kost voor ethanolproductie in de EU (op basis van graan) ingeschat op 0,16 US$/liter (hierbij is al rekening gehouden met credit voor bijproducten). [ECOF 03] meldt een conversiekost tussen 0,22 en 0,28€/liter; daarnaast melden ze een credit voor de bijproducten van 0,11-0,15€/liter ethanol. [IPTS 02] schat de conversiekost (zonder kapitaalsafschrijving) op 0,21 €/liter ethanol. Proceskost ethanolproductie: 2005: 0,21 €/liter ethanol 2010: 0,18 2015: 0,15 Bijproduct is DDGS (Dried distillers Grains Soluble, ongeveer 1,5 ton per ton bio-ethanol. De waarde hiervan wordt door [IPTS 02] ingeschat op ~100€/ton (0,12€/liter ethanol). Credit bijproduct ethanol: 0,12 €/liter ethanol

4.10.4.5 Ethanol uit lignocellulose Opbrengst: uit 1 ton biomassa (droge stof) wordt 0,25 ton ethanol geproduceerd. Opbrengst ethanol: 0,25 ton/ton biomassa ds In [STED 03] wordt de kost van het verkleinen van de biomassa ingeschat op 40-60 €/ton ds, + nog een extra kost voor transport en drogen van het hout (~10€/ton ds). Binnen [VIEW 05] wordt de totale conversiekost van lignocellulose naar ethanol ingeschat op 180€/ton input (=720€/ton ethanol / 0,57€/liter of 26,8€/GJ). Dit bevat ook afschrijving van de investeringskost (~0,20 €/liter volgens eigen berekening). [ECOF 03] meldt op middellange termijn (~2010) een conversiekost tussen 0,54 en 0,76€/liter, zonder melding van een credit voor bijproducten.

82

Proceskost ethanolproductie (incl. biomassa behandeling): 2010: 0,45 €/liter ethanol 2015: 0,35 [LIBIO 05] meldt dat per ton ethanol ook 2,5 MWh (groene) elektriciteit kan geproduceerd worden met de restproducten (en de warmte om het proces te onderhouden). Basisprijs voor grijze stroom is 40€/MWh, + daarbij een huidige meeropbrengst van 110 €/MWh groene stroom certificaten. Dit geeft een credit van ongeveer 370€/ton ethanol (0,29€/liter). Credit bijproduct ethanol: 0,29 €/liter ethanol 4.10.4.6 FT brandstoffen uit cellulose Opbrengst: uit 1 ton biomassa (droge stof) worden 0,2 ton FT brandstoffen (diesel, nafta, kerosine) geproduceerd [LIBIO 05]. Opbrengst FT fuels: 0,2 ton/ton biomassa ds In [STED 03] wordt de kost van het verkleinen van de biomassa ingeschat op 40-60 €/ton ds, + nog een extra kost voor transport en drogen van het hout (~10€/ton ds). Binnen [VIEW 05] wordt de conversiekost van lignocellulose naar FT-diesel ingeschat op 123€/ton input. Samen dus een netto conversiekost van 615€/ton FT fuel / 0,48€/liter of 14,0€/GJ). Dit bevat ook afschrijving van de investeringskost (~0,20 €/liter volgens eigen berekening. [ECOF 03] meldt op middellange termijn (>2010) een conversiekost rond 0,31€/liter, zonder melding van een credit voor bijproducten. Op langere termijn zou dit kunnen gereduceerd worden tot 0,15 à 0,18 €/liter. Proceskost FT fuelproductie (incl. biomassa behandeling): 2010: 0,35 €/liter FT 2015: 0,25 Binnen [LIBIO 05] werd aangegeven dat per ton FT brandstof, er ook 1,05 MWh (groene) elektriciteit kan geproduceerd worden met de restproducten (en de warmte om het proces te onderhouden). Basisprijs voor grijze stroom is 40€/MWh, + daarbij een huidige meeropbrengst van 109 €/MWh groene stroom certificaten. Dit geeft een credit van ongeveer 156€/ton FT brandstof (0,12€/liter). Credit bijproduct FT: 0,12 €/liter FT

4.10.5 Transport- en distributiekosten Transport- en distributiekost van alle brandstoffen wordt binnen [Ecofys 2003] gesteld op 0,11 €/liter. Voor petroleumproducten is de marge + distributiekost 0,14€/liter [BPF 05]. Voor de vergelijkbaarheid wordt ook voor biobrandstoffen gerekend met 0,14 €/liter. Voor de prijs aan de pomp wordt tevens 21% BTW meegerekend. Enkel voor PPO wordt een lagere transport- en distributiekost verondersteld (0,08 €/liter), vergelijkbaar met de marge en distributiekost van stookolie, omdat het hier meer gaat over kleinschalige toepassingen met lokale distributiesystemen.

83

4.10.6 Overzicht Volgende tabel geeft een overzicht van de cijfers die zullen gebruikt worden voor de doorrekeningen van de scenario’s: Tabel 33: Inputcijfers voor verschillende biobrandstoffen Brandstof

T1 biodiesel

T2 Biodiesel

T3 FTfuel hout

T4 PPO

T5 ethanol

T6 ethanol

Biomassa

koolzaad 35 28 20 15 220 2,8

Recup. Olie 39 31 22 15 250 0,95

koolzaad

graan

hout

286 200 15 75 5

8 7 6 15 220 3,3

60 50 40 15 120 3,2

290 200 15 75 4

0,88 36,8 0,542 0,030 0,024 0,017 0,17 0,13 0,1 -0,17

0,88 36,8 0,209 0,033 0,026 0,019 0,17 0,13 0,1 -0,03

0,78 44 0,293 0,215 0,150 0,35 0,25 -0,12

0,92 37,4 0,668 0,007 0,006 0,005 0,15 0,1 0,08 -0,32

0,79 26,8 0,303 0,046 0,038 0,030 0,21 0,18 0,15 -0,12

0,79 26,8 0,237 0,221 0,152 0,45 0,35 -0,29

2005

0,14 0,712

0,14 0,544

0,14 -

0,08 0,585

0,14 0,579

0,14 -

en €/l_fuel

2010

0,666

0,497

0,877

0,534

0,541

0,758

€/l_fuel

2015

0,629 2000

0,460 2005

0,713 2010

0,513 2000

0,504 2000

0,589 2010

2 3,4

2 -

4 10,8

1 3,4

2 8,3

4 10,8

Investeringskost*

M€

levensduur grondstofprijs Grondstof nodig voor eindproduct Dichtheid LHV Grondstofkost annuïteit

Jaar €/ton kg/kg_fuel

kg/liter MJ/kg_fuel €/l_fuel €/l_fuel €/l_fuel €/l_fuel werkingskost €/l_fuel €/l_fuel €/l_fuel Credit voor €/l_fuel bijproducten Distributiekost €/l_fuel Marktprijs voor de €/l_fuel brandstof (excl. Tax accijnzen)

Technologie beschikbaar vanaf Lead-time Jaar Opbrengst ton/ha biomassa per hectare

84

2005 2010 2015 2005

2005 2010 2015 2005 2010 2015

4.11 Beschikbaarheid biomassa en biobrandstoffen De biomassamarkt is geen eenduidige en transparante markt. De verschillende stromen zijn onderworpen aan verschillende wetgevingen. Vandaar de keuze om de biomassastromen op te splitsen in twee soorten stromen de verhandelbare biomassa en de biomassareststromen. Er wordt aangenomen dat biobrandstoffen steeds verhandelbaar zijn. De verhandelbare biomassastromen zijn onder andere de biomassastromen die geteeld worden voor energiedoeleinden. Het zijn stromen van goede kwaliteit met weinig tot geen verontreinigingen of onzuiverheden. De regelgeving rond deze stromen is beperkt en deze zijn vrij verhandelbaar over de grenzen heen. Aangezien deze stromen vrij verhandelbaar zijn, worden in deze studie de potentiëlen niet beperkt tot wat mogelijk is in Vlaanderen. De prijs van deze biomassastromen zullen de wereldmarktprijzen zijn. De stromen die we hier in overweging nemen zijn: lignocellulose, pellets, koolzaad, plantaardige oliën en vetten, houtafval en graan.

De biomassareststromen daarentegen zijn reststromen van andere processen (industriële processen, afval van huishoudens, …) en bevatten dikwijls zekere onzuiverheden en verontreinigingen, de kwaliteit is ook minder homogeen. Deze biomassa reststromen zijn aan meer strikte reglementering onderworpen voornamelijk milieureglementering zoals afvalreglementering (Vlarem, Vlarea, Vlarebo, …). Deze biomassareststromen zijn moeilijker verhandelbaar over de grenzen heen. Voor deze stromen zullen de beschikbare hoeveelheden in Vlaanderen het potentieel vormen waarvan in de berekening vertrokken wordt. De biomassastromen die hieronder vallen zijn: • organisch-biologische bedrijfsafval • varkensmest • pluimveemest • groenafval • GFT-afval • dierlijk afval • slib • org-biol HHA • stortgas Deze opdeling is gebeurd naar het voorbeeld van de opsplitsing in ‘tradeable’ en ‘nontradeables biofuels’ in de studie ‘Bio-energy’s role in the EU Energy market’ [BIO 04]. Biobrandstoffen kunnen in Vlaanderen geproduceerd worden met biomassa uit Vlaanderen of met biomassa die wordt ingevoerd. Ook kunnen biobrandstoffen rechtstreeks geïmporteerd worden als zijnde koolzaadolie, biodiesel en ethanol.

85

4.11.1 Verhandelbare biomassa Voor de verhandelbare biomassa zijn gemiddelde prijzen gegeven per ton. De markt en de prijzen voor deze biomassastromen zijn zeer ondoorzichtig en niet eenduidig. Ook in de literatuur zijn zeer uiteenlopende waarden terug te vinden. Voor de stromen koolzaad, graan, lignocellulose en pellets is er voor deze studie niet gerekend met een evolutie van de prijzen in de tijd. De meeste literatuurstudies doen dit ook niet. Op de vraag of er een verband is van de biomassaprijzen met de prijs van fossiele brandstoffen, wist de Heer J-L Lams van Electrabel (Operation and fuel logistics) op de studienamiddag Bio-energie van 19 mei 2005 negatief te antwoorden. Voor de stromen plantaardige oliën en vetten en houtafval is er wel gerekend met een prijsverschil. De plantaardige oliën en vetten die in Vlaanderen aanwezig zijn, zijn beschikbaar aan een goedkopere prijs dan wanneer ze moeten ingevoerd worden. Houtafval kende een stijgende evolutie in de tijd en deze werd doorgetrokken naar de toekomst. Energieteelten koolzaad graan ptim-cellulose pellets plantaardige oliën en vetten houtafval

86

prijs (€/ton d.s.) 220 120 75 100 250/468 16/32/64

prijs (€/GJ) 13 7 4 5,9 6,9/13 1,1/2,2/4,4

In onderstaande tabel wordt de landbouwtelling van 2004 door het NIS weergegeven 22. Tabel 34: Landbouwtelling van 2004 door het NIS

22

http://statbel.fgov.be/pub/d5/p502y2004t4_nl.pdf

87

In 2004 bedroeg de totale oppervlakte cultuurgrond in Vlaanderen 634.000 ha, verdeeld over iets meer dan 35.000 landbouwbedrijven. De oppervlakte permanent grasland bedroeg 181.000 ha. (deel van 634.000 ha.). De hoeveelheid grond die verplicht is braakgelegd (waarop ook energieteelten kunnen verbouwd worden) bedroeg 7.400 ha in Vlaanderen (in totaal 23.600 ha in België). Het huidige areaal industriegewassen ligt op dit moment iets onder 50.000 ha in Vlaanderen. Binnen het Europese project VIEWLS [VIEW 05] werd melding gemaakt dat 10 tot 40% van de landbouwoppervlakte in Europese landen zou kunnen beschikbaar gemaakt worden voor energiegewassen. Hierbij werd rekening gehouden met de nood aan productie van voeding en veevoeders voor de interne Europese markt. Gezien de specifieke situatie van de landbouw in Vlaanderen (lage beschikbare oppervlakte per capita, meer nadruk op veeteelt) zal het maximum potentieel voor energiegewassen eerder tussen 5 en 10% liggen van de landbouwoppervlakte, dus de beschikbare landbouwoppervlakte voor energiegewassen is in de praktijk beperkt tot 20.000 à 50.000 ha. Koolzaad Koolzaad kan geproduceerd worden in Vlaanderen, maar het is zo dat landbouwers hier enkel voor zullen kiezen indien zij een interessante prijs krijgen voor koolzaad (zeker meer dan de huidige opbrengst voor graan). Voor koolzaad bestaat er een wereldmarkt, maar in de praktijk voert enkel Canada koolzaad uit naar Europa (prijs ongeveer gelijk aan Europese prijs). Er zullen geen onbeperkte hoeveelheden kunnen geïmporteerd worden uit Canada, ook omdat verschillende landen in de EU vragende partij zijn. Binnen Europa is koolzaadhandel wel mogelijk, maar grotere afstand zal de prijs verhogen, en ook hier geldt dat verschillende landen in de EU vragende partij zijn door de biobrandstof richtlijn. Wereldmarktprijs: Volgens de projecties van [FAPRI 05] ligt de prijs per ton koolzaad op de wereldmarkt tot 2015 rond 250 US$/ton, wat neerkomt op 200 €/ton. Ter vergelijking: [IPTS 02] ging uit van een prijs tussen 220 en 240 €/ton. Prijs koolzaad = 220 Euro/ton Opbrengsten: opbrengst per hectare in de EU ligt volgens [IPTS 02] tussen 3,0 en 3,5 ton/ha. Op braakland (dit komt eerder in aanmerking voor biodiesel, maar heeft gemiddeld lagere opbrengst) zou dit eerder rond 2,8 ton koolzaad /ha/jaar liggen. [STED 03] hanteert 3,4 ton/ha/jaar (= opbrengst gemeten in 2002 in België), en dit cijfer wordt hier meegenomen. Opbrengst koolzaad = 3,4 ton/ha/jaar Graan Graan kan op grote schaal ingevoerd worden; op dit moment zijn er nog Europese graanoverschotten die hiervoor ingezet kunnen worden. Ook is invoer van buiten Europa (aan wereldmarktprijs) mogelijk.

88

Wereldmarktprijs: volgens de projecties van [FAPRI 05] ligt de prijs per ton graan (tarwe) in de EU tot 2015 tussen 150 en 160 US$/ton, wat neerkomt op 120€/ton. Dit getal nemen we voor de ganse periode als vaste prijs. Ter vergelijking: [IPTS 02] ging uit van een prijs van 120 €/ton (in 1999), maar verwacht een prijsdaling naar 80 €/ton, waarbij inkomensverlies van de landbouwers gecompenseerd wordt via hectaretoeslagen (verwachtingen van DG AGR). Prijs graan = 120 Euro/ton Opbrengsten: opbrengst per hectare in de EU ligt volgens [IPTS 02] tussen 3,5 en 9 ton/ha (met een gemiddelde van 7 ton/ha/jaar). De lage opbrengsten gelden eerder voor landen in Zuid-Europa en de juist toegetreden landen in Oost-Europa. Als globaal cijfer voor België wordt 8,3 ton/ha genomen. [STED 03] Opbrengst graan = 8,3 ton/ha/jaar Bijproduct van wintertarwe is stro, met een gemiddelde opbrengst van 4,2ton/ha. Dit heeft volgens [STED 03] een waarde van 28,57 €/ton. Totale waarde van het stro per hectare is bijgevolg 120€/ha/jaar Lignocellulose Grondstoffen voor lignocellulose zijn bij- en afvalproducten van de landbouw (zoals stro, stengels, …), residuen van bosbouw, en verscheidene energiegewassen (houtachtige gewassen, olifantengras, …). In eerste instantie wordt ingegaan op energiegewassen. Marktprijzen: volgens [VIEW 05] ligt de productiekost van wilg en populier tussen 200 en 550 €/ha/jaar Deze cijfers zijn vooral gericht op Oost-Europa. [ATO 01] vermeldt een verkoopprijs van wilg en snoei- en dunningshout voor gebruik in bio-energietoepassingen in Nederland voor 55 €/ton ds (127 NLG/ton ds). Binnen [VIEW 05] is er sprake van een huidige productiekost van 3 à 4€/GJ, wat overeenkomt met 55-75€/ton ds (als gerekend wordt met de HHV 18,85 GJ/ton droog hout). Een kostprijs van 2€/GJ zou mogelijk zijn (= 38€/ton ds), voornamelijk in Oost-Europese landen. We nemen 75 €/ton ds (4€/GJ) voor de ganse periode als vaste prijs. Prijs biomassa = 75 Euro/ton ds (droge stof) Opbrengsten: Opbrengst van houtteelten volgens [STED 03] is 10,8 ton/ha/jaar (= in geval van wilg en populier), uitgedrukt in droge stof. In geval van olifantengras zou dit kunnen oplopen tot 12 ton/ha/jaar Als globaal cijfer wordt 10,8 ton/ha/jaar genomen. Dit komt dan neer op een kost van 600 €/ha/jaar Aan de andere kant kan ook snoei- en dunningshout worden toegepast, met vergelijkbare kost, maar de beschikbaarheid is gelinkt aan bosbeheer. Opbrengst biomassa = 10,8 ton/ha/jaar Pellets Pellets zijn industrieel geproduceerde geperste brokjes van houtstof en zaagsel of andere biomassastromen. Marktprijzen: De productiekost van een pellets volgens een Zweedse studie ligt op 61 €/ton maar wordt voor de helft bepaald door de grondstofkost (in dit geval 31 €/ton). De databank die SenterNovem sinds 2003 bijhoudt i.v.m. biomassaprijzen geven een prijs aan van 80 en

89

140 €/ton. De prijs van de pellet wordt bijkomend ook nog bepaald door de afstand die het moet afleggen (import of plaatselijke productie). Een gemiddelde prijs van 100 €/ton wordt aangenomen. Prijs pellets = 100 Euro/ton (droge stof)

Plantaardige oliën, vetten en frituuroliën Gebruikte frituurvetten en oliën zijn in België altijd een mix van plantaardige en dierlijke stromen. Binnen [VIEW 05] wordt de kostprijs van gebruikte oliën en vetten, geleverd aan de verwerkingsfabriek, ingeschat op 175€/ton. In [FO Licht 2004] wordt vermeld dat gebruikte frituurolie in Schotland beschikbaar is voor GBP 170 à 190 /ton ( = 255 – 285 Euro/ton). Vermoedelijk is hierbij wel een minimum kwaliteitsvereiste opgelegd. Prijs gebruikte frituurolie = 250 Euro/ton Uit de inventaris van de studie ‘Hernieuwbare warmte’ [HWV 04] volgt wat het potentieel voor energetische valorisatie in Vlaanderen is voor gebruikte oliën en vetten tot 2010 23 (9000 ton of 324 TJ/jaar), aangezien er geen prognoses bestaan voor deze stroom wordt een zelfde hoeveelheid tot 2020 verondersteld. Tabel 35:Hoeveelheden gebruikte oliën en vetten, beschikbaar in Vlaanderen Stookwaarde Gebruikte oliën en vetten

36

Hoeveelheden beschikbaar in Vlaanderen voor energetische valorisatie (TJ/j) 2002 2005 2010 2015 2020 324 324 324 324 324

Dit Vlaamse potentieel is echter geen belemmering aangezien er ook plantaardige vetten en oliën kunnen geïmporteerd worden. In deze prognoses wordt een prijsstijging doorgerekend op het moment dat de aanwezig hoeveelheid gebruikte oliën en vetten uitgeput is. Er wordt gerekend met een prijs van 468 €/ton, deze prijs is gebaseerd op de wereldmarktprijs van palmolie van 360 €/ton [FARPI 05] of 10 €/GJ en een transport en distributiekost van 3 €/GJ [VIEW 05].

Houtafval Houtafval is afkomstig van de houtverwerkende industrie. Marktprijzen: Afhankelijk over welk soort hout (onbehandeld, behandeld niet-verontreinigd of behandeld verontreinigd houtafval) is de prijs verschillend. De prijzen voor deze stroom variëren van negatief -68 €/ton tot 140 €/ton (databank SenterNovem) en -100 en 20 €/ton (Euwid, zie grafiek). Voor deze studie is gestart met een gemiddelde prijs van 16,5 €/ton. Uit onderstaande grafiek blijkt echter dat de prijs van het hout de laatste 5 jaren gestegen is. Voor deze studie nemen we een zelfde prijsstijging aan als van onbehandeld houtafval uit de grafiek. 23

Volgens het VLAREA geldt er een verbrandingsverbod op stromen die in aanmerking komen voor materiaalrecyclage. Op dit moment is het echter niet voldoende duidelijk of alle frituurvetten en -oliën recycleerbaar zijn.

90

Prijs houtafval =

16,5 Euro/ton (droge stof) 2005 33Euro/ton (droge stof) 2010 66 Euro/ton (droge stof) 2015

Figuur 22: Prijs hout voor de gebruiker (€/ton) Uit de inventaris van de studie ‘Hernieuwbare warmte’ [HWV 04] volgt wat het potentieel voor energetische valorisatie in Vlaanderen is voor houtafval tot 2010, aangezien er geen prognoses bestaan voor deze stroom wordt een zelfde hoeveelheid tot 2020 verondersteld. Dit Vlaamse potentieel is echter geen belemmering aangezien houtafval ook kan geïmporteerd worden. Tabel 36: Hoeveelheden houtafval, beschikbaar in Vlaanderen, [extrapol. HWV 04] Biomassareststromen houtafval

Stookwaarde GJ/ton 15

Hoeveelheden beschikbaar in Vlaanderen voor energetische valorisatie (TJ/j) 2002 2005 2010 2015 2020 11820 12338 12855 12855 12855

4.11.2 Biomassareststromen In Tabel 37 wordt het potentieel aan biomassareststromen in Vlaanderen gegeven tot 2020 als extrapolatie van de cijfers uit de studie ‘Hernieuwbare warmte uit biomassa in Vlaanderen’ [HWV 04]. Deze cijfers refereren naar de energie-inhoud die maximaal kan benut worden voor energetische valorisatie. In de studie ‘Hernieuwbare warmte uit biomassa in Vlaanderen’ [HWV 04] zijn enkel hoeveelheden tot 2010 gegeven. In die studie werden waar er prognoses beschikbaar waren voor de verschillende stromen tot dan deze opgenomen, indien niet werden dezelfde hoeveelheden verondersteld als in 2002. De inschatting van hoeveelheden naar 2020 werd op dezelfde manier gedaan. Voor de meeste stromen werd een constante hoeveelheid ingeschat vanaf 2010, behalve bij stortgas werd een verdere afname in rekening gebracht. Voor de organisch-biologische fractie van huishoudelijk afval werd tot 2010 een dalende trend in rekening gebracht maar werd vanaf

91

2010 constant gehouden omdat deze dalende trend niet kan aangehouden worden tot 2020, dit zou leiden tot extreem lage hoeveelheden huishoudelijk afval wat niet realistisch is.

Tabel 37: Potentieel aan biomassareststromen in Vlaanderen, [extrapol. HWV 04] Biomassareststromen

Stookwaarde GJ/ton

organisch-biologische bedrijfsafval varkensmest pluimveemest groenafval GFT-afval dierlijk afval slib org-biol HHA stortgas

2,7 3 8,5 3,7 3,7 16+17+39 10 7 0,018

Hoeveelheden beschikbaar in Vlaanderen voor energetische valorisatie (TJ/j) 2002 2005 2010 2015 2020 770 3600 4250 2758 1156 3431 1598 9464 1359

770 3600 4250 2758 1156 3431 1789 8021 758

770 3600 4250 2758 1156 3431 2107 5616 450

770 3600 4250 2758 1156 3431 2107 5616 222

770 3600 4250 2758 1156 3431 2107 5616 63

De energetische valorisatie die van toepassing is voor deze studie is kleiner dan aangegeven in Tabel 37. Als input voor de studie 24 is gewerkt met de cijfers uit Tabel 38. Voor de stromen die in aanmerking komen voor de technologie van een gasmotor is de energieinhoud van de biogasopbrengst weergegeven. Voor enkele stromen is ook rekening gehouden met het ‘gepland economisch potentieel’ uit de studie [HWV 04] waarbij men rekening houdt met geplande installaties en hoe de huidige wetgeving de stromen oriënteert. Zo kan bijvoorbeeld het energetisch potentieel van groenafval (exclusief bermmaaisel en snoeihout van openbare werken en domeinen) niet worden overgenomen aangezien deze stromen worden verwerkt in composteringsinstallaties. Tabel 38: Energie-inhoud zoals gebruikt in het model Energie-inhoud biogasopbrengst TJ/jaar 2002 2005 2010 2015 organisch-biologische bedrijfsafval varkensmest pluimveemest groenafval GFT-afval slib stortgas

736 516 753 0 306 503 1359

736 516 753 0 306 563 758

2020

736 516 753 0 306 663 450

736 516 753 0 306 663 222

736 516 753 0 306 663 63

585 5616

585 5616

585 5616

Energie-inhoud TJ/jaar Dierlijk afval Organisch-biol HHA

24

585 9464

585 8021

De beschikbare hoeveelheid biomassareststromen uit deze tabel wordt soms overschreden door het model. We verwachten in de toekomst nog een toename van deze reststromen door verbeterde inventarisatie.

92

Naar prijzen voor deze biomassareststromen is aangenomen dat deze stromen geen positieve economische waarde hebben. Hierover kan gediscussieerd worden of er al of niet een negatieve waarde aan deze stromen moet gekoppeld worden. In deze studie is geopteerd dit niet te doen volgens de idee dat de negatieve waarde gekoppeld aan deze stromen de extra kost voor afvalverwerking na de energierecuperatie hierdoor wordt gecompenseerd. Voorbeelden hiervan zijn de afvoer van assen naar een stort na verbranding of waterzuivering na vergisting.

4.11.3 Biobrandstoffen Indien biobrandstoffen in Vlaanderen geproduceerd worden kan de biomassa die nodig is voor deze productie uit Vlaanderen komen of worden ingevoerd. Hier treedt concurrentie op met de andere energieconversies groene elektriciteit en groene warmte. Wat niet in Vlaanderen geproduceerd wordt moet als koolzaadolie, biodiesel of ethanol worden ingevoerd. Gebruikte frituurolie kan ook toegepast worden voor biodiesel 25. In eerste instantie dient echter met de huidige kwaliteitsstandaard voor FAME rekening gehouden worden, waardoor deze biodiesel maar tot een bepaald percentage (cijfers variëren tussen 10 en 30%) kan bijgemengd worden bij biodiesel uit koolzaad (RME). De beschikbare hoeveelheid in Vlaanderen ligt voor gebruikte frituurolie rond 9000 ton/jaar Voor dierlijke vetten is maximaal 30.000 ton/jaar 26 voorhanden (voor energietoepassing best te veresteren tot biodiesel). Voor biobrandstoffen maakt de studie geen onderscheid naar de oorsprong van gebruikte olie (plantaardig of dierlijk, uit Vlaanderen of import). De wereldmarktprijs voor koolzaadolie ligt tussen 500 en 550 Euro/ton, dus in principe kan koolzaadolie geïmporteerd worden (bij import moet echter ook een supplementaire transportkost gerekend worden). Import van koolzaadolie zal beperkt zijn, gezien a) PPO toepassingen eerder kleinschalig zijn en vooral interessant worden als de koolzaadkoek een nuttige toepassing heeft, b) biodieselproductie vertrekt beter van koolzaad om economisch haalbaar te zijn (met persing op het bedrijf en valorisatie van bijproducten), aankoop van koolzaadolie is minder aangewezen. Voor biodiesel (eindproduct) kan gesteld worden dat de Europese markt open is, maar in de praktijk zal invoer toch beperkt zijn omdat alle lidstaten moeten voldoen aan de Europese richtlijn biobrandstoffen. Ook lijkt het erop dat de Duitse situatie gunstiger is dan de Belgische (meer voordeel in prijs biodiesel t.o.v. diesel door hogere accijns). Ethanol kan op grote schaal ingevoerd worden, vooral uit Brazilië (gemaakt uit suikerriet). Ook ligt de productiekost in Brazilië een stuk lager dan in Europa. De Europese Commissie zal evenwel importheffingen toepassen op ethanol om de ethanolsector in Europa de kans te geven zich te ontwikkelen. In de praktijk zullen de heffingen zodanig bepaald worden dat de totale kost in de buurt ligt van de kostprijs voor de Europese ethanol.

25 26

Directieve 2003/30/EC is omgezet in een KB van 4 maart 2005 Afdeling dierlijk afval van OVAM maakt op 9/2005 melding van 22000 ton/jaar

93

94

5

RESULTATEN

5.1 Inleiding Er is een bespreking van de resultaten per energietechnologie of –drager. Paragraaf 5.7 bundelt het resultaat voor alle energietechnologieën die groene elektriciteit opwekken. Er is een bespreking van de randvoorwaarden voor invoer en concurrentie tussen stromen en tot slot is er een overzicht van alle resultaten. In dit hoofdstuk wordt dezelfde volgorde aangehouden van de energietechnologieën en – dragers als in hoofdstuk 4. Hieronder is een overzicht van het hoofdstuk. 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12

Elektriciteitsproductie uit biomassa “ uit wind onshore “ uit wind offshore MARKAL MODEL “ uit zon Warmtekrachtkoppeling Resultaten elektriciteitsproductie uit HEB Warmteproductie uit biomassa Thermische zonne-energie Biobrandstoffen Randvoorwaarden voor invoer en concurrentie tussen stromen Overzicht resultaten

5.2 Elektriciteitsproductie uit biomassa 5.2.1 BAU-scenario In het BAU-scenario is vertrokken van de bestaande installaties van 2004 die uit de gegevens van de VREG en de Energiebalans 2004 werden gehaald. De geplande installaties voor de toekomst (tot 2008) waarvan reeds geweten is dat deze gebouwd zullen worden, werden opgelegd aan het model. De belangrijkste geplande uitbreidingen bevinden zich in de gasmotoren op AWZI, RWZI (Aquafin) en co-vergisting (Ecoflanders), bij biomassaverbranding (Spano, Electrawinds, Sleco) en als meestook in bestaande kolencentrales. Uit het model volgt dat technologieën zoals de gasmotoren op stortgas, RWZI, AWZI, covergisting rendabel zijn. Ook motoren op gerecupereerde olie kennen een belangrijke opgang. Zowel deze motoren als de groene WKK stoomturbines als de ORC-installaties ontvangen zowel groenestroomcertificaten als warmtekrachtcertificaten. Dit maakt dat in het BAU-scenario tot 2020 een toename vinden in de prognose tot 310 MWel van deze warmtekrachtinstallaties. Belangrijk is op te merken dat de werkelijke productie van bepaalde installaties (cfr. Electrawinds bio-olie, in de beginperiode) kan afwijken van die uit het model omdat in het model wordt gerekend met referentierendementen. Alle resultaten zijn terug te vinden in Tabel 47. Doordat het bijstookpercentage toeneemt tot 20%, is de coverbranding naar groenestroomproductie de belangrijkste component met 1349 GWh.

95

5.2.2

PRO-scenario

Figuur 48 geeft alle resultaten van het pro actief scenario. De bijstook van biomassa is in dit scenario ongeveer dezelfde. Dit heeft te maken met den aanname van het percentage bijstook en met de aanname naar het gebruik van kolencentrales. Er is wel een sterke toename van het aantal groene WKK (zowel motoren, conventionele turbines als ORC). In 2020 staat er 469 MWel aan groene WKK. De component “overige biomassa/biogas” bestaat uit de productie van groene stroom uit voornamelijk stortgas en van biomassacentrales die uitsluitend elektriciteit produceren. In sommige gevallen is de productie van elektriciteit op basis van biomassa rendabel zelfs al wordt de warmteproductie niet gevaloriseerd en komen de warmtekrachtcertificaten dus ook niet voor in de berekening.

5.3 Elektriciteitsproductie uit wind onshore 5.3.1

BAU-scenario

Havengebieden We veronderstellen in het BAU-scenario geen verdere uitbereiding van de havengebieden wat betreft de windmolens. Overige gebieden Tot 2010 wordt verondersteld dat er 39 turbines van 3MW kunnen bijkomen dankzij nieuwe RUP’s die aangemaakt zullen worden. We veronderstellen dat er tussen 2010 en 2020 evenveel RUP’s bijkomen als in de voorafgaande 5 jaren. Dit komt neer op 40 extra turbines van 3MW tussen 2010 en 2020. 5.3.2

PRO-scenario

Havengebieden Het volgende geïnstalleerd vermogen is verondersteld in de havengebieden tegen 2020:  Haven van Gent: 45 windturbines 

Haven van Antwerpen: 50 turbines op de linkeroever en 50 turbines op de rechteroever



Haven van Zeebrugge: 50 turbines

Een gemiddelde capaciteit van 3 MW is verondersteld voor de bijkomende turbines (na 2005). Zones met visuele invloed Tot 2010 wordt verondersteld dat er 39 turbines van 3MW kunnen bijkomen dankzij nieuwe RUP’s die aangemaakt zullen worden. We veronderstellen dat er tussen 2010 en 2020 er tweemaal zoveel RUP’s bijkomen als in de voorafgaande 5 jaren. Dit komt neer op 80 extra turbines van 3MW tussen 2010 en 2020. In het meest ambitieuze scenario (PRO), wordt een hogere grens van de penetratie van de windturbine gezet in streken, waar het visuele effect een rol speelt, op een gelijkwaardig niveau als de penetratie van watertorens in België. Het totaal aantal turbines in Vlaanderen

96

is nog steeds niet hoger dan 240 wat ruim onder de helft is van het aantal watertorens in België (i.e. een maximum van 700 extra windturbines). 5.3.3 Samengevat vat de vorige paragrafen samen. We zien dat we in het BAU-scenario komen tot een totaal geïnstalleerd vermogen van 664 MW welk een productie zou leveren van 1,1 TWh per jaar. Voor het PRO-scenario komen we uit op een totaal geïnstalleerd vermogen van 1063 MW met een totale productie van bijna 1,8 TWh.

2000

1200

1600 1400

800

1200 1000

600

800 400

600

totale productie (GWh)

geïnstalleerd vermogen (MW)

1800 1000

400

200

200 0

0 2005

2010

2015

2020

jaar BAU

PRO

Productie BAU

Productie PRO

Figuur 23: Samenvatting van de verwachte groei voor windenergie op land in Vlaanderen voor 2 scenario’s

5.4 Elektriciteitsproductie uit wind offshore 5.4.1

BAU-scenario

Voor het BAU-scenario veronderstellen we geen uitbereiding van de transportcapaciteit van het transmissienet voor 2020 en voor het PRO veronderstellen we dat deze 400 kV lijn ten vroegste in 2016 ter beschikking kan staan. Daar in de ministerraad van 21 januari 2005 [MIN 05] staat aangegeven dat elke eerste 216MW van elk project een minimumterugleververgoeding zullen krijgen, nemen we aan dat de grootte van de parken die zullen gebouwd worden in de toekomst niet groter dan 216 MW zullen bedragen. Indien deze beide parken gebouwd zijn, kan er nog maximaal 1 park van 216MW gebouwd worden opdat de transportcapaciteit van het transmissienet niet uitgebreid moet worden. Dit park kan in 2016 gebouwd worden met een ‘highly improved technology’. 97

Mogelijk zal na 2020 dan ook het 400 kV net uitgebreid zijn 27 of zal men gebruik maken van andere methodes om dit knelpunt te passeren, b.v. kabels voor hoogspanningsgelijkstroomtransmissie van de kust tot aan de geschikte knooppunten van het transmissienet verder in het land. In het BAU-scenario veronderstellen we dat bij investeerders geen grote interesse bestaat om te investeren in verdere Belgische offshore windparken gezien de technologische uitdagingen vrij groot zijn. 5.4.2

PRO-scenario

In het PRO-scenario zullen offshore windparken en technologie zich verder ontwikkelen. Binnen de kortste tijd zullen aansluitingsaanvragen ingediend worden voor een vermogen boven de 600 MW en ELIA zal de uitbreiding van het 400 kV net aangaan. De 400 kV lijn aan de kust is in dit scenario beschikbaar in 2016. We verwachten dezelfde projecten die voorkomen in het BAU. Enkel nemen we aan dat beide projecten grotere turbines zullen gebruiken dan nu verondersteld. Voor het project op de Thorntonbank nemen we aan dat er turbines van 5MW gebruikt zullen worden i.p.v. de 3,6MW die nu voorzien zijn en voor het project op de bank zonder naam, gaan we uit van turbines van 6MW i.p.v. de voorziene 5MW. Tevens nemen we een bijkomende capaciteit aan van 1000 MW die eind 2018 geïnstalleerd zal zijn. De investeringskosten bedragen hiervoor ongeveer +/- € 1600 per kW. 5.4.3

Samengevat

Figuur 24 toont de geïnstalleerde vermogens en bijhorende productie voor beide scenarios voor wind offshore. Tevens is het aandeel van de productie dat meegeteld kan worden voor Vlaanderen (60%) aangegeven in de figuur.

27

Bij het afronden van de studie is nog bijkomende informatie bekend geworden: In het ontwikkelingsplan van ELIA voor het transmissienet, gepubliceerd op 17 september, wordt voorzien dat offshore windparken kunnen aangesloten worden tot 900 MWel, ipv de 600 MWel waartoe het offshore park wordt beperkt in het BAU-scenario, en waarbij de beperking is dat een uitbreiding van het 400 kV-net pas zou gebeuren na 2020 in het BAU-scenario, en in 2016 voor het PRO-scenario. Elia voorziet deze aanpassingen aan de bestaande lijnen tegen 2012, zodat vanaf dan een Vlaamse offshore productie mogelijk is van 1755 GWh (ELIA veronderstelt 3250 vollasturen bij 60% Vlaams van 900 MW), i.p.v. de aftopping op 1117 GWh voorzien in het BAU-scenario

98

6000

1600 5000 1400 1200

4000

1000 3000 800 600

2000

400

Totale Productie (GWh)

Geïnstalleerd vermogen (MW)

1800

1000 200

20

20

06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20

0 05

0

jaar BAU BAU productie BE

PRO PRO productie BE

Series7 BAU productie VL

Series8 PRO productie VL

Figuur 24: Verschillende scenario’s voor Wind Offshore

5.5 Elektriciteitsproductie uit zonne-energie 5.5.1

BAU-scenario en PRO-scenario

We zullen voor BAU het scenario nemen dat het totaal jaarlijks geïnstalleerd PV vermogen jaarlijks stijgt met 33% en voor PRO met 49%. Figuur 25 laat de 2 scenario’s zien. Voor BAU leidt een jaarlijkse groei van 33% van de PV markt in Vlaanderen naar een totaal geïnstalleerd vermogen van 76 MWp in 2020. Met een opbrengst van 850 kWh/kWp geeft dit een totale productie van 64GWh in 2020. In het PRO-scenario leidt een jaarlijkse groei van 49% naar een totaal geïnstalleerd vermogen van 392 MWp en een productie van 333 GWh in 2020. De doelstelling van de VLAZON studie voor de Vlaamse markt is 206MWp in 2020, wat tussen het BAU en het PRO-scenario in ligt.

99

350

400

300

350 250

300 250

200

200

150

150

100

100 50

50

20

19

20

18

20

17

20

16

20

15

20

14

20

13

20

12

20

11

20

10

20

09

20

08

20

07

20

06

20

20

20

20

05

0 04

0

jaar BAU

PRO

BAU productie

PRO productie

Figuur 25 Scenario berekeningen voor PRO en BAU voor PV

100

totale productie (GWh)

Geïnstalleerd Vermogen (MWp)

450

5.6 Warmtekrachtkoppeling 5.6.1

BAU-scenario

Tabel 39 en Figuur 26 geven een overzicht van de opgestelde vermogens aan kwaliteitsWKK in het BAU-scenario 28. Hierbij vermelden we dat bij het afsluiten van de studie reeds enkele projecten bekend waren (bij Exxon en Borealis Kallo) waar deze studie geen rekening mee houdt. Dit heeft echter enkel een invloed op de periode tot 2010. In de berekeningen gaan we uit van Een groot deel van het vermogen bestaat uit turbines 29. Met de sommatie van de drie grote STEG’s (sommige nog in aanbouw, in totaal goed voor 742 Mwel), de groene WKK turbines (160 Mwel) en de andere turbines (82, 27 en 725 Mwel) komt men op een vermogen van 1736 Mwel. Dit is ongeveer 80% van het totale potentieel dat voor gasturbines is weggelegd, namelijk 2188 MWel., zoals berekend op pagina 56 (cfr. Figuur 8). Beter is het echter te kijken naar de elektriciteits- en warmteproductie van deze installaties en de daaruitvolgende besparingen. Tabel 39: Vermogens kwaliteitsWKK in het BAU-scenario (Mwel) Ineos, BRC, BASF Groene Wkk motoren Groene Wkk turbines Stoomturbines netgekoppeld Stoomturbines directe aandrijving Wkk motoren Wkk gasturbines TOTAAL

2004 0 13 10 82 27 137 522 791

2006 505 27 10 82 27 150 550 1351

2008 742 48 52 82 27 175 575 1701

2010 742 67 80 82 27 200 600 1798

2012 742 91 95 82 27 225 625 1887

2014 742 114 120 82 27 250 650 1985

2016 742 144 125 82 27 275 675 2070

2018 742 149 140 82 27 300 700 2140

2020 742 149 160 82 27 325 725 2210

Figuur 26: Vermogens kwaliteitsWKK in het BAU-scenario 3000 2500

MWel

2000

Wkk gasturbines Wkk motoren Stoomturbines directe aandrijving

1500

Stoomturbines netgekoppeld Groene Wkk turbines

1000 500

Groene Wkk motoren Ineos, BRC, BASF

0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

28

Vermogens ORC is vervat bij turbines Voor stoomturbines wordt rekening gehouden met het fictieve stoomopwekkingsrendement van 85% aangezien de kwaliteit door de VREG zo wordt bepaald. 29

101

Tabel 40 en Figuur 27 geven een overzicht van de elektriciteitsproductie door kwaliteitsWKK in het BAU-scenario. Deze elektriciteitsproductie volgt uit de vermogens van de installaties, uit de (veronderstelde en opgelegde) rendementen en uit de keuze van het model over het aantal draaiuren. Omwille van deze reden is de plotse toename in 2006 te verklaren en kan het zijn dat de werkelijke productie van bepaalde installaties afwijkt van deze referentiecentrales. Tabel 45 en Figuur 28 geven een overzicht van het aantal certificaten 30 dat behaald wordt per technologie in het BAU-scenario. Tabel 40: Elektriciteitsproductie (GWh) door kwaliteitsWKK in het BAU-scenario Ineos, BRC, BASF Groene Wkk motoren Groene Wkk turbines Stoomturbine netgekoppeld Stoomturbine directe aandrijving Wkk motoren Wkk gasturbines TOTAAL

2004 0 62 68 658 851 344 3103 5085

2006 3183 106 68 658 851 628 3835 9329

2008 5426 208 329 658 851 715 4054 12242

2010 5695 292 500 658 851 859 4246 13102

2012 5572 406 606 658 851 946 4438 13477

2014 5596 522 751 658 851 1047 4630 14055

2016 5734 696 786 658 851 1222 4903 14849

2018 5734 718 861 658 851 1322 5454 15597

2020 5734 714 941 658 851 1370 5682 15949

20000 18000 16000

Wkk gasturbines

GWhe

14000

Wkk motoren

12000

Stoomturbine directe aandrijving

10000

Stoomturbine netgekoppeld

8000

Groene Wkk turbines

6000

Groene Wkk motoren

4000

Ineos, BRC, BASF

2000 0 2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 27: Elektriciteitsproductie (GWh) door kwaliteitsWKK in het BAU-scenario

30

Voor gasturbines en STEG’s berekend met een referentierendement van 55%, dit in tegenstelling tot de WKK-inventaris 2004 waar 52% werd gekozen als gulden middenweg omdat niet alle installaties worden beschouwd als aangesloten op > 15kV.

102

5000 4500 Turbines fossiel

Certificaten (duizendtallen)

4000

Motoren fossiel

3500

Stoomturbines fossiel Groene stoomturbines

3000

ORC op hout

2500

Bio-olie motoren Bio-gas motoren

2000

INEOS

1500

BRC

1000

BASF Vl. doelstelling (lage groei) Vl. doelstelling (hoge groei)

500

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

0

Figuur 28: Aantal warmtekrachtcertificaten behaald in het BAU-scenario Vanaf 2008 kan men opmerken op Figuur 28 dat het aantal bekomen certificaten niet meer verder stijgt en vanaf 2010 zelfs gaat dalen 31. Dit heeft te maken met het degressief karakter van de warmtekrachtcertificaten. De plotse piek in 2018 en ook nog eens in 2020 is afkomstig van het feit dat de gasturbines op dat moment einde levensduur zijn en dus vervangen worden door nieuwe installaties 32. Een belangrijke aanname hier is dat al deze vervangingen in aanmerking komen voor de warmtekrachtcertificaten. en Figuur 29 tonen aan dat de primaire energiebesparing door WKK nog sterk toeneemt ondanks het feit dat het aantal bekomen certificaten niet meer stijgt. Deze besparingen worden vooral toegeschreven aan de turbines. De motoren hebben hier een kleiner aandeel, alhoewel deze voor een niet gering aantal certificaten zorgen. Dit is te verklaren door de aanname dat deze motoren worden berekend op een levensduur van tien jaar en deze dus vrij snel aan vervanging toe zijn.

31

Bij een tekort aan WKK-certificaten is echter te verwachten dat de waarde van de WKK-certificaten hoger is dan aangenomen in het BAU scenario en beter aansluit bij de waarde aangenomen in het PRO-scenario. 32 Deze vervangingen starten in 2013, maar de grootste vervangingen starten in 2018.

103

Tabel 41: Primaire energiebesparing door kwaliteitsWKK in het BAU-scenario (GWh) BASF BRC INEOS Bio-gas motoren Bio-olie motoren ORC op hout Groene stoomturbines Stoomturbines netgekoppeld Stoomturbines directe aandrijving Motoren fossiel Turbines fossiel Totaal

2004 0 0 0 67 0 0 43 337 291 216 2144 3098

2006 237 0 460 66 29 0 43 337 291 377 2301 4142

2008 282 455 460 105 33 9 201 337 291 429 2433 5035

2010 310 455 460 126 49 14 314 337 291 516 2548 5421

2012 297 455 460 169 66 14 404 337 291 568 2663 5724

10000 9000 8000 7000

GWh

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

2014 300 455 460 209 88 22 493 337 291 628 2778 6061

2016 310 455 480 284 109 22 516 337 291 733 2942 6479

2018 310 455 480 288 120 29 538 337 291 793 3272 6913

Turbines fossiel Motoren fossiel Stoomturbines directe aandrijving Stoomturbines netgekoppeld Groene stoomturbines ORC op hout Bio-olie motoren Bio-gas motoren INEOS BRC BASF

Figuur 29: Primaire energiebesparing door kwaliteitsWKK in het BAU-scenario

104

2020 310 455 480 285 120 43 538 337 291 822 3409 7091

5.6.2

PRO-scenario

Tabel 42 en Figuur 30 geven een overzicht van de opgestelde vermogens aan kwaliteitsWKK in het PRO-scenario. In 2020 kan men voor turbines stellen dat bijna het volledige potentieel is ingevuld. Met de sommatie van de drie grote STEG’s in aanbouw (goed voor 742 Mwel), de groene WKK turbines (285 Mwel) en de andere turbines (82, 27 en 1040 Mwel) komt men op een vermogen van 2176 Mwel, wat nog net onder het totale potentieel komt dat voor turbines is weggelegd, namelijk 2188 MWel. (cfr. Figuur 8 op pagina 56). Hier is het van belang te benadrukken dat uitspraken over vermogens in een context van warmtekrachtkoppeling snel tot verwarring kunnen leiden omwille van grote verschillen op de aannames van de warmtekrachtverhouding.

Tabel 42: Vermogens kwaliteitsWKK in het PRO-scenario (Mwel) Ineos, BRC, BASF Groene Wkk motoren Groene Wkk turbines Stoomturbines netgekoppeld Stoomturbines directe aandrijving Wkk motoren Wkk gasturbines TOTAAL

2004 0 13 10 82 27 137 522 791

2006 505 27 10 82 27 160 570 1381

2008 742 48 65 82 27 200 640 1804

2010 742 82 105 82 27 260 720 2018

2012 742 120 155 82 27 370 800 2296

2014 742 150 205 82 27 430 860 2496

2016 742 161 250 82 27 460 940 2662

2018 742 174 285 82 27 490 1000 2800

2020 742 184 285 82 27 500 1040 2860

3000

Wkk gasturbines

2500

Wkk motoren MWel

2000

Stoomturbines directe aandrijving Stoomturbines netgekoppeld

1500

Groene Wkk turbines 1000

Groene Wkk motoren Ineos, BRC, BASF

500 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

Figuur 30: Vermogens kwaliteitsWKK in het PRO-scenario (Mwel) Tabel 43 en Figuur 31 geven een overzicht van de elektriciteitsproductie door kwaliteitsWKK in het PRO-scenario. Tabel 46 en Figuur 32 geven een overzicht van het aantal certificaten dat behaald wordt per technologie in het PRO-scenario. De opmerkingen van het BAU-scenario zijn hier ook geldig.

105

Tabel 43: Elektriciteitsproductie (GWh) door kwaliteitsWKK in het PRO-scenario 2004 0 62 68 658 851 344 3103 5085

Ineos, BRC, BASF Groene Wkk motoren Groene Wkk turbines Stoomturbine netgekoppeld Stoomturbine directe aandrijving Wkk motoren Wkk gasturbines TOTAAL

2006 3183 106 68 658 851 779 4016 9661

2008 5234 208 379 658 851 1075 4553 12960

2010 5552 384 615 658 851 1319 5167 14545

2012 5134 561 920 658 851 1756 5781 15661

2014 5046 717 1225 658 851 2003 6242 16743

2016 5734 754 1510 658 851 2121 6914 18543

2018 5734 793 1756 658 851 2076 7631 19499

2020 5734 819 1756 658 851 2113 7959 19889

20000 18000 16000

Wkk gasturbines

GWhe

14000

Wkk motoren

12000

Stoomturbine directe aandrijving

10000

Stoomturbine netgekoppeld

8000

Groene Wkk turbines

6000

Groene Wkk motoren

4000

Ineos, BRC, BASF

2000 0 2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 31: Elektriciteitsproductie (GWh) door kwaliteitsWKK in het PRO-scenario 5000 4500 Turbines fossiel

Certificaten (duizendtallen)

4000

Motoren fossiel

3500

Stoomturbines fossiel Groene stoomturbines

3000

ORC op hout

2500

Bio-olie motoren Bio-gas motoren

2000

INEOS

1500

BRC

1000

BASF Vl. doelstelling (lage groei) Vl. doelstelling (hoge groei)

500

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

0

Figuur 32: Aantal certificaten behaald in het PRO-scenario Op Figuur 32 kan men zien dat het mogelijk is om in een pro actief scenario de doelstelling van warmtekracht te halen. Een sterke groei van het opgesteld vermogen in de periode van

106

nu tot 2012 is daarvoor nodig. Het vermogen aan opgestelde motoren stijgt in die periode van 6 à 7 jaren (tot 2011-2012) met 340 Mwel. Het vermogen aan opgestelde kwaliteitsgasturbines stijgt in diezelfde periode met 423 Mwel (exclusief BASF, Ineos en BRC). Het wegvallen van de drie in aanmerking komende grote STEG’s wordt ook na 2012 verder opgevangen door een intensieve groei van het aantal kwaliteitsWKK’s. Tabel 44 en Figuur 33 tonen aan dat de primaire energiebesparing door WKK meer dan verdrievoudigt ondanks het feit dat het aantal bekomen certificaten slechts vanaf 2018 boven de 4000 komt. Tabel 44: Primaire energiebesparing door kwaliteitsWKK in het PRO-scenario (GWh) BASF BRC INEOS Bio-gas motoren Bio-olie motoren ORC op hout Groene stoomturbines Stoomturbines netgekoppeld Stoomturbines directe aandrijving Motoren fossiel Turbines fossiel Totaal

2004 0 0 0 67 0 0 43 337 291 216 2144 3098

2006 237 0 460 66 29 0 43 337 291 467 2410 4341

2008 262 455 460 105 33 18 201 337 291 645 2732 5540

2010 295 455 460 165 60 29 347 337 291 791 3100 6332

10000 9000 8000 7000

GWh

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

2012 251 455 460 233 88 40 538 337 291 1054 3469 7215

2014 242 455 460 287 120 50 728 337 291 1202 3745 7919

2016 310 455 480 291 142 58 919 337 291 1273 4149 8704

2018 310 455 480 288 175 58 1076 337 291 1246 4579 9293

2020 310 455 480 285 197 58 1076 337 291 1268 4776 9532

Turbines fossiel Motoren fossiel Stoomturbines directe aandrijving Stoomturbines netgekoppeld Groene stoomturbines ORC op hout Bio-olie motoren Bio-gas motoren INEOS BRC BASF

Figuur 33: Primaire energiebesparing door kwaliteitsWKK in het PRO-scenario

107

Tabel 45: Aantal certificaten behaald in het BAU-scenario (duizendtallen) BASF BRC INEOS Bio-gas motoren Bio-olie motoren ORC op hout Groene stoomturbines Stoomturbines fossiel Motoren fossiel Turbines fossiel Totaal Vl. doelstelling (lage groei) Vl. doelstelling (hoge groei)

2005 100 0 200

0 98 55

453 594 600 1.19%

2006 237 0 460 2 39 0 0 98 108 126

2007 260 227 460 2 39 0 0 98 108 126

2008 282 455 460 58 44 9 90 98 255 239

2009 296 455 460 58 44 9 90 98 255 239

2010 233 455 396 91 59 14 154 82 367 330

2011 152 455 329 91 53 14 154 65 349 309

2012 74 364 263 128 67 13 191 49 449 382

2013 0 273 198 118 60 11 176 33 406 342

2014 0 182 132 144 78 16 201 16 415 833

2015 0 91 67 128 67 14 175 0 350 774

2016 0 0 0 204 127 11 154 0 449 830

2017 0 0 0 181 119 9 120 0 379 774

2018 0 0 0 217 127 14 105 0 528 2103

2019 0 0 0 197 114 12 77 0 471 1974

2020 0 0 0 199 116 25 58 0 597 2525

1071 1086 1107 2.16%

1321 1493 1542 2.96%

1990 1888 1977 3.73%

2004 2227 2366 4.39%

2182 2490 2686 4.90%

1972 2646 2887 5.20%

1980 2664 2942 5.23%

1617

2016

1667

1775

1581

3093

2845

3520

Tabel 46: Aantal certificaten behaald in het PRO-scenario (duizendtallen)

BASF BRC INEOS Bio-gas motoren Bio-olie motoren ORC op hout Groene stoomturbines Stoomturbines fossiel Motoren fossiel Turbines fossiel Totaal Vl. doelstelling (lage groei) Vl. doelstelling (hoge groei)

108

2005 100 0 200

0 98 55

453 594 600 1.19%

2006 237 0 460 2 39 0 0 98 132 216

2007 250 227 460 2 39 0 0 98 132 216

2008 262 455 460 58 44 18 90 98 315 531

2009 279 455 460 58 44 18 90 98 315 531

2010 221 455 396 121 74 29 173 82 507 855

2011 137 455 329 121 67 29 173 65 485 819

2012 63 364 263 184 97 37 267 49 779 1091

2013 0 273 198 174 89 34 252 33 726 1002

2014 0 182 132 198 120 40 332 16 795 1560

2015 0 91 67 177 106 35 303 0 706 1412

2016 0 0 0 190 161 35 365 0 787 1599

2017 0 0 0 158 148 29 318 0 663 1427

2018 0 0 0 178 178 23 357 0 798 2804

2019 0 0 0 148 158 18 307 0 679 2567

2020 0 0 0 185 199 13 253 0 799 3076

1185 1086 1107 2.16%

1425 1493 1542 2.96%

2331 1888 1977 3.73%

2348 2227 2366 4.39%

2914 2490 2686 4.90%

2681 2646 2887 5.20%

3193 2664 2942 5.23%

2781

3374

2898

3138

2742

4339

3877

4525

5.7 Resultaten elektriciteitsproductie uit HEB 5.7.1

BAU-scenario, lage elektriciteitsvraag

In het BAU-scenario bij een lage groei van de elektriciteitsvraag ziet het eindresultaat voor groene elektriciteit er uit zoals in Figuur 34. Op de figuur staat per technologie de groenestroomproductie en dus ook het aantal bekomen certificaten. De doelstelling van de Vlaamse certificaten is op de figuur aangeduid met een rode bolletjeslijn. Bij deze is dus rekening gehouden met de progressieve vrijstelling voor grootverbruikers. Verder zijn er ook lijnen die respectievelijk 6%, 10% en 15% van het bruto elektriciteitsverbruik voorstellen. Dit is volgens de Europese definitie, waarbij bruto elektriciteitsverbruik staat voor bruto productie van elektriciteit (inclusief zelfproducenten), plus invoer min uitvoer. Zo is de Vlaamse doelstelling uit het regeerakkoord, van 6%, terug te vinden bij het groene vierkantje. Het valt op dat volgens dit scenario de doelstelling reeds in 2009 behaald wordt. In Tabel 47 zijn alle cijfers terug te vinden m.b.t. de opgestelde vermogens, de effectieve elektriciteitsproductie en certificaten. Met deze beperkte groei van de elektriciteitsvraag komt het BAU-scenario in 2020 aan een percentage van 10% groene stroom haalbaar te zijn. 12000 Windenergie offshore Windenergie onshore Overige biomassa/biogas

10000

Coverbranding biomassa Afvalverbranding (organische fractie)

8000

Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk motoren

6000

Zon Waterkracht 15% van bruto elektr verbruik

4000

10% van bruto elektr verbruik 6% van bruto elektr verbruik Doelstelling (Vlaamse certificaten) Doelstelling (EU en regeerakkoord)

2000

2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

0

2004

GWh

Groene Wkk ORC

Figuur 34: Totale groene elektriciteit in het BAU-scenario met lage elektriciteitsvraag per technologie

109

5.7.2

BAU-scenario, hoge elektriciteitsvraag

In onderstaande figuur zijn dezelfde resultaten afgebeeld, maar dan ten opzichte van een sterker stijgende elektriciteitsvraag. Het model gaf enkel een minimaal verschil aan wat betreft de coverbranding van biomassa en dus is er een verwaarloosbaar verschil naar elektriciteitsproductie. In Tabel 49 staan het relatieve aandeel van groenestroomcertificaten in de elektriciteitsvraag. Ongeveer 8% is haalbaar wat betreft het aandeel van deze groenestroomproductie. 12000 Windenergie offshore Windenergie onshore Overige biomassa/biogas Coverbranding biomassa Afvalverbranding (organische fractie) Groene Wkk ORC Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk motoren

10000

6000

Zon Waterkracht

4000

15% van bruto elektr verbruik 10% van bruto elektr verbruik 6% van bruto elektr verbruik

2000

Doelstelling (Vlaamse certificaten) Doelstelling (EU en regeerakkoord)

2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

0 2004

GWh

8000

Figuur 35 : Totale groene elektriciteit in het BAU-scenario met hoge elektriciteitsvraag per technologie

110

5.7.3

PRO-scenario, lage elektriciteitsvraag

In het PRO-scenario met lage groei van de elektriciteitsvraag kunnen we concluderen dat in 2020 16% van de bruto elektriciteitsvraag van groene oorsprong kan zijn. Tabel 48 vat alle resultaten samen van de vermogens, de elektriciteitsproductie en de verschillende aandelen van groene stroom in het brutoverbruik. De sterke toename vanaf 2016 van wind offshore is te wijten aan de aanname van de uitbreiding van het 400 kV-net. 12000 Windenergie offshore Windenergie onshore Overige biomassa/biogas Coverbranding biomassa Afvalverbranding (organische fractie) Groene Wkk ORC

10000

Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk motoren Zon Waterkracht 20% van bruto elektr verbruik 15% van bruto elektr verbruik 10% van bruto elektr verbruik 6% van bruto elektr verbruik

6000 4000 2000


2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

0 2004

GWh

8000

Figuur 36 : Totale groene elektriciteit in het PRO-scenario met lage elektriciteitsvraag per technologie

111

5.7.4

PRO-scenario, hoge elektriciteitsvraag

Hetzelfde resultaat kunnen we nu afwegen ten opzichte van een elektriciteitsvraag die sterker groeit. In het PRO-scenario met hoge groei van de elektriciteitsvraag kunnen we concluderen dat in 2020 14% van de bruto elektriciteitsvraag van groene oorsprong kan zijn. Tabel 50 vat alle resultaten samen van de vermogens, de elektriciteitsproductie en de verschillende aandelen van groene stroom in het brutoverbruik. 12000 Windenergie offshore Windenergie onshore Overige biomassa/biogas Coverbranding biomassa Afvalverbranding (organische fractie) Groene Wkk ORC Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk motoren Zon Waterkracht

10000

6000

20% van bruto elektr verbruik

4000

15% van bruto elektr verbruik 10% van bruto elektr verbruik 6% van bruto elektr verbruik

2000


2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

0 2004

GWh

8000

Figuur 37: Totale groene elektriciteit in het PRO-scenario met hoge elektriciteitsvraag per technologie

112

Tabel 47: Opgesteld vermogen (Mwel),elektriciteitsproductie (GWh) en certificaten in het BAU-scenario met lage elektriciteitsvraag 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1 73 0 1 13 10 0 54 2.7% 16 168

1 102 0 1 20 10 0 73 4.3% 16 223

1 141 13 1 27 10 0 91 9.1% 16 300

1 238 39 2 38 17 6 97 10.7% 18 456

1 356 104 2 48 40 13 103 12.3% 21 687

1 455 175 2 58 50 16 103 13.8% 23 883

1 544 220 3 67 60 20 103 15.2% 26 1043

1 557 220 4 79 68 20 103 16.3% 28 1079

1 570 220 5 91 75 20 103 17.3% 31 1115

1 582 220 7 103 83 25 103 17.7% 33 1156

1 594 220 10 114 90 30 103 18.0% 36 1198

1 607 349 14 129 93 30 103 18.3% 36 1361

1 618 349 18 144 95 30 103 18.7% 36 1395

1 630 349 27 147 98 35 103 19.0% 36 1425

1 641 349 36 149 100 40 103 19.3% 36 1456

1 653 349 56 149 100 50 103 19.6% 36 1496

1 664 349 75 149 100 60 103 20.0% 36 1536

2004 2 1 35 22 0 136 269 68 95 0 628

2005 2 1 66 39 0 156 418 98 150 0 930

2006 2 1 106 68 0 224 879 94 231 41 1646

2007 3 1 175 117 0 253 1040 100 400 124 2213

2008 3 2 208 279 50 253 1087 107 588 332 2909

2009 3 2 250 350 65 253 1148 114 739 559 3484

2010 3 3 292 420 80 253 1210 121 885 703 3971

2011 4 4 349 473 80 253 1172 134 907 703 4080

2012 4 4 406 526 80 253 1134 147 974 703 4231

2013 4 6 464 578 100 253 1156 160 996 703 4420

2014 4 8 522 631 120 253 1177 173 1017 703 4609

2015 4 12 609 648 120 253 1210 173 1038 1117 5185

2016 4 16 696 666 120 253 1243 173 1059 1117 5347

2017 4 24 707 683 140 253 1268 173 1079 1117 5449

2018 4 31 718 701 160 253 1293 173 1099 1117 5549

2019 4 47 716 701 200 253 1321 173 1118 1117 5650

2020 4 63 714 701 240 253 1349 173 1137 1117 5752

Bruto elektriciteitsverbruik (*) Netto elektriciteitsverbruik (**) Certificaatplichtig elektr levering (***)

57004 51399 42549

57431 51784 42868

57857 52168 43186

58056 52347 43334

58254 52526 43482

58362 52623 43562

58470 52721 43643

58543 52786 43698

58616 52852 43752

58759 52981 43859

58903 53111 43966

59047 53240 44073

59190 53370 44180

59489 53639 44404

59788 53909 44627

60087 54179 44850

60386 54448 45073

% GSC op bruto % GSC op netto % GSC certificaatplichtig Quota van de GSC

1.1% 1.2% 1.5% 2.00%

1.6% 1.8% 2.2% 2.50%

2.8% 3.2% 3.8% 3.00%

3.8% 4.2% 5.1% 3.75%

5.0% 5.5% 6.7% 4.50%

6.0% 6.6% 8.0% 5.25%

6.8% 7.5% 9.1% 6.00%

7.0% 7.7% 9.3%

7.2% 8.0% 9.7%

7.5% 8.3% 10.1%

7.8% 8.7% 10.5%

8.8% 9.7% 11.8%

9.0% 10.0% 12.1%

9.2% 10.2% 12.3%

9.3% 10.3% 12.4%

9.4% 10.4% 12.6%

9.5% 10.6% 12.8%

Vlaanderen Waterkracht Windenergie onshore Windenergie offshore Zon Groene Wkk motoren Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk ORC Afvalverbranding (totaal MWel) Coverbranding biomassa (% steenkool) Overige biomassa/biogas Totaal (exclusief bijstook)

Waterkracht Zon Groene Wkk motoren Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk ORC Afvalverbranding (organische fractie) Coverbranding biomassa Overige biomassa/biogas Windenergie onshore Windenergie offshore Totale groene stroom (berekeningswijze GSC)

113 (*) Bruto productie (inclusief zelfproducenten) + netto invoer, gebaseerd op verhouding bruto/nettoverbruik in 2003 (**) Exclusief zelfproducenten, volgens [ENE 05] (***) Op basis van gegevens Vreg 2004

Tabel 48: Opgesteld vermogen (Mwel), elektriciteitsproductie (GWh) en certificaten in het PRO-scenario met lage elektriciteitsvraag 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1 73 0 1 13 10 0 54 2.7% 16 168

1 102 0 1 20 10 0 73 4.3% 16 223

1 141 18 1 27 10 0 91 9.1% 16 305

1 238 54 2 38 17 13 97 10.7% 18 477

1 356 144 2 48 40 25 103 12.3% 21 740

1 455 234 4 65 52 33 103 13.8% 25 971

1 544 288 5 82 65 40 103 15.3% 28 1156

1 612 288 9 101 82 48 103 16.3% 32 1276

1 675 288 12 120 100 55 103 17.3% 36 1390

1 734 288 21 135 117 63 103 17.6% 40 1502

1 789 288 30 150 135 70 103 18.0% 43 1609

1 841 418 52 155 152 75 103 18.3% 47 1845

1 890 418 74 161 170 80 103 18.7% 51 1947

1 936 718 128 168 187 80 103 19.0% 51 2372

1 981 1018 182 174 205 80 103 19.3% 51 2795

1 1023 1018 318 179 205 80 103 19.7% 51 2977

1 1063 1018 453 184 205 80 103 20.0% 51 3157

2004 2 1 35 22 0 136 269 68 95 0 628

2005 2 1 66 39 0 156 418 98 150 0 930

2006 2 1 106 68 0 224 873 94 231 58 1656

2007 3 1 175 116 0 253 1040 100 400 173 2261

2008 3 2 208 279 100 253 1087 107 588 461 3089

2009 3 2 296 367 130 253 1138 122 739 749 3800

2010 3 5 384 455 160 253 1189 138 885 922 4392

2011 4 4 472 577 190 253 1172 159 1016 922 4770

2012 4 11 561 700 220 253 1155 181 1147 922 5153

2013 4 6 639 823 250 253 1178 203 1257 922 5536

2014 4 26 717 945 280 253 1202 226 1336 922 5910

2015 4 12 736 1068 300 253 1212 252 1425 1336 6598

2016 4 63 754 1190 320 253 1222 278 1502 1336 6924

2017 4 24 774 1313 320 253 1244 278 1575 2296 8082

2018 4 155 793 1436 320 253 1267 278 1653 3256 9415

2019 4 270 806 1436 320 253 1288 278 1711 3256 9623

2020 4 385 819 1436 320 253 1310 278 1790 3256 9851


57004 51399 42549

57431 51784 42868

57857 52168 43186

58056 52347 43334

58254 52526 43482

58362 52623 43562

58470 52721 43643

58543 52786 43698

58616 52852 43752

58759 52981 43859

58903 53111 43966

59047 53240 44073

59190 53370 44180

59489 53639 44404

59788 53909 44627

60087 54179 44850

60386 54448 45073


1.1% 1.2% 1.5% 2.00%

1.6% 1.8% 2.2% 2.50%

2.9% 3.2% 3.8% 3.00%

3.9% 4.3% 5.2% 3.75%

5.3% 5.9% 7.1% 4.50%

6.5% 7.2% 8.7% 5.25%

7.5% 8.3% 10.1% 6.00%

8.1% 9.0% 10.9%

8.8% 9.8% 11.8%

9.4% 10.4% 12.6%

10.0% 11.1% 13.4%

11.2% 12.4% 15.0%

11.7% 13.0% 15.7%

13.6% 15.1% 18.2%

15.7% 17.5% 21.1%

16.0% 17.8% 21.5%

16.3% 18.1% 21.9%

Vlaanderen Waterkracht Windenergie onshore Windenergie offshore Zon Groene Wkk motoren Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk ORC Afvalverbranding (totaal MWel) Coverbranding biomassa (% steenkool) Overige biomassa/biogas Totaal (exclusief bijstook)

Waterkracht Zon Groene Wkk motoren Groene Wkk stoomturbines Groene Wkk ORC Afvalverbranding (organische fractie) Coverbranding biomassa Overige biomassa/biogas Windenergie onshore Windenergie offshore Totale groene stroom (berekeningswijze GSC)

(*) Bruto productie (inclusief zelfproducenten) + netto invoer, gebaseerd op verhouding bruto/nettoverbruik in 2003 (**) Exclusief zelfproducenten, volgens [ENE 05] (***) Op basis van gegevens Vreg 2004

114

Tabel 49: Relatief aandeel van het aantal certificaten in het BAU-scenario met hoge elektriciteitsvraag


2004 57005 51399 42549

2005 57974 52273 43272

2006 58960 53162 44008

2007 59962 54066 44756

2008 60981 54985 45517

2009 62018 55919 46291

2010 63072 56870 47078

2011 63892 57609 47690

2012 64723 58358 48310

2013 65564 59117 48938

2014 66417 59886 49574

2015 67280 60664 50218

2016 68155 61453 50871

2017 69041 62252 51532

2018 69938 63061 52202

2019 70847 63881 52881

2020 71768 64711 53569


1.1% 1.2% 1.5% 2.00%

1.6% 1.8% 2.1% 2.50%

2.8% 3.1% 3.7% 3.00%

3.7% 4.1% 4.9% 3.75%

4.8% 5.3% 6.4% 4.50%

5.6% 6.2% 7.5% 5.25%

6.3% 7.0% 8.4% 6.00%

6.4% 7.1% 8.6%

6.5% 7.2% 8.8%

6.7% 7.5% 9.0%

6.9% 7.7% 9.3%

7.7% 8.5% 10.3%

7.8% 8.7% 10.5%

7.9% 8.8% 10.6%

7.9% 8.8% 10.6%

8.0% 8.8% 10.7%

8.0% 8.9% 10.7%

Tabel 50Relatief aandeel van het aantal certificaten in het PRO-scenario met hoge elektriciteitsvraag


2004 57005 51399 42549

2005 57974 52273 43272

2006 58960 53162 44008

2007 59962 54066 44756

2008 60981 54985 45517

2009 62018 55919 46291

2010 63072 56870 47078

2011 63892 57609 47690

2012 64723 58358 48310

2013 65564 59117 48938

2014 66417 59886 49574

2015 67280 60664 50218

2016 68155 61453 50871

2017 69041 62252 51532

2018 69938 63061 52202

2019 70847 63881 52881

2020 71768 64711 53569


1.1% 1.2% 1.5% 2.00%

1.6% 1.8% 2.1% 2.50%

2.8% 3.1% 3.8% 3.00%

3.8% 4.2% 5.1% 3.75%

5.1% 5.6% 6.8% 4.50%

6.1% 6.8% 8.2% 5.25%

7.0% 7.7% 9.3% 6.00%

7.5% 8.3% 10.0%

8.0% 8.8% 10.7%

8.4% 9.4% 11.3%

8.9% 9.9% 11.9%

9.8% 10.9% 13.1%

10.2% 11.3% 13.6%

11.7% 13.0% 15.7%

13.5% 14.9% 18.0%

13.6% 15.1% 18.2%

13.7% 15.2% 18.4%

(*) Bruto productie (inclusief zelfproducenten) + netto invoer, gebaseerd op verhouding bruto/nettoverbruik in 2003 (**) Exclusief zelfproducenten, volgens [ENE 05] (***) Op basis van gegevens Vreg 2004

115

5.7.5

Sensitiviteitsanalyse CO2-prijs en discontovoet

Men kan zich afvragen of een variatie van de CO2-prijs of de CO2-taks de resultaten zou beïnvloeden. De conclusie is dat de invloed van deze parameter een sterke rol speelt, maar dat de invloed van de inkomsten van het marktsysteem van de groenestroomcertificaten doorslaggevend is en daardoor, bij gegeven brandstofprijzen, de ranking van technologieën niet beïnvloedt. Deze conclusie is geldig voor de aangenomen brandstofprijzen en zolang er geen overschakeling gebeurt naar technieken met een groot potentieel die nu als “te duur” of “te weinig efficiënt” worden beschouwd en daardoor niet zijn opgenomen in de studie. Zal biomassabijstook bij kolencentrales niet eerder verdwijnen ? Figuur 38 toont de prijs van de energiecomponent van elektriciteit in functie van de CO2-taks. De volle lijnen representeren nieuwe kolen- en STEG-centrales. Investeringen in lange termijn baseren zich op deze lijnen omdat oudere bestaande installaties misschien afgeschreven zijn. De streepjeslijnen horen bij reeds bestaande kolen- en STEG-centrales. De afweging van de ene ten opzichte van de andere wordt bepaald door de jaarlijkse variabele kosten, namelijk de brandstofkosten. We merken op dat in de range 18-26 €/ton de omschakeling van kolen naar gas rendabel wordt. Het is opvallend dat de kosten van de kolencentrale met 20% bijstook lager zijn. Dit wordt voornamelijk verklaard door de ontvangsten van de groenestroomcertificaten (deze worden van de kosten afgetrokken). Verder kunnen we ons afvragen of een nieuwe STEG-centrale de oude kolen niet zou verdringen. Dit zou gebeuren bij een CO2-taks van 32-40 €/ton (en bij de aangenomen brandstofprijzen), ware het niet dat de kolencentrale met bijstook toch nog voordeliger is.

100 LT STEG 80

€/MWh

KT STEG LT KOLEN

60

KT KOLEN 40

KT KOLEN (20% bijstook en GSC)

20 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

CO2 taks (€/ton)

Figuur 38: Invloed van de CO2-taks op de prijs van de energiecomponent van elektriciteit bij de aangenomen prijzen van 2005 Door het aandeel biomassa dat wordt bijgestookt in een kolencentrale en door de aanname dat dit deel CO2-neutraal is, dalen de emissies zoals getoond in Figuur 39. De emissies zijn echter nog altijd hoger dan die van een STEG-centrale. Op termijn ontwikkelen zich echter 116

misschien nieuwe technologieën van bijstook. Indien hogere percentages mogelijk zijn kan het emissieniveau onder die van een STEG-centrales komen. Deze technologieën worden in deze studie niet beschouwd. 1000 KOLEN KOLEN met 10% bijstook

900

KOLEN met 20% bijstook GAS

Gram/kWh

800 700 600 500 400 300 0.3

0.35

0.4

0.45

0.5

0.55

0.6

rendement (% )

Figuur 39: Invloed van bijstook op de CO2-uitstoot van kolencentrales Een ander element om mee rekening te houden is de invloed van de discontovoet. Figuur 40 toont opnieuw de kosten van de energiecomponent van elektriciteit, deze keer enkel van nieuwe projecten op lange termijn. De technologieën zijn een (zuivere) kolencentrale, een STEG-centrale, wind onshore (met gemiddeld aantal draaiuren) en wind offshore. In tegenstelling tot de “kosten” van de kolencentrale met 20% bijstook in Figuur 38 is de waarde van de groenestroomcertificaten niet in deze figuur opgenomen. Er wordt opnieuw gerekend met de aangenomen prijzen van 2005, dus zowel wat betreft de brandstofkost als de kosten van de technologieën. De conclusies van deze figuur zullen bijvoorbeeld veranderen bij een hogere gasprijs of voor de op termijn dalende kosten van de technologieën. Naast de invloed van CO2 zijn er geen andere externe kosten in de berekening opgenomen. De volle lijnen zijn geldig bij een discontovoet van 5%, de streeplijnen bij een discontovoet van 10%. We merken dat de invloed van deze parameter groter is bij windenergie. Dit is ook geldig bij de meeste andere hernieuwbare energietechnologieën omdat daar vaak de investeringskost hoog is en de werkingskosten lager.

117

100

80

€/MWh

LT WIND OFF SHORE 60

LT WIND ON SHORE LT KOLEN LT STEG

40

20 0 0

20

40

60

80

CO2 taks (€/ton)

Figuur 40: Invloed CO2-taks en discontovoet op de prijs van de energiecomponent van elektriciteit bij de aangenomen prijzen van 2005. De conclusie is dat de discontovoet nog zo hoog mag zijn, de rendabiliteit van de projecten is verzekerd door de inkomsten van het marktsysteem van groenestroomcertificaten. Deze is immers van de grootteorde 110 €/MWh, maar zelfs bij een lagere waarde worden vele hernieuwbare energietechnologieën rendabel. Enkel bij een berekening met het model met een discontovoet van 20% werden technologieën uitgeschakeld die dan niet meer rendabel zijn. Wat betreft de CO2-taks en dus de invloed van het Europees systeem van verhandelbare emissierechten kunnen we stellen dat dit systeem niet voldoende bijkomend voordeel oplevert voor HEB opdat HEB kunnen bestaan zonder ander steunmechanisme. Op termijn zullen deze wel toekomen met minder steun of zullen sommige technologieën zelfs zonder steun rendabel worden door kostenverlagingen.

5.7.6 Conclusies De doelstelling groene stroom (volgens de Europese definitie) wordt bij de aangenomen waarde van een groenestroomcertificaat in 2010 gehaald, zelfs in het BAU-scenario met hoge elektriciteitsvraag. Verder is het duidelijk dat in 2010 er een groot verschil is tussen het vooropgestelde percentage van het Vlaamse groenestroomcertificatensysteem en het percentage volgens de Europese definitie (6% ten opzichte van het bruto elektriciteitsverbruik, dit is bruto productie, inclusief zelfproducenten plus invoer min uitvoer). Tot slot kunnen we stellen dat in 2020 in het BAU-scenario ongeveer 9% van het bruto elektriciteitsverbruik kan opgewekt worden met hernieuwbare bronnen en in het PROscenario 15 %. Tabel 51 vat de conclusies nog eens samen bij de vier scenario’s waarvan twee bij lage en twee bij hoge groei van de elektriciteitsvraag.

118

Tabel 51: Percentages groene elektriciteit in de vier scenario’s Lage elektriciteitsvraag 10% 16%

BAU PRO

Hoge elektriciteitsvraag 8% 14%

5.8 Warmteproductie uit biomassa (excl. warmte uit groene WKK) 5.8.1

BAU-scenario

5.8.1.1 Residentiële sector Wanneer in een BAU-scenario wordt verondersteld dat er geen subsidiemaatregelen van toepassing zijn voor particulieren die investeren in een pelletketel of kachel zoals de situatie momenteel is, dan blijkt uit de economische analyses dat er weinig tot geen overschakeling zal gebeuren naar pelletketels en kachels. Het aantal pelletketels en kachels die zullen gebouwd worden van nu tot 2020 zullen eerder uit ecologische overtuiging gebouwd worden. De groei in het aantal installaties zal beperkt zijn. In het BAU-scenario wordt verwacht dat dit aantal met dezelfde grootteordes in de toekomst zal stijgen en dus met deze aantallen niet zal zorgen voor substantiële aantallen die kunnen bijdragen tot de CO2-reductie in Vlaanderen. Gecumuleerde groei pelletketels/kachels

Aantal installaties

500 391

400

345 299 253

300 200

161 115

100

pelletketels

207

10 23

30

69

50

70

2008

2010

90

110

130

2012

2014

2016

150

170

2018

2020

pelletkachels

0 2004

2006

Jaartal

Figuur 41: Gecumuleerde groei pelletketels/kachels

119

5.8.1.2 Tertiaire sector Er kan geen algemene lijn getrokken worden of de tertiaire sector al of niet in aanmerking komt voor ecologiepremie. De zelfstandige en grote ondernemingen wel, de kleine eenmanszaken of instellingen afhankelijk van de gemeente/provincie/gewest niet. Ecologiepremie wordt in het BAU-scenario niet doorgerekend. Deze laatste groep projecten komt wel in aanmerking voor demonstratiesteun maar dit zijn enkel de eerste projecten maar niet wanneer er meerdere worden van gezet. In de prognoses zal hier dan ook geen rekening mee worden gehouden. Wanneer in een BAU-scenario wordt verondersteld dat er geen subsidiemaatregelen van toepassing zijn voor de tertiaire sector die investeren in een pelletketel zoals de situatie momenteel is, dan blijkt uit de economische analyses dat er weinig tot geen overschakeling zal gebeuren naar pelletketels. Het aantal pelletketels die zullen gebouwd worden van nu tot 2020 zullen eerder uit ecologische overtuiging gebouwd worden. De groei in het aantal installaties zal beperkt zijn. Mogelijk is het gebruik van houtsnippers of niet verontreinigd houtaval voor verwarmingsdoeleinden wel economisch haalbaar met de huidige steunmaatregelen. Dit is echter sterk afhankelijk van de prijs die betaald moet worden voor de biomassa die afhangt van individuele contracten. Tevens moet de aanvoer van biomassa gegarandeerd zijn. De investeringskosten voor dergelijke installaties zijn nog erg hoog ten opzichte van conventionele verwarming op gas en olie. Overlap met WKK is niet aanwezig. Hernieuwbare warmte is in dit scenario economisch onrendabel ten opzichte van conventionele opwekking en wordt niet gekozen. Indien WKK economisch rendabeler ten opzichte van conventionele opwekking zal voor een WKK gekozen worden, dit zit vervat in het WKK-potentieel. 5.8.1.3 Industrie en landbouw De biomassa en pellet-installatie van 1 en 5 MWth zijn economisch nog niet haalbaar met de huidige randvoorwaarden. Ook de omschakeling van een stookolieketel naar oliën en vetten is economische nog niet haalbaar met de huidige randvoorwaarden. Mogelijk is het gebruik van houtsnippers of niet verontreinigd houtaval voor verwarmingsdoeleinden wel economisch haalbaar met de huidige steunmaatregelen. Dit is echter sterk afhankelijk van de prijs die betaald moet worden voor de biomassa die afhangt van individuele contracten. Tevens moet de aanvoer van biomassa gegarandeerd zijn. De investeringskosten voor dergelijke installaties zijn nog erg hoog ten opzichte van conventionele verwarming op gas en olie. Voor het BAU-scenario wordt verondersteld dat er geen groei in installaties biomassa/pelletinstallaties zal zijn tot 2020 en er ook geen omschakeling zal gebeuren van de stookolieketels naar oliën en vetten. Momenteel staat er 1 pelletketel in de industrie en 1 houtverbrandingsinstallatie in de glastuinbouwsector waarvan weet is door een beperkte

120

rondvraag. Een hoeveelheid van 570 TJ (15.000 ton) per jaar aan oliën en vetten wordt reeds gebruikt. 5.8.2

PRO-scenario

5.8.2.1 Residentiële sector In het pro actief scenario wordt verondersteld dat er maatregelen van toepassing zijn voor particulieren die investeren in een pelletketel of –kachel. Er wordt verondersteld dat de maatregel een pelletketel- kachel op het zelfde niveau van jaarlijkse kost brengt als een stookolieketel en –kachel. Voor de berekening van het pro actief scenario wordt gerekend met dezelfde groeiratios zoals in Oostenrijk en Duitsland met als startjaar 2005 zoals deze werd geïnventariseerd door de beperkte bevraging. Wanneer het aantal installaties van het pro actief scenario bekeken wordt ten opzichte van het aantal ketel- en kachelvervangingen en nieuwbouw zou dit overeenkomen met volgende aannames: - ketelswitch: stookolieketels worden vervangen voor 3% van de 90% (=% dat oude stookolieketel door nieuwe stookolieketel zou vervangen) vervangen door pelletketel, 10% door aardgas, de rest blijft stookolie. - Brandstofswitch elektriciteit centraal: een centrale verwarming op elektriciteit wordt in 97% (= aansluitingsgraad aardgasnet in Vlaanderen) van de gevallen vervangen door een aardgasinstallatie, in 3% door pelletketel. - Brandstofswitch elektriciteit decentraal en steenkool decentraal: 20% naar pelletkachel omwille van het voordeel dat er geen aanvoersysteem van brandstof naar kachel moet worden geïnstalleerd. - Nieuwbouw: 97% wordt gekozen voor aardgas, 3% voor pelletketel. Gecumuleerde groei pelletketels/kachels 35000

Aantal installati

30000 25000 pelletketel (groeiratio) Pelletketel (ketelswitch+nieuw) pelletkachel (groeiratio) Pelletkachel (kachelswitch)

20000 15000 10000 5000 0 2004

2008

2012

2016

2020

Jaartal

Figuur 42: Gecumuleerde groei pelletketels/kachels

121

Het verschil in percentage dat omschakelt naar pellets tussen een ketel (slechts 3%) en een kachel (20%) om aan gelijkaardige cijfers te geraken als het buitenlandse scenario te geraken, is groot. Bij een groeiratio zijn echter alle pelletkachels genomen ook de installaties die als bijverwarming worden gebruikt. De cijfers met aantallen van omschakeling zijn enkel aantallen voor hoofdverwarming. In praktijk zal kunnen gezien worden dat er bij stimulering van pelletinstallaties, mensen hun bijverwarming omschakelen naar pellets naast hun hoofdverwarming op een andere conventionele brandstof. Om dit pro actief scenario te bereiken voor de productie van louter hernieuwbare warmte uit biomassa kan gedacht worden aan investeringssteun zoals die gegeven wordt in landen zoals Oostenrijk en Duitsland. Uit de studie Mogelijkheden en potentieel van pellets in Vlaanderen’ blijkt dat de jaarlijkse kosten voor een pelletketel vergelijkbaar zijn met die van een olieketel bij de huidige brandstofprijzen. De investeringssubsidie dient dan ook vooral om de hoge investeringskosten te overbruggen. 5.8.2.2 Tertiaire sector In het pro actief scenario wordt verondersteld dat er subsidiemaatregelen van toepassing zijn voor de tertiaire sector die investeert in een pelletketel. Er wordt verondersteld dat de maatregel de aanschaf van een pelletketel- kachel stimuleert in de vorm van een investeringssteun om de hoge investeringskosten te overbruggen. Hiermee wordt vooral de vervanging van stookolieketels en –kachels beoogd. Voor de berekening van het pro actief scenario wordt gerekend met dezelfde groeiratio’s als in Oostenrijk en Duitsland met als startjaar 2005 zoals deze werd geïnventariseerd door de beperkte bevraging. Wanneer het aantal installaties van het pro actief scenario bekeken wordt ten opzichte van het aantal ketelvervangingen en nieuwbouw zou dit overeenkomen met volgende aannames: - bij nieuwbouw worden pelletketels geïnstalleerd in 7% van de gevallen in plaats van nieuwe stookolieketels - bij ingrijpende renovatie worden stookolieketels voor 7% vervangen door pelletketels

Aantal installaties tertiair

1600 1353 1298

1400

11781196

1200

1068 965

1000 800

592 619

600

427

400 200

1004

812

227 1 1

4

2005

2006

18

279

67

0 2008

2010

2012

2014

2016

Jaartal

Figuur 43: Aantal installaties tertiair 122

2018

2020

Om tot dit pro actief scenario te komen in de tertiaire sector is een investeringssteun aangewezen. De tertiaire sector die kan gebruik maken van de ecologiepremie (35% op een meerkost van 80%) komt met deze investeringssteun bij voldoend grote installaties met voldoende draaiuren gegeven de huidige randvoorwaarden tot rendabele installaties. De tertiaire sector die niet van de ecologiepremie gebruik kan maken is geholpen met een steun van circa 30% om de jaarlijkse kost op niveau van een stookolie-installatie te krijgen. 5.8.2.3 Industrie en landbouw In het pro actief scenario wordt verondersteld dat groene warmte op hetzelfde niveau komt als stookolieverbranding. Om een biomassa/pelletverbrandingsinstallatie op het niveau van een stookolieverbrandingsinstallatie te brengen zal vnl. investeringssteun belangrijk zijn aangezien daar de investering hoog ligt. Om een ombouw van een stookolie-installatie naar een Boorinstallatie om te bouwen is voornamelijk het kostprijsverschil tussen fossiele brandstof en biobrandstof belangrijk. Voor het pro actief scenario is niet in detail gespecificeerd welke vorm de steun voor louter warmte zal aannemen. Voor het pro actief scenario wordt de groei van het aantal groene warmte-installaties gegeven zonder te specifiëren of dit over vaste biomassaverbrandingsinstallaties of ombouw naar PPO gaat aangezien zowel biomassaverbrandingsinstallaties als ombouw naar PPO zich richten op de doelgroep van stookolieketels. Het pro actief scenario wordt berekend in de veronderstelling dat er jaarlijks 5% wordt vervangen van het aantal ketels (gebaseerd op een levensduur van 20 jaar),. Hierbij wordt elk volgend jaar gerekend met het totale aantal ketels verminderd met het aantal vervangen ketels van het voorgaande jaar.

Groene warmte (P

14,00 11,58

12,00

10,45

Groene warmte (industrie)

9,21

10,00 7,87

8,00 6,00 4,00 2,00

4,77 3,00 1,68 1,05 0,59 0,38 0,13

5,60 4,41

5,86

6,50

3,14

2,68 0,61

5,17

1,00

0,71

1,17

1,33

1,47

Groene warmte (glastuinbouw) Groene warmte (intensieve veehouderij)

0,00 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Jaar

Figuur 44: Groene warmte in de industrie, glastuinbouw en in de intensieve veehouderij Aangezien de investeringskost voor ombouw van een stookolieketel naar PPO beperkt is, is het voornamelijk het verschil in brandstofkost die de doorslag geeft. Voor de industrie die onder de verhandelbare emissierechten vallen mag het brandstofprijsverschil oplopen tot 1,47 €/GJ PPO versus stookolie.

123

Voor pellets/vaste biomassa is niet enkel een verschil in brandstofprijs van belang maar speelt ook de hoge investeringskost. Gerekend met voorbeelden van 2 MWth en 5 MWth zou het brandstofprijsvoordeel circa 3,2 €/GJ moeten zijn, dit is echter een ruwe inschatting op sterk veralgemeende cijfergegevens. De steunmechanismen die hierboven worden voorgesteld zijn voor louter hernieuwbare warmteproductie in de verschillen sectoren (residentieel, tertiair, landbouw en industrie). De warmteproductie in een WKK-installatie wordt door middel van een combinatie groenestroomcertificaten en WKK-certificaten ondersteund en besproken bij groene stroom. Belangrijke opmerking bij het gebruik van pellets voor louter warmteproductie op kleine schaal is het verschil in emissies. Bij het gebruik van pellets zijn de emissies gelijkaardig aan een stookolie-installatie. Voor sommige emissies (vb. Sox) scoren de pelletinstallaties zelfs beter. Voor de emissies van fijn stof scoren de pelletinstallaties minder goed, stofemissies zijn echter eigen aan het gebruik van vaste brandstoffen. 5.8.2.4 Totaal Uit de economische analyse blijkt dat er in het BAU-scenario weinig tot geen investeringen gedaan zullen worden in de productie van groene warmte door middel van biomassa. Wanneer er een pro actief beleid gevormd wordt zullen de investeringen toenemen. Uitgaande van het pro actief scenario op basis van ketel switch wordt een productie van groene warmte voorspeld dat overeenkomt met volgend brandstoffenverbruik: Tabel 52: Brandstoffenverbruik in het PRO-scenario tot 2020 (TJ/jaar) Residentieel Tertiair Industrie, glastuinbouw en veehouderij Totaal

2006 200 11

2008 397 136

2010 592 256

2012 783 372

2014 974 487

2016 1165 603

2018 1352 718

2020 1538 812

1769

5057

8052

10783

13276

15554

17638

19547

1980

5590

8900

11938

14738

17322

19709

21898

De totale warmtevraag voor verwarming en proceswarmte staat in Tabel 53 gegeven per sector. Deze is voor de residentiele en de tertiaire sector gebaseerd op de voorspellingen uit [ENE 05] (respectievelijk paragraaf 5.4.2. de eindtabel BAU). Voor de industriële sector, de glastuinbouw en de veehouderij komt het startcijfer uit ‘Eindtoepassingen industriële en tertiaire sectoren’ [EIND 00]. De groei van deze laatste is overgenomen uit de groei van het totale brandstoffen verbruik uit [ENE 05]. Tabel 53: Warmtevraag voor verwarming en proceswarmte tot 2020 (TJ/jaar) Residentieel Tertiair Industrie, glastuinbouw en veehouderij Totaal

124

2006 242800 73449

2008 248252 73315

2010 247636 72825

2012 246100 72349

2014 244563 71873

2016 243027 71396

2018 241490 70920

2020 239953 70444

99702

100512

101322

102132

102942

103752

104562

105372

415951

422079

421783

420580

419377

418175

416972

415769

Uitgaande van deze warmtevraag en het boven genoemde brandstoffenverbruik voor groene warmte betekent dit dat iets meer dan 5% van de warmtevraag gedekt kan worden met groene warmte. Bij de berekening van het aandeel groene warmte maken we abstractie van het verschil tussen brandstoffenverbruik en geproduceerde groene warmte. In Tabel 54 staat het percentage uitgedrukt dat de groene warmte productie vertegenwoordigt in de totale warmtevraag. Tabel 54: Percentage groene warmte t.o.v. de warmtevraag voor verwarming en proceswarmte in het PRO-scenario tot 2020 Residentieel Tertiair Industrie, glastuinbouw en veehouderij Totaal

2006 0.1% 0.0%

2008 0.2% 0.2%

2010 0.2% 0.4%

2012 0.3% 0.5%

2014 0.4% 0.7%

2016 0.5% 0.8%

2018 0.6% 1.0%

2020 0.6% 1.2%

1.8% 0.5%

5.0% 1.3%

7.9% 2.1%

10.6% 2.8%

12.9% 3.5%

15.0% 4.1%

16.9% 4.7%

18.6% 5.3%

5.9 Thermische zonne-energie 5.9.1

BAU-scenario

De gemiddelde groei in Vlaanderen tussen 1998 en 2004 voor deze 3 collectortypen wordt verondersteld aangehouden te worden tot het jaar 2010. Deze bedroeg 26% per jaar [BELSOLAR 05]. Na 2010 zal er elk jaar evenveel bijgeplaatst worden als in het jaar 2010 geplaatst wordt. Dit komt neer op een totaal aantal systemen in 2020 van:  10 150 vlakke-plaatcollector systemen, 

610 vacuümbuiscollectoren



2 000 zwembadcollectoren

5.9.2

PRO-scenario

Voor het PRO-scenario nemen we aan dat we eenzelfde groei als de groei die de zothermische sector in Wallonië tussen 1998 en 2004 gehaald heeft, kunnen aanhouden in Vlaanderen tot in het jaar 2010. Deze bedroeg 75% per jaar over de hele sector [BELSOLAR]. Na 2010 zal er elk jaar evenveel bijgeplaatst worden als in het jaar 2010 geplaatst wordt. Dit komt neer op een totaal aantal systemen in 2020 van:  125 710 vlakke-plaatcollector systemen, 

7 540 vacuümbuiscollectoren



24 790 zwembadcollectoren

125

Figuur 45 geeft een overzicht van de beide scenario’s, opgesplitst naar de verschillende types collectoren. 700

oppervlakte ('000 m²)

600 500 400 300 200 100 0 2004

2005

2010

2015

2020

jaar vlakke-plaatcollectoren BAU vacuümbuiscollectoren PRO

vlakke-plaatcollectoren PRO zwembacollectoren BAU

vacuümbuiscollectoren BAU zwembacollectoren PRO

Figuur 45: Overzicht BAU- en PRO-scenario voor zon-thermische systemen. Tabel 55 toont de jaarlijkse energieopbrengst van alle zon-thermische systemen in zowel het BAU- als het PRO-scenario. Tabel 55: Jaarlijkse energieopbrengst zon-thermische systemen (TJ/jaar) 2004

2005

2010

2015

2020

BAU

9

12

38

79

123

PRO

9

16

275

894

1544

5.10 Biobrandstoffen 5.10.1 Prijsvergelijking zonder accijnsverlaging In deze vergelijking wordt ervan uitgegaan dat geen accijnsverlaging verleend wordt aan biobrandstoffen, m.a.w. dat dezelfde accijnzen geldig zijn als voor fossiele diesel en benzine (gerekend per GJ). Er wordt daarom een vergelijking gemaakt van de basiskost van de brandstof om ze aan de pomp aan te bieden (dus inclusief distributiekost en marge, exclusief BTW en accijns). Volgende figuur toont de vergelijking tussen de kostprijs voor fossiele diesel, en zijn alternatieven biodiesel, PPO en FT diesel. Tot en met 2015 kan gesteld worden dat de

126

alternatieven duurder uitvallen dan fossiele diesel, dus er is geen economisch incentief om deze brandstoffen te introduceren als er geen accijnsverlaging is voor deze brandstoffen. Het is wel zo dat in 2015 de kostprijs voor biodiesel uit gerecupereerde olie en de kostprijs voor PPO al dicht in de buurt komen van fossiele diesel.  Door de FAME kwaliteitsstandaard is de toepassing van biodiesel uit gebruikte frituurolie en dierlijke vetten echter beperkt tot een bepaald percentage (cijfers variëren tussen 10 en 30%) bijmenging bij biodiesel uit koolzaad (RME). De kostprijs van dit mengsel ligt nog een stuk hoger dan fossiele diesel.  Voor PPO moet nog rekening gehouden worden met de kostprijs van ombouw van het dieselvoertuig. Afhankelijk van de toepassing geeft de afschrijving van dit ombouwsysteem een typische meerkost tussen 0,05 en 0,50 Euro/liter brandstof. Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel (reële prijs 2005, include distributie & marge, excl BTW en accijns) 30 2005

Euro_2005/GJ

25

2010 2015

20

15

10

5

0 biodiesel

Biodiesel

FT-fuel

PPO

diesel

koolzaad

Recup. olie

hout

koolzaad

aardolie

Figuur 46: Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel Volgende figuur toont de vergelijking tussen de kostprijs voor fossiele benzine, en zijn alternatief ethanol, gemaakt uit diverse bronnen. Voor ethanol is het helemaal duidelijk dat de brandstof economisch niet kan concurreren met fossiele benzine indien er geen accijnsverlaging voor geldt.

127

Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele benzine (reële prijs 2005, incl. distributie & marge, excl. BTW en accijns) 30 2005 2010

25

Euro_2005/GJ

2015 20

15

10

5

0 ethanol

ethanol

ethanol

benzine

graan

suikerbiet

hout

aardolie

Figuur 47: Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele benzine 5.10.2 BAU-scenario Gezien tijdens de uitvoering van de studie een nieuw ontwerp Programmawet ter goedkeuring werd voorgesteld door de Federale Ministerraad, is besloten een BAU-scenario door te rekenen dat rekening houdt met deze programmawet. Deze omvat een defiscalisatie van biobrandstoffen, met volgende beperkingen: • Biodiesel: 2005: 2,45vol% biodiesel bijmenging bij diesel vrijgesteld van accijnzen, 2006: 3,37vol% 2007: 4,29vol% 2008: 5,00vol% • Ethanol: Vanaf 2e helft 2006: 7vol% ethanol bijmenging bij benzine vrijgesteld van accijnzen (mogelijk via ETBE).. • PPO: vanaf 2005 volledig vrijgesteld van accijnzen, voorlopig geen beperkingen opgelegd. In dit BAU-scenario wordt verondersteld dat de maatregelen van 2008 aangehouden blijven tot 2020 (bijmenging tot 5% biodiesel en tot 7% ethanol), en dat de huidige brandstofspecificaties ook gehanteerd blijven tot 2020. 5.10.2.1 Randvoorwaarden voor gebruik in voertuigen Wat betreft biodiesel en ethanol wordt in eerste instantie enkel rekening gehouden met de optie van een algemene bijmenging, die in alle voertuigen kan toegepast worden. - Voorlopig is maar 5vol% bijmenging van biodiesel bij fossiele diesel toegelaten (EN590). 128

- Voorlopig is maar 5vol% bijmenging van ethanol bij benzine toegelaten (EN228). Bijmenging van ETBE (bestaat voor 47% uit ethanol) is toegelaten tot 15vol%, wat overeenkomt met 7vol% ethanol. Voor PPO wordt enkel rekening gehouden met de optie van 100% toepassing, waarvoor de dieselmotor moet aangepast worden. Typische conversiekost is 2000 à 2500 Euro voor personenwagens, 4000 à 5000 Euro voor vrachtwagens en tractoren. Zeker niet alle modellen kunnen aangepast worden voor gebruik van PPO. Ook is een belangrijke barrière dat de constructeurs deze toepassing in het algemeen niet ondersteunen (in de vorm van garantie). • Auto’s: In eerste fase zullen vooral oudere voertuigen worden omgebouwd, dus het ombouwsysteem wordt afgeschreven op een gemiddelde periode van 6 jaar. Voor een ombouwkost van 2000 Euro komt dit neer op 390 Euro/jaar Met een autogebruik van 20.000 km/jaar, en een gemiddeld verbruik van 6 liter/100km verbruikt een wagen per jaar 1200 liter/jaar De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0,33 Euro/liter brandstof (11Euro/GJ). • Vrachtwagens: het ombouwsysteem wordt afgeschreven op een periode van 10 jaar. Voor een ombouwkost van 5000 Euro komt dit neer op 650 Euro/jaar Met een vrachtwagengebruik van 50.000 km/jaar, en een gemiddeld verbruik van 25 liter/100km verbruikt een vrachtwagen per jaar 12500 liter/jaar De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0.05 Euro/liter brandstof (1,5 Euro/GJ). • Tractoren: het ombouwsysteem wordt afgeschreven op een periode van 10 jaar. Voor een ombouwkost van 4000 Euro komt dit neer op 520 Euro/jaar Met een tractorgebruik van 500 h/jaar, en een gemiddeld verbruik van 8 liter/h. verbruikt een tractor per jaar 4000 liter/jaar De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0,13 Euro/liter brandstof (4 Euro/GJ). Bij gebruik van brandstof voor tractoren (voor landbouwtoepassingen) is geen accijns verschuldigd, dus PPO kan hierbij niet gepromoot worden door accijnsverlaging. Enkel de toepassing in vrachtwagens lijkt dus interessant op dit moment. Dient evenwel rekening gehouden worden dat deze sector zeer gevoelig is voor de beschikbaarheid van tankstations, zeker indien het gaat om internationaal transport. Vermoedelijk zijn vooral toepassingen waarbij in een beperkte zone rondgereden wordt, met centraal depot (apart tankstation voor PPO in depot) het interessantste. Ombouw naar PPO wordt op dit moment vooral in Duitsland uitgevoerd (ook voor Belgische voertuigen). Capaciteit in België moet gecreëerd worden, ook dit zal maar stap voor stap gebeuren. 5.10.2.2 Scenarioberekeningen Dieselbrandstoffen Volgende figuur geeft de vergelijking van de marktprijs van alternatieve dieselbrandstoffen t.o.v. fossiele diesel, waarbij de alternatieve brandstoffen een volledige accijnsvrijstelling genieten. Uit de figuur blijkt dat biodiesel in alle gevallen goedkoper is dan fossiele diesel, PPO vooral in het geval van een intensief gebruik (vooral bij heavy duty), en FT diesel zou met volledige accijnsverlaging pas vanaf 2015 competitief worden met fossiele diesel. 129

Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel , met accijnsvrijstelling voor alternatieven (reële prijs 2005, incl. distributie, marge & accijns, excl. BTW) 30 2005 2010

25

Euro_2005/GJ

2015 20 15 10 5 0 biodiesel

Biodiesel

FT-fuel

PPO (LD)

PPO (HD)

diesel

koolzaad

Recup. olie

hout

koolzaad

koolzaad

aardolie

Figuur 48:Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel, met accijnsvrijstelling voor alternatieven Maximale toepassing van biodiesel in België is beperkt tot 2,45vol% in 2005, en in de praktijk zal de wetgeving hieromtrent pas ongeveer de laatste 3 maanden van het jaar van toepassing zijn. In Vlaanderen komt dit dan neer op 27.500 m³ (24.000 ton) in 2005. Gezien het ontbreken van productiecapaciteit zal deze volledig ingevoerd worden. In dit scenario gaan we ervan uit dat dit quotum ook gehaald wordt. In 2006 zal de wetgeving een volledig jaar van kracht zijn, met een beperking van 3,37vol% biodiesel in diesel. In Vlaanderen komt dit neer op 155.000 m³ (136.000 ton) in 2006. Tegen eind 2006 zal productiecapaciteit in Vlaanderen beschikbaar zijn. Het verbruik in 2006 zal dus nog grotendeels ingevoerd dienen te worden. Mogelijke invoer vanuit de buurlanden (b.v. Nederland, waar de wetgeving nog niet klaar is). Vermoedelijk zal toch niet het volledige quota gehaald worden (gezien de vraag vanuit heel de EU). In 2007 is er een beperking van 4,29vol%. In Vlaanderen komt dit neer op 200.000 m³ (176.000 ton) in 2007. Er wordt geschat dat ongeveer 50.000 ton in Vlaanderen wordt geproduceerd, waarvan een deel op gebruikte oliën en vetten (ingeschat op 10.000 ton). Vanaf 2008 is er een beperking van 5,0vol%. In Vlaanderen komt dit neer op 240.000 m³ (210.000 ton) in 2008. Er wordt geschat dat ongeveer 80.000 ton in Vlaanderen wordt geproduceerd (deel gebruikte oliën en vetten ingeschat op 20.000 ton). Vanaf 2012 stabilisatie van 150.000 ton biodieselproductie in Vlaanderen (deel gebruikte oliën en vetten ingeschat op 40.000 ton). De koolzaad voor biodieselproductie zal voor het grootste deel worden ingevoerd. De overige biodiesel (RME) wordt ingevoerd uit de buurlanden. Het gebruik van biodiesel in Vlaanderen is gelimiteerd door de bovengrens van 5%vol bijmenging (ook door systeem van tenders), wat neerkomt op 4,5% op energiebasis. Dit komt overeen met 225.000 ton in 2012, stijgende tot 245.000 ton in 2020 door het stijgend dieselverbruik. 130

In BAU-scenario wordt verondersteld dat de ombouw van dieselmotoren voor PPO niet financieel ondersteund wordt. PPO zal tot 2010 enkel interessant zijn voor gebruik in HD toepassingen. Er wordt verondersteld dat de ombouwcapaciteit in Vlaanderen stilaan zal stijgen, en dat tegen 2010 er een 400 vrachtwagens en bussen en enkele personenwagens (van enthousiastelingen) in Vlaanderen op PPO zullen rondrijden (wat overeenkomt met een verbruik van 5.000 ton/jaar). Tegen 2015 zal het stilaan ook voor personenwagens interessanter worden. Veronderstelling is dat tegen 2020 een 1000-tal voertuigen in Vlaanderen op PPO zullen rondrijden (komt overeen met een verbruik van 10.000 ton/jaar PPO in Vlaanderen). Vanaf 2015 wordt de productie van FT brandstoffen uit houtachtig biomassa competitief met fossiele diesel (als volledig vrijgesteld van accijns). FT brandstoffen zijn echter nog steeds duurder dan biodiesel, dus de productie wordt afgeremd door het systeem van tenders (met bovengrens van 5vol% biodiesel). Uiteindelijk zou op die manier in 2010 4,4% van het dieselverbruik vervangen worden door alternatieven, oplopend tot 4,7% in 2020. BAU-scenario: Vervanging dieselverbruik door alternatieven in Vlaanderen 10,0%

%, gerekend op energiebasis

FT-diesel PPO 7,5%

biodiesel (olie/vet) biodiesel (koolzaad)

5,0%

2,5%

0,0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 49: BAU-scenario: vervanging dieselverbruik door alternatieven in Vlaanderen

131

Brandstoffen ter vervanging van benzine Volgende figuur geeft de vergelijking van de marktprijs van bio-ethanol t.o.v. fossiele benzine, waarbij de bio-ethanol een volledige accijnsvrijstelling genieten. Uit de figuur blijkt dat bio-ethanol uit graan nu al iets goedkoper is dan benzine, en dat dit verschil op termijn nog zal stijgen. Voor ethanol uit suikerbiet ligt de prijs wel iets hoger dan uit graan. Ethanol uit biomassa (hout) zou met volledige accijnsverlaging pas vanaf 2015 competitief worden met fossiele benzine. Kostprijs ethanol t.o.v. fossiele benzine, met accijnsvrijstelling voor ethanol (reële prijs 2005, incl. distributie, marge & accijns, excl. BTW) 40 2005 35

2010

Euro_2005/GJ

30

2015

25 20 15 10 5 0 ethanol

ethanol

ethanol

benzine

graan

suikerbiet

hout

aardolie

Figuur 50: Kostprijs ethanol t.o.v. fossiele benzine, met accijnsvrijstelling voor ethanol Maximale toepassing van bio-ethanol in België is beperkt tot 7vol% vanaf najaar 2006. In Vlaanderen komt dit dan neer op 21.500 m³ (17.000 ton) in 2006. Gezien het ontbreken van productiecapaciteit zal deze volledig ingevoerd worden. In 2007 komt de beperking van 7vol% ethanol in Vlaanderen neer op 76.000 m³ (60.000 ton). De voorziene capaciteit van Alco Biofuel in Gent is 80.000 ton/jaar (installatie in werking tegen april 2007), met mogelijkheid van uitbreiding telkens met 80.000 ton. Productieoverschotten van Alco Biofuel kunnen uitgevoerd worden naar de Europese buurlanden. Enkel de hoeveelheid voor de Vlaamse markt wordt hier in rekening gebracht. Vanaf 2015 wordt ook ethanol uit biomassa competitief t.o.v. fossiele benzine (met volledige accijnsvrijstelling), maar ethanol uit graan zal nog steeds goedkoper zijn. Het systeem van tenders en plafond van 7%vol remt de ontwikkeling van ethanol uit biomassa af. Uiteindelijk zou op die manier in 2010 4,4% van het benzineverbruik vervangen worden door ethanol. Door de verwachte daling van het benzineverbruik kan de nodige hoeveelheid zeker in Vlaanderen geproduceerd worden.

132

BAU-Scenario: vervanging benzineverbruik door ethanol in Vlaanderen 10,0% ethanol uit hout

% van energieverbruik

ethanol uit graan 7,5%

5,0%

2,5%

0,0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 51:BAU-scenario: vervanging benzineverbruik door ethanol in Vlaanderen Algemeen Volgende figuur toont de som van beide vorige figuren, waarbij de totale substitutie in BAU wordt aangegeven. BAU-Scenario: vervanging verbruik fossiele brandstoffen door alternatieve brandstoffen in Vlaanderen 10%

ethanol uit hout FT-diesel % van energieverbruik

8%

ethanol uit graan PPO 5%

RFOME RME

3%

0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 52: BAU-scenario: vervanging verbruik fossiele brandstoffen door alternatieve brandstoffen in Vlaanderen

133

De vervanging door traditionele biobrandstoffen komt op een totaal van iets meer dan 4.5%, dat rond 2012 stabiliseert. Het streefcijfer van 5.75% dat door de Europese Commissie gehanteerd wordt, wordt dus niet gehaald. De introductie van 2e generatie biobrandstoffen zoals FT-diesel of ethanol uit houtgewassen zal in dit scenario pas na 2020 komen. De belangrijkste fractie is weggelegd voor biodiesel (met een grote rol voor import uit andere lidstaten); de invulling van ethanol is beperkter door de dalende trend in benzinevoertuigen, en kan volledig opgevangen worden met binnenlandse productie. De PPO toepassing blijft eerder op een beperkte schaal.

5.10.3 PRO-scenario In het PRO-scenario wordt verondersteld dat alternatieve brandstoffen volledig vrijgesteld zijn van accijnzen (in ieder geval van accijnsverlaging genieten zodat ze goedkoper worden dan fossiele brandstoffen). Wel worden beperkingen opgelegd voor de hoeveelheid biobrandstof die op die manier op de markt komt. Deze beperkingen zijn voor de beginperiode gebaseerd op de ter goedkeuring voorgelegde ontwerp Programmawet van de Federale Regering inzake de defiscalisatie van biobrandstoffen in transport (zie BAUscenario). Veronderstelling bijkomende maatregelen: • Binnen de EU zal in 2020 gestreefd worden naar een fractie van 15% biobrandstoffen, met een tussendoel van 8% in 2015. • De federale overheid zal ook nu de maximale hoeveelheid beperken via tenders, afhankelijk van opgelegde streefcijfer van de EC. Volgende evolutie wordt verondersteld: o 2010: 5vol% biodiesel (incl. FT); 7vol% ethanol o 2012: 6vol% biodiesel (incl. FT); 7vol% ethanol o 2014: 8vol% biodiesel (incl. FT); 8vol% ethanol o 2016: 10vol% biodiesel (incl. FT); 10vol% ethanol o 2018: 12vol% biodiesel (incl. FT); 12vol% ethanol o 2020: 15vol% biodiesel (incl. FT); 15vol% ethanol • Toegelaten bijmenging van biodiesel (FAME) bij diesel en ethanol bij benzine wordt verhoogd naar 10% in 2012 (aanpassing fuel quality directive). Max bijmenging van 15% ETBE bij benzine blijft geldig. Bijmenging van FT diesel bij fossiele diesel is onbeperkt. • Ondersteuning van biodiesel-compatibele voertuigen via taxverlaging. • 100% biodiesel wordt toegelaten aan de pomp, voor erkende biodiesel-compatibele voertuigen. • Ondersteuning van FFV voertuigen voor ethanol-benzine via taxverlaging of subsidies. • E85 (85% ethanol, 15% benzine) wordt toegelaten aan de pomp, voor erkende ethanolcompatibele FFV’s. • Conversiekost voor dieselvoertuigen naar PPO wordt voor 30% gesubsidieerd. • Ontwikkeling van productie biobrandstoffen uit cellulose (FT diesel, ethanol) wordt ondersteund in Vlaanderen, zodat commerciële productie-eenheden kunnen opgestart worden na 2015.

134

5.10.3.1 Randvoorwaarden voor gebruik in voertuigen Wat betreft biodiesel en ethanol wordt in eerste instantie enkel rekening gehouden met de optie van een algemene bijmenging, die in alle voertuigen kan toegepast worden. - Voorlopig is maar 5vol% bijmenging van biodiesel bij fossiele diesel toegelaten (EN590). Verondersteld wordt dat dit in 2012 verhoogd wordt naar 10vol% bijmenging. - Voorlopig is maar 5vol% bijmenging van ethanol bij benzine toegelaten (EN228). Verondersteld wordt dat dit in 2012 verhoogd wordt naar 10vol% bijmenging. Bijmenging van ETBE (bestaat voor 47% uit ethanol) is toegelaten tot 15vol%, wat overeenkomt met 7vol% ethanol. Voor PPO wordt enkel rekening gehouden met de optie van 100% toepassing, waarvoor de dieselmotor moet aangepast worden. Typische conversiekost is 2000 à 2500 Euro voor personenwagens, 4000 à 5000 Euro voor vrachtwagens en tractoren. Zeker niet alle modellen kunnen aangepast worden voor gebruik van PPO. Ook is een belangrijke barrière dat de constructeurs deze toepassing in het algemeen niet ondersteunen (in de vorm van garantie). In het PRO-scenario wordt verondersteld dat de conversiekost voor 30% terugbetaald wordt door de overheid. • Auto’s: De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0.23 Euro/liter brandstof (8 Euro/GJ). • Vrachtwagens: De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0.035 Euro/liter brandstof (1 Euro/GJ). • Tractoren: De afschrijving van het ombouwsysteem geeft dus een typische extra kost van 0.09 Euro/liter brandstof (3 Euro/GJ). Bij gebruik van brandstof voor tractoren (voor landbouwtoepassingen) is geen accijns verschuldigd, dus PPO kan hierbij niet gepromoot worden door accijnsverlaging. Ombouw naar PPO wordt op dit moment vooral in Duitsland uitgevoerd (ook voor Belgische voertuigen). Capaciteit in België moet gecreëerd worden, ook dit zal maar stap voor stap gebeuren. 5.10.3.2 Scenarioberekeningen Dieselbrandstoffen Volgende figuur geeft de vergelijking van de marktprijs van alternatieve dieselbrandstoffen t.o.v. fossiele diesel, waarbij de alternatieve brandstoffen een volledige accijnsvrijstelling genieten, en een subsidie gegeven wordt voor PPO ombouw. Uit de figuur blijkt dat biodiesel en PPO in alle gevallen goedkoper zijn dan fossiele diesel, en FT diesel zou met volledige accijnsverlaging pas vanaf 2015 competitief worden met fossiele diesel.

135

Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel , met accijnsvrijstelling voor alternatieven en subsidie voor PPO ombouw (reële prijs 2005, incl. distributie, marge & accijns, excl. BTW) 30 2005 2010

25

Euro_2005/GJ

2015 20 15 10 5 0 biodiesel

Biodiesel

FT-fuel

PPO (LD)

PPO (HD)

diesel

koolzaad

Recup. olie

hout

koolzaad

koolzaad

aardolie

Figuur 53: Kostprijs alternatieve brandstoffen t.o.v. fossiele diesel Tot 2010 zal de evolutie van biodiesel gelijkaardig lopen als in het BAU-scenario (zelfde aannames in deze periode). Vanaf 2012 stabilisatie van 150.000 ton biodieselproductie in Vlaanderen (deel gebruikte oliën en vetten ingeschat op 40.000 ton), die niet verder zal stijgen. De koolzaad voor biodieselproductie zal voor het grootste deel worden ingevoerd. Vermoedelijk zal het gebruik van biodiesel in Vlaanderen niet uitstijgen boven 300.000 ton per jaar (= 150.000 ton productie in Vlaanderen, voor een groot deel op basis van ingevoerde koolzaad, + maximaal 150.000 ton invoer biodiesel uit buitenland). PPO is in geval van subsidiëring van de ombouw reeds vanaf 2005 interessant zijn voor gebruik in HD en in mindere mate voor LD toepassingen. Er wordt verondersteld dat de ombouwcapaciteit in Vlaanderen stilaan zal stijgen, en dat tegen 2010 er een 800 voertuigen op PPO zullen rondrijden (wat overeenkomt met een verbruik van 10.000 ton/jaar). Veronderstelling is dat tegen 2020 er een verbruik is van 20.000 ton/jaar PPO in Vlaanderen, wat zeker als bovengrens kan genomen worden voor kleinschalige productie in Vlaanderen. Dit zou dan neerkomen op een getal tussen 2.000 en 10.000 voertuigen (afhankelijk van fractie HD/LD) die in Vlaanderen op PPO zullen rondrijden. Vanaf 2015 wordt de productie van FT brandstoffen uit houtachtig biomassa competitief (als volledig vrijgesteld van accijns). De kostprijs zal in eerste instantie nog hoger liggen dan voor biodiesel, maar max. productie- en invoercapaciteit voor biodiesel in Vlaanderen is al enkele jaren bereikt. Productiecapaciteit voor FT brandstoffen zal stilaan uitgebouwd worden vanaf 2015, aanname tot 200.000 ton/jaar in 2020.

136

Uiteindelijk zou op die manier in 2010 4.7% van het dieselverbruik vervangen worden door alternatieven, 6% in 2015 (wat ongeveer het plafond is voor biodiesel en PPO) en tot 10% in 2020. Gezien de mogelijkheid tot bijmenging verruimd is, zal voornamelijk bij fossiele diesel bijgemengd worden. PRO-scenario: Vervanging dieselverbruik door alternatieven in Vlaanderen 12,5% FT-diesel

%, gerekend op energiebasis

10,0%

PPO biodiesel (olie/vet)

7,5%

biodiesel (koolzaad)

5,0%

2,5%

0,0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 54:PRO-scenario: vervanging dieselverbruik door alternatieven in Vlaanderen Brandstoffen ter vervanging van benzine De vergelijking tussen de kostprijzen van ethanol (met volledige accijnsvrijstelling) t.o.v. benzine (met accijnzen) is reeds aangegeven in het BAU2-scenario. Tot 2010 zal de evolutie van bio-ethanol gelijkaardig lopen als in het BAU-scenario (zelfde aannames in deze periode). Op die manier zou in 2010 4.4% van het benzineverbruik vervangen worden door ethanol. Door de verwachte daling van het benzineverbruik kan de nodige hoeveelheid zeker in Vlaanderen geproduceerd worden. De begrenzing voor afzet van ethanol zal in dit scenario na 2012 stilaan verhoogd worden, en dit kan zeker ingevuld worden door ethanol geproduceerd in Vlaanderen. Ethanol uit cellulose blijft vooralsnog tot 2020 duurder dan ethanol uit graan, dus er zal eerder een uitbreiding van productie ethanol uit graan gebeuren dan nieuwe productie van ethanol uit cellulose. Om een hoger aandeel te bereiken zal de toegelaten bijmenging van ethanol verhoogd moeten worden, of dienen FFV voertuigen (die tot 85% ethanol kunnen gebruiken)

137

geïntroduceerd te worden, waarbij E85 ook aan de pomp beschikbaar wordt. In dit pro actief scenario wordt verondersteld dat deze evolutie ondersteund wordt. Gezien de mogelijkheid tot bijmenging verruimd is, zal voornamelijk bij fossiele benzine bijgemengd worden (tot 6% op energiebasis). De introductie van FFV’s en beschikbaarheid van E85 pompstations dient in ieder geval ondersteund te worden, om ze vanaf 2015 op vrij grote schaal te zien doorbreken.

PRO-Scenario: vervanging benzineverbruik door ethanol in Vlaanderen 12,5% ethanol uit hout ethanol uit graan


10,0%

7,5%

5,0%

2,5%

0,0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 55:PRO-scenario: vervanging benzineverbruik door ethanol in Vlaanderen In dit scenario wordt een serieuze daling van het benzineverbruik ingerekend. Rekening houdend met de cijfers van de Belgische Petroleum Federatie lijkt de daling vrij hoog ingeschat. In de ‘Potentieelstudie Biobrandstoffen in Vlaanderen’ die in de 2e helft van 2005 wordt uitgevoerd, zal deze trend nader bekeken worden.

Algemeen Volgende figuur toont de som van beide vorige figuren, waarbij de totale substitutie wordt aangegeven.

138

PRO-Scenario: vervanging verbruik fossiele brandstoffen door alternatieve brandstoffen in Vlaanderen 12,5%

ethanol uit hout FT-diesel


10,0%

ethanol uit graan 7,5%

PPO RFOME

5,0%

RME 2,5%

0,0% 2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Figuur 56: PRO-scenario: vervanging verbruik fossiele brandstoffen door alternatieve brandstoffen in Vlaanderen De vervanging door traditionele biobrandstoffen komt op een totaal van iets meer dan 6%, dat rond 2014 stabiliseert. In de eerste periode is de belangrijkste fractie weggelegd voor biodiesel (met een grote rol voor import uit andere lidstaten); de invulling van ethanol is beperkter door de dalende trend in benzinevoertuigen, en kan volledig opgevangen worden met binnenlandse productie. De PPO toepassing blijft eerder op een beperkte schaal. Een verdere verhoging van biobrandstoffen na 2015 dient te gebeuren door de introductie van 2e generatie biobrandstoffen zoals FT-diesel.

139

5.11 Randvoorwaarden voor invoer en concurrentie tussen stromen Voor de productie van groene stroom, groene warmte en biobrandstoffen wordt afgetoetst hoeveel biomassa er nodig is om de reeds vermelde hoeveelheden groene stroom, warmte en biobrandstoffen te produceren. In deze studie is geen aandacht gegaan naar concurrentie tussen deze energieproductietechnieken of concurrentie tussen energieopwekking en andere toepassingen (voedsel e.a.). Specifiek voor het PRO-scenario in het jaar 2020 wordt wel een vergelijking gemaakt hoeveel biomassa er nodig is en hoeveel er in Vlaanderen maximaal voorhanden is. De minimale invoer van biomassastromen is dan de benodigde hoeveelheid biomassa min de maximaal voorhanden biomassa. De opsplitsing in verhandelbare biomassastromen, biomassareststromen en biobrandstoffen blijft behouden. Verhandelbare biomassa bestaat uit bioteelten, cellulose, pellets, houtafval en gebruikte frituuroliën en vetten. Voor bioteelten gaat [HWV 04] voor de potentieelbepaling voor 2010 uit van de aanname dat de volledige braakliggende grond (in 2002 8279 ha) kan benut worden voor bioteelten (zoals koolzaad). In dit hoofdstuk gebruiken we echter het maximaal potentieel dat voor energietoepassingen kan gebruikt worden. Gezien de specifieke situatie van de landbouw in Vlaanderen (lage beschikbare oppervlakte per capita, meer nadruk op veeteelt) zal het maximum potentieel voor energiegewassen tussen 5 en 10% liggen van de landbouwoppervlakte, dus de beschikbare landbouwoppervlakte voor energiegewassen is in de praktijk beperkt tot 20.000 à 50.000 ha. Daarnaast is er mogelijkheid om het reeds geproduceerde graan te gaan benutten voor energietoepassingen. De biomassareststromen zijn reststromen van andere processen (industriële processen, afval van huishoudens, …) en bevatten dikwijls zekere onzuiverheden en verontreinigingen, de kwaliteit is ook minder homogeen. De biomassastromen die hieronder vallen zijn: • organisch-biologische bedrijfsafval • varkensmest • pluimveemest • groenafval • GFT-afval • dierlijk afval • slib • org-biol HHA • stortgas Biobrandstoffen kunnen in Vlaanderen geproduceerd worden met biomassa uit Vlaanderen of met biomassa die wordt ingevoerd. Ook kunnen biobrandstoffen rechtstreeks geïmporteerd worden als zijnde koolzaadolie, biodiesel en ethanol.

5.11.1 Biomassa voor elektriciteitsproductie (inclusief groene warmtekrachtkoppeling) Tabel 56 en Tabel 57 geven een overzicht van de energie-input aan biomassa in de twee scenario’s. De eerste twee rijen vormen samen alle bijstook in elektriciteitscentrales. ‘Verhandelbare biomassa andere’ bevat lignocellulose, hout, pellets en gebruikte frituuroliën

140

en vetten. De biomassareststromen overstijgen het totaal uit Tabel 38 omdat we er van uit gaan dat door een verbeterde inventarisatie nog bijkomende reststromen voorhanden zijn. Het organisch deel van huishoudelijk afval behoort eigenlijk ook tot de biomassareststromen. Tabel 56: Biomassa voor elektriciteitsproductie in het BAU-scenario (TJ/jaar) Hout- vergasser Ruien (energie biogas) Verhandelbare biomassa bijstook kolencentrales Verhandelbare biomassa andere Biomassareststromen Huishoudelijk afval (organisch) Totaal

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

1015

1015

1015

1015

1015

1015

1015

1015

8315

10285

11310

10530

10977

11645

12154

12729

1169 1309

5175 2083

8088 2499

9971 3341

12721 4138

13411 5613

14766 5689

14945 5645

4030 15838

4561 23119

4561 27474

4561 29418

4561 33413

4561 36246

4561 38185

4561 38895

Tabel 57: Biomassa voor elektriciteitsproductie in het PRO-scenario (TJ/jaar) Hout- vergasser Ruien (energie biogas) Verhandelbare biomassa bijstook kolencentrales Verhandelbare biomassa andere Biomassareststromen Huishoudelijk afval (organisch) Totaal

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

1015

1015

1015

1015

1015

1015

1015

1015

8253

10286

11096

10746

11223

11433

11890

12327

1169

6174

10442

14170

17076

19901

22123

22514

1309

2083

3271

4617

5681

5754

5689

5645

4030

4561

4561

4561

4561

4561

4561

4561

15775

24120

30386

35109

39556

42663

45277

46062

5.11.2 Biomassa voor groene warmte (exclusief groene warmtekrachtkoppeling) De groei van het aantal warmte-installaties wordt in deze studie gegeven zonder te specifiëren of dit over vaste biomassaverbrandingsinstallaties of ombouw naar PPO gaat. De brandstofinput is in het BAU-scenario te verwaarlozen wegens gebrek aan omschakeling naar deze installaties. Voor het PRO-scenario is de brandstofinput gegeven in Tabel 58. Tabel 58: Brandstoffenverbruik in het PRO-scenario voor groene warmte Residentieel Tertiair Industrie, glastuinbouw en veehouderij PRO (switch)

2006 200 11 1769

2008 397 136 5057

2010 592 256 8052

2012 783 372 10783

2014 974 487 13276

2016 1165 603 15554

2018 1352 718 17638

2020 1538 812 19547

1980

5590

8900

11938

14738

17322

19709

21898

141

5.11.3 Biomassa voor biobrandstoffen Biodiesel Steeds meer plannen voor bijkomende productiecapaciteiten in Vlaanderen worden openbaar gemaakt. Zo zijn er inmiddels in Vlaanderen wat betreft biodiesel uit koolzaad al concrete plannen voor een capaciteit van meer dan 200.000 ton/jaar (cfr BIORO, OLEON). Ook biodieselproductie op basis van gebruikte frituurolie en/of dierlijke vetten wordt in overweging genomen (totaal wel beperkt tot een kleine 50.000 ton/jaar, met grondstof enkel uit Vlaanderen). Er is aangenomen dat in Vlaanderen tot 300.000 ton/jaar biodiesel geconsumeerd zal worden in de transportsector. Dit zou de nodige invoer van biodiesel uit het buitenland verminderen tot een 50.000 ton/jaar

PPO De productie van PPO uit koolzaad treedt in concurrentie met andere toepassingen. Voor de productie van 20.000 ton PPO per jaar is 66.000 ton koolzaad nodig per jaar. Wat zeker dient opgemerkt te worden is dat voor deze binnenlandse productie van biodiesel en PPO, er zeker onvoldoende grondstof in het binnenland kan geproduceerd worden. Het maximum areaal voor energiegewassen in Vlaanderen wordt geschat op 50.000 ha, wat een opbrengst van 200.000 ton koolzaad zou kunnen geven. Dit komt neer op 70.000 ton biobrandstof per jaar, verdeeld over biodiesel en puur plantaardige olie (PPO), en kan dus maximaal instaan voor ongeveer 1/3 van de veronderstelde productiecapaciteit (200.000 ton/jaar) van biodiesel in Vlaanderen. Voor een binnenlandse productie van 200.000 ton biodiesel (uit koolzaad) per jaar, is dus vermoedelijk een jaarlijkse import nodig van 400 à 500.000 ton koolzaad uit het buitenland. FT brandstoffen uit cellulose Enkel in het PRO-scenario is het produceren van FT brandstoffen vanaf 2015 competitief (als volledig vrijgesteld van accijns). Om tot de 200.000 ton/jaar te komen is er 1.000.000 ton/jaar cellulose/hout nodig. Dit is in concurrentie met andere toepassingen van deze brandstof. Ethanol De huidige plannen voor ethanolproductie in Vlaanderen zijn vooral gericht op graan als grondstof. Er wordt reeds meer dan 140.000 ha graan in Vlaanderen geteeld (cijfers 2004), vooral voor valorisatie van de korrel (voor voeding of veevoeders). Uiteindelijk zal er maximaal 80.000 ton ethanol nodig zijn voor de Vlaamse markt, waarvoor 250.000 ton graan nodig is. Met een gemiddelde opbrengst van 8.3 ton/ha is hiervoor 30.000 ha nodig. Dit lijkt wel haalbaar in Vlaanderen. Ook is er voldoende graan beschikbaar om in te voeren uit andere Europese landen. De huidige plannen voor de productie van ethanol in Vlaanderen zijn al voor 80.000 ton/jaar, met een mogelijkheid tot aanvulling van de capaciteit. Deze productie-eenheid zal al genoeg kunnen leveren voor de Vlaamse markt. Capaciteitsverhogingen zullen zelfs uitvoer van ethanol naar de buurlanden mogelijk maken.

142

5.11.4 Overzicht voor het PRO-scenario in 2020 Op basis van de data uit het PRO-scenario voor het jaar 2020 wordt Tabel 59 en Figuur 57 gemaakt. Om de vergelijking mogelijk te maken is alles omgerekend naar Terrajoules. Voor zowel graan als koolzaad is gerekend met 17 GJ/ton. Voor hout is gerekend met 15 GJ/ton. Voor groene elektriciteit komen deze cijfers overeen met die uit paragraaf 5.11.1, voor groene warmte met die uit 5.11.2. Voor biobrandstoffen doen we in dit hoofdstuk alsof er geen koolzaadolie, biodiesel of ethanol wordt ingevoerd. De beschikbare hoeveelheid koolzaad is geschat op basis van 50.000 ha, wat een opbrengst van 200.000 ton koolzaad zou kunnen geven. Het cijfer voor graan komt overeen met 250.000 ton graan. Bij de categorie lignocellulose, pellets en houtafval is voor de beschikbare hoeveelheid in Vlaanderen uitgegaan van de volledige energie-inhoud van uitsluitend houtafval. De categorie gebruikte olieën en vetten is de combinatie van plantaardige en dierlijke oliën en vetten. In deze tabel is het maximumcijfer voor beiden gehanteerd, namelijk 9.000 ton/jaar voor gebruikt frituurvet en 30.000 ton/jaar 33 voor dierlijke oliën/vetten. De andere stromen horen bij biomassareststromen. Deze categorie komt overeen met Tabel 38, behalve dan de stroom van het dierlijk afval, want die hoort bij ‘gebruikte oliën en vetten’. Zo komen we in Vlaanderen tot een totaal van ongeveer 31 PJ beschikbare biomassa voor energietoepassingen. Tabel 59: Benodigde en beschikbare biomassa voor het PRO-scenario in het jaar 2020 (TJ/jaar) Groene elektriciteit Bioteelt (koolzaad) Graan Lignocellulose, pellets, houtafval Gebruikte olieën en vetten Biomassareststromen Organische fractie huisvuilverbranding

33426 2430 5645 4561

Totaal

46062

Groene warmte

Biobrandstoffen

21898

13498 4352 15000 1368

Beschikbaar in Vlaanderen 3400 > 4352 12855 1494 3037 5616

21898

34218

30754

De figuur toont in grote lijnen welke biomassa-input nodig is voor elke energieproductietechniek. De opdeling naar oorsprong komt overeen met de aannames voor elke productietechniek. Dit houdt geen beperkingen in dat in de realiteit een biomassavorm via een andere pad wordt omgezet in een andere energievorm. Zo is het mogelijk dat biomassareststromen ingeschakeld worden om groene warmte te produceren. Voor elektriciteitsopwekking en groene WKK is vooral lignocellulose, pellets en houtafval nodig. 33

Afdeling dierlijk afval van OVAM maakt op 9/2005 melding van 22000 ton/jaar

143

50000 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

Bioteelt (koolzaad) Graan Organische fractie huisvuilverbranding Biomassareststromen

Beschikbaar in Vlaanderen

Biobrandstoffen

Groene warmte

Gebruikte olieën en vetten Groene elektriciteit

TJ/jaar

Voor groene warmte specifieert deze studie niet of de benodigde biomassa afkomstig is van oliën dan wel vaste biomassa, vandaar de kleurovergang. Voor biobrandstoffen is een groot deel cellulose nodig voor de aanmaak van FT brandstof. De tweede grote input is koolzaad om biodiesel van te maken. Concurrentie treedt voornamelijk op bij het gebruik van houtafval en gebruikte oliën en vetten. Import van deze stromen is sowieso noodzakelijk, evenals de import van koolzaad. In een grove benadering kunnen we stellen dat wat er maximaal in Vlaanderen beschikbaar is voor energetische valorisatie ongeveer een derde is van wat er nodig is om in 2020 het PRO-scenario in te vullen op energetische basis.

Lignocellulose, pellets, houtafval

Figuur 57: Benodigde en beschikbare biomassa voor het PRO-scenario in het jaar 2020 (TJ/jaar)

144

5.12 Overzicht resultaten Tabel 2 en Figuur 58 bundelen alle resultaten met het doel om een totaal overzicht te kunnen maken van alle vormen van groene energie. Voor groene elektriciteit is de energie-inhoud van de biomassastromen opgeteld bij de energie-inhoud van de groene elektriciteit geproduceerd door wind, water en zon. Voor groene warmte is het brandstoffenverbruik getabelleerd. Zonthermisch vormt een kleine, aparte categorie in de tabel, maar zou ook kunnen opgeteld worden bij groene warmte. Voor transport is de som gemaakt van de energie-inhoud van alle biobrandstoffen. Tabel 60: Overzicht van Vlaamse groen energie in 2004, 2010 en 2020 (TJ/jaar) 2004 Groene elektriciteit (inclusief groene WKK) Groene warmte (exclusief groene WKK) Zonthermisch Transport Totaal

BAU 2010

PRO 2010

BAU 2020

PRO 2020

8827

33201

37873

47241

65615

8123

8

8900

20

21898

0 0 16950

38 9071 42318

275 10382 57429

123 9626 57010

1544 22732 111789

Op Figuur 58 is ook af te lezen wat de bijdrage is van het totale verbruik van groene energie in het totale primaire energieverbruik van Vlaanderen. Dit is op twee manieren gebeurd naargelang de verhouding genomen is t.o.v. het geëxtrapoleerde primaire energieverbruik inclusief of exclusief bunkers. De bunkers zijn leveringen aan zeeschepen en internationale luchtvaart. Het primair energieverbruik is geëxtrapoleerd volgens de stijging van het totale brandstoffenverbruik van het BAU-scenario van [ENE 05], vertrekkende van het cijfer van 2003 (zie Tabel 61 ). Tabel 61: Geëxtrapoleerd primair energieverbruik in Vlaanderen (PJ) Inclusief bunkers Exclusief bunkers

2003

2010

2020

1953 1605

2060 1700

2130 1750

In het jaar 2004 is 0,6% van het totaal primair energieverbruik afkomstig van groene bronnen met 8.4 PJ afkomstig van voornamelijk bijstook van biomassa en 0.4 PJ afkomstig van wind-, wateren zonne-energie. Het overige geïnventariseerde gebruik van biomassa wordt benut als groene warmte, voornamelijk voor warmtetoepassing in de residentiële sector. Indien deze stroom ook geteld wordt zit Vlaanderen momenteel aan 1,1% energie uit groene bronnen. In de figuur wordt deze component echter niet meegenomen omdat we in de studie enkel duurzame groene warmte hebben belicht, dit is efficiënt gebruik van biomassa d.m.v. hoogrendementsketels/kachels waarin een continue verbranding mogelijk is.

145

In 2010 is het in het BAU-scenario mogelijk om 2 à 2,5% van het primair energieverbruik te betrekken uit groene bronnen. Voor het PRO-scenario is dit 3 à 3,5%. In 2020 is het in het BAU-scenario mogelijk om ongeveer 3% te halen. Voor het PRO-scenario is dit 5 à 6,5%. Indien het nationale streefcijfer om tegen 2010 6% van de totale primaire energieverbruik te betrekken uit groene bronnen wordt doorgetrokken naar Vlaanderen, merken we op dat enkel in het meest gunstige scenario de 6%-grens wordt overschreden in het jaar 2020. 140000 6% 120000 Transport

TJ/jaar

100000

Zonthermisch Groene warmte (exclusief groene WKK) Groene elektriciteit (inclusief groene WKK) t.o.v. primair verbruik, inclusief bunkers (2060 en 2130 PJ) t.o.v. primair verbruik, exclusief bunkers (1700 en 1750 PJ)

80000 3% 60000

40000 20000

0

1,1% 0,6% 2004

BAU PRO 2010 2010

BAU PRO 2020 2020

Figuur 58: Overzicht van Vlaamse groen energie in 2004, 2010 en 2020 en dit t.o.v. het totaal primair energieverbruik in Vlaanderen (TJ/jaar)

146

6

REFERENTIES

[AMP 01]

Verslag van de Commissie Ampere; Sectie F1: Hernieuwbare en Alternatieve Energieën. http://mineco.fgov.be/energy/ampere_commission/home_nl.htm

[AFCG 03]

Market Development of Alternative Fuels, Report of the Alternative Fuel Contact Group, December 2003.

[ALCO 05]

Alco: Persbericht Alco BIOFUEL, 04/02/2005

[ATO 01]

H.W. Elbersen (ATO), M.J.G. Meeusen-van Onna (LEI), De haalbaarheid van multifunctionele teelt van energiegewassen en bio-energieproductie in Hardenberg,. Wageningen, april 2001

[BELSOLAR 05]

Cijfers van BELSOLAR

[BIO 04]

Siemons R. et al. Bio-energy’s role in the EU energy market. Report for the EC, 2004.

[BIORO 05]

Bioro (2005): Persbericht BIORO nv, 08/03/2005

[BPF 05]

BPF (2005), www.petrolfed.be

[BSI 05]

Bsi-Statistik Photovoltaik 1990-2004, Stand Maart 2005 http://www.bsisolar.de/downloads/marktdaten_html/PVStat_1990_2004_050309.pdf BSI (Der Bundesverband Solarindustrie)

[CHOREN]

CHOREN www.choren.de

[CREG 05]

Voorstel tot indicatief programma van de productiemiddelen voor elektriciteit van 2005-2014, CREG, 20 januari 2005

[ECOF 03]

Biofuels in the Dutch market: a fact-finding study, Report 2GAVE-03.12, prepared by Ecofys, commissioned by NOVEM in the framework of the “GAVE” programme, Ecofys, November 2003 van Thuijl E., Roos C.J., Beurkens L.W.M. (2003): An overview of biofuel technologies, markets and policies in Europe, ECN report, January 2003

[ECN 03] [ECN 05]

van Dril A.W.N en Elzenga H.E. Referentieramingen energie en emissies 2005-2020. ECN rapport, maart 2005.

[EIND 00]

K. Aernouts et al. Eindtoepassingen industriële en tertiaire sectoren, VITO, Augustus 2000, IMS/R/107

147

[ENE 05]

J. Duerinck et al. Energie- en broeikasgasscenario’s voor het Vlaamse gewest, Business as usual scenario tot en met 2030, VITO, Juli 2005, 252 p.

[EPIA 04]

EPIA (European Photovoltaic Industry Association, Greenpeace Solar Generation, Solar Electricity for over 1 billion people and 2 million jobs by 2020, October 2004

[ETEK 05]

ETEK (2005), Persbericht ETEK, Zweden http://www.etek.se/main.cfm?p=etanolteknik_general

[EU 04]

European Commission, Directorate General for Energy and Transport: European energy and transport scenarios on key drivers, ptimizat 2004

[EUR 04]

EURObserv’ER (2004): “Biofuels Barometer”, June 2004

[EUR 05]

EurObserv’ER Photovoltaic Energy Barometer Sysèmes solaires nr 166, April 2005

[EWE 02]

Wind Energy – The Facts EWEA,Brussel, 2002

[FOL 05]

F.O.Lichts, World ethanol and biofuels report (2004 – 2005), verschijnt 2wekelijks.

[FAPRI 05]

FAPRI (2005): FAPRI Agricultural Outlook 2005, http://www.fapri.iastate.edu/outlook2005/tables/6_ComPrices.pdf

[FPB 04]

Dominique Gusbin, Bruno Hoornaert, Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, Brussel, januari 2004, 104 p., http://www.plan.be

[HAM 03a]

Hamelinck C.N., A.P.C. Faaij, H. den Uil, H. Boerrigter: Production of FT transportation fuels from biomass; technical options, process analysis and ptimization, and development potential, University of Utrecht, Netherlands, 2003 Hamelinck C.N., G. van Hooijdonk, A. Faaij Prospects for ethanol from lignocellulosic biomass: techno-economic performance as development progresses, Utrecht University, November 2003 J. Neyens et al., Is er plaats voor hernieuwbaer energie in Vlaanderen ?, ODE Vlaanderen, VITO en 3E, in opdracht van het viWTA, november 2004, 208 p., http://www.viwta.be/content/nl/doc_Publicaties.cfm#rapporten

[HAM 03b]

[HEB 04]

(23/03/2005),

[HWV 04]

Devriendt N., K. Briffaerts, B. Lemmens, J. Theunis, G. Vekemans. Hernieuwbare Warmte uit Biomassa in Vlaanderen. Rapport i.o.v. ANRE, oktober 2004, www.emis.vito.be

[HOU 03]

Devriendt N. en Vanderstraeten P. Optimale valorisatie van houtafval. VITO studie in opdracht van ANRE. 2003.

148

[LAN 03]

[LON 04]

[IEA 00]

Dipl.-in. D Lange, Dipl.-ing. FH C Keilholz Leistungssteigerung von Kollektoren – vertriebliche, rechtliche und werkstoftechnische Grenzen ISISUN Energiesysteme GmbH (i.G.) – solarklima e.K., 2003 London Economics Structure and Functioning of the Electricity Market in Belgium in an European Perspective, Final Report to the CREG, Nonconfidential version, London Economics, October 2004 Experience Curves For Energy Technology Policy International Energy Agency, Paris, 2000

[IFO 02]

Manfred Schöpe and Günter Britschkat, Macroeconomic evaluation of rape cultivation for biodiesel production in Germany, IFO, Munich, March 2002

[INV 04]

Kranzl L. et al. Invert. Altener Project for EC DG TREN, 2004.

[IPTS 02a]

Enguídanos M. et al., Techno-economic analysis of Bio-diesel production in the EU: a short summary for decision-makers, JRC-IPTS Report EUR 20279 EN, May 2002 Enguídanos M. et al., Techno-economic analysis of Bio-alcohol production in the EU: a short summary for decision-makers, JRC-IPTS Report EUR 20280 EN, May 2002 Kavalov B.: Biofuel Potentials in the EU, JRC-IPTS Rapport EUR 21012 EN, januari 2004

[IPTS 02b]

[IPTS 04] [LIBIO 05]

LIBIOFUELS, Biomass Production, presented on LIBIOFUELS data validation meeting, 22 April 2005, Brussels

[MEZ 05]

Ministerie van Economische Zaken, Evaluatie van de primaire energiemarkt in 2004, 22/04/2005

[MIN 05]

Ministerraad van 21/01/2005 http://www.belgium.be/eportal/application?origin=searchResults.jsp&even t=bea.portal.framework.internal.refresh&pageid=contentPage&docId=376 30

[MIRA-T 03] [NEI 03]

[ODE 97]

[ORT 05]

The use of experience curves for assessing energy policy programmes L Neij, P.D. Andersen, M.Durstewitz Article presented at the EU/IEA workshop:”Experience Curves: A Tool for Energy Policy Analysis and Design”, January 22-24, 2003, IEA, Paris De Groote, W., De mogelijkheden en belemmeringen voor hernieuwbare energie in Vlaanderen (ODE-studie 1997) Eindrapport van de studie uitgevoerd in opdracht van het Vlaams Gewest, ter voorbereiding van een “Duurzaam Energieplan voor Vlaanderen, ODE-Vlaanderen, Leuven, 1997, 17 p.(samenvatting) + 126 p., www.ode.be Moorkens I., Claes K., Polders C. en Vercaemst P., Onrendabele toppen van duurzame elektriciteitsopties in Vlaanderen, VITO, beperkte verspreiding, mei 2005, 50 p.

149

[OOW 04]

Frans Van Hulle (3E), Yves Cabooter (3E), Geert Palmers (3E), Vera Van Lancker (RCMG), Sophie Le Bot (RCMG), Samuel Deleu (RCMG), Joris Soens (KUL-ESAT), Johan Driesen (KUL-ESAT), Optimal offshore wind energy developments in Belgium, i.ov. Belgian Science Policy, FOD Wetenschapsbeleid, mei 2004, www.belspo.be

[PEL 05]

Devriendt N. en Geurds M. Mogelijkheden en potentieel van pellets in Vlaanderen. VITO studie in opdracht van ANRE, juni 2005.

[SOL]

Solar Oil: http://www.solaroilsystems.nl/feuilleton.htm

[SRM 04]

Palmers G., Dooms G., Shaw S. (3E), Scheuren C. (FUL), Neyens J. (IMEC), De Stexhe F. (UCL), Solar Roadmap, Renewable Energy Evolution in Belgium 1974-2025, i.ov. Belgian Science Policy, juni 2004, www.belspo.be

[STED 03]

García Cidad V., E. Mathijs, F. Nevens, D. Reheul, Energiegewassen in de Vlaamse landbouwsector, Steunpunt Duurzame Landbouw (STEDULA), February 2003 I. De Vlieger et al., Sustainability assessment of technologies and modes in the transport sector in Belgium (SUSATRANS), Final Report, Studie voor Belgian Science Policy, Januari 2005. De Vlieger. I., Schrooten L. and Cornelis E. Emission model TEMAT 2004 for road transport, VITO, Mol, Belgium.

[SUS 05]

[TEMAT 04]

[VLAZON 03] Zonne-energie voor Vlaanderen, beleidsvisie 2003-2020 E 3 i.o.v. Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap (ANRE) en Belsolar juni 2003 [VIEW 05] Gerfried Jungmeier, Kurt Könighofer (JOANNEUM RESEARCH), Manuel Varela, Carmen Lago (CIEMAT), What is the environmental and economic performance of biofuels? – Answers from reviewing international studies, presented on VIEWLS Event “Shift Gears to Biofuels”, 12 April 2005, Museum Autoworld, Brussels, Belgium [VREG 04] Geleverde Elektriciteit in Vlaanderen in 2004 Marktgegevens, eigen statistieken, VREG http://www.vreg.be/vreg/marktgeving/statistieken%20marktgegevens/2592 4.pdf [WETO 02] EUR 20366 – World energy, technology and climate policy outlook. WETO – 2030, 2002, 137 pp. ISBN 92-894-4186-0 [WKK 97]

150

A. Martens, N. Dufait, Energetisch potentieel warmtekrachtkoppeling in België, VITO in opdracht van Electrabel en ism Institut Wallon (ICEDD), maart 1997, 222p.

BIJLAGE A: RANDVOORWAARDEN VAN POTENTIEEL

(uit de viWTA-studie: Is er plaats voor hernieuwbare energie in Vlaanderen ?)

Tabel 62 geeft een overzicht van de randvoorwaarden die het fysisch potentieel beperken. Tabel 62: Randvoorwaarden die het potentieel reduceren 1.

klimatologische randvoorwaarden:

1A

tijdsschommelingen in het aanbod,

1B

geografische schommelingen van fysisch aanbod

2.

ruimtelijke randvoorwaarden:

2A

beschikbare ruimte: Vlaams gewest

2B 2C 2D

concurrentie tussen conversietechnieken (b.v. thermische zonnecollectoren versus PV-module), concurrentie tussen sectoren (energie versus voeding, kunststoffen…) Nuttige beschikbare ruimte of geschikte technische ruimte (orientatie daken, geschikte rivier,… )

3.

technologische randvoorwaarden:

3A

omzettingsrendementen

3B

beschikbare vermogens van installaties

3C

niet overeenstemmen van aanbod- en vraagprofiel (niet bruikbare overschotten).

3D 3E

interactie met elektriciteitsnet en productiepark (back-up power, regelvermogen, dispatching, …) dynamiek van energievraag: demandside management, jaarlijkse evolutie energievraag

4.

ecologische en maatschappelijke randvoorwaarden:

4A

milieu-impact (directe en indirecte uitstoot van milieuschadelijke stoffen)

4B

hergebruik: bvb. cascaderegeling (ladder van Lansink) van bio-afval

4C

ruimtelijke ordening (windenergie)

4D

maatschappelijke aanvaarding (“not in my backyard”),

4E

ecologisch beheer (vismigratie bij waterkracht)

5.

economische randvoorwaarden:

5A

wisselwerking met macro-economische factoren: werkgelegenheid, groei, BBP, groei energievraag

5B

micro-economische haalbaarheid: brandstofprijzen, elasticiteiten

5C

internationale handel van energie, biomassa, certificaten

6.

politieke randvoorwaarden:

6A

beleidsstrategie, steunprogramma’s en wettelijk kader

151

6C

inrekening externe kosten: prijsbeleid, prijszetting, accijnzen enz.

7.

Tijdshorizon:

7A

2010

7B

2020

7C

2050

7D

2025

Verschillende niveaus van potentieel De raming van de reducties tengevolge van deze beperkingen leidt tot de berekening van verschillende niveaus van potentieel. Diverse auteurs hanteren onderling verschillende definities voor het onderscheid tussen niveaus van potentieel. Statisch versus dynamisch potentieel Een ander belangrijk onderscheid bij het bepalen van potentieel is het verschil tussen een statische en dynamische benadering. Een statisch potentieel wordt berekend volgens jaarlijkse opbrengst. In de meeste potentieelanalyses wordt op basis van hypothesen voor beschikbare technologie, rendement, kostprijs, marktontwikkeling en beleidskader voor elke hernieuwbare energietechnologie het potentieel (ev. op diverse niveaus) berekend in termen van opgewekte energie per jaar (TWh/jaar voor elektriciteit, of omgerekend in primaire energie in PJ/jaar voor zowel elektriciteit als warmte). Hierbij wordt de gemiddelde jaarlijkse energieproductie van een typesysteem vermenigvuldigd met het geraamde aantal potentieel opgestelde systemen. Deze statische berekening (van een weliswaar dynamische opwekking) houdt geen rekening met de relatie tussen vraag- en aanbodzijde. Een dynamisch potentieel houdt rekening met de vraag-aanbod-analyse. Het statische potentieel van de door hernieuwbare energietechnieken opgewekte energie per jaar geeft geen informatie over de tijdsafhankelijkheid van de energieopwekking. Naargelang de techniek doen zich grote schommelingen voor, per seizoen, per dag en per korter tijdsinterval. Door simulatie op korte tijdsintervallen (kwartuurwaarden of kleinere intervallen) van de energievraag (op basis van verbruiksprofielen van diverse categorieën eindverbruikers) en van het energie-aanbod van de afzonderlijke hernieuwbare energiesystemen kan men inzoomen op de dynamische evolutie ervan. Daarmee kan dan de niet-hernieuwbare “restfractie” van het energieaanbod in vermogensgrootte en tijdsduur geanalyseerd worden 34. Voor een correcte analyse moeten ook opslagtechieken in aanmerking genomen worden. Figuur 4 geeft een voorbeeld van dergelijke analyse voor elektriciteit in Duitsland in 2020, over een periode van een week in december. Figuur 5 geeft een voorbeeld van de jaarlijkse vraagcurve voor warmte in verschillende sectoren, in relatieve aandelen t.o.v. 100%. In het geval van warmteproductie is de opstelling van een warmteproductiecurve een zeer complexe opdracht, wegens het decentrale karakter van warmte-opwekking.

34

Voor Japan wordt dergelijke analyse gesimuleerd in de studie “Energy Rich Japan”, op een interactieve website website: http://www.energyrichjapan.info/en/animationenglish.html

152

Figuur 4: Tijdsafhankelijke vermogenscurve (in GW) van hernieuwbare energiesystemen en pompopslagcentrales over 7 dagen in de tweede helft van december van het jaar 2020 en netto energieverbruik onder een energiebesparingsscenario (inclusief transportverliezen en pompenergie) [Qua 00]. Naargelang de periode van het jaar zal de verbruikscurve en de productiecurve sterk verschillen van deze in december

Figuur 5: Jaarprofiel van de warmtevraag van verschillende utiliteitsgebouwen [PDE 01]

.

153

Belangrijke factoren bij potentieelanalyse

De evolutie van de energievraag Meestal wordt het statische jaarlijkse potentieel (bvb. in TWh/jaar) uitgedrukt in een percentage van het totale (primaire) energiegebruik, waardoor de hypothese voor de evolutie van de energievraag een belangrijke factor wordt in potentieelanalyses. Bij een geprojecteerde toename van de energievraag zal een in de tijd constante hoeveelheid hernieuwbare energie een dalend procentueel aandeel hebben. Bij groeiende potentiëlen hangt de procentuele evolutie af van beide dynamische curves.

De factor tijd Potentieelanalyses kunnen voor verschillende tijdshorizonten uitgevoerd worden, met telkens gewijzigde economische, politieke, en technische randvoorwaarden. Het fysisch potentieel blijft evenwel constant (want onafhankelijk van deze randvoorwaarden – tenzij van mogelijke klimaatswijzigingen…).

Evolutie van de opwekkingskosten van hernieuwbare energie Voor de evaluatie van toekomstige kostenontwikkelingen is de leercurve (kostenreductie in functie van gecumuleerde productiegroei) een kritische factor. Voortdurende marktgroei leidt via schaaleffecten tot kostendalingen; technologische doorbraken leiden tot discontinue en/of versnelde kostendaling. Steunmaatregelen door de overheid beïnvloeden de micro-economische haalbaarheid van investeringen in hernieuwbare energieopwekking.

De territoriale factor Potentiëlen worden volgens de gangbare statistische conventies berekend voor een duidelijk begrensd geografisch territorium (regio, land, Europese Unie) als oriënterende doelstelling voor de uitbouw van hernieuwbare energietoepassingen. Op lange termijn echter vermindert het belang van deze territoriale begrenzing, omwille van de verwachte ontwikkeling van transporteerbare opslagtechnieken voor energie (door energiedragers zoals waterstof) en van grootschalige hernieuwbare elektriciteitsopwekking op energetisch optimale locaties waarvan de productie internationaal verhandeld wordt (offshore windparken, grootschalige PV-centrales in woestijngebieden). De bovengrens voor het technisch potentieel van regionale en nationale territoria kan daardoor overstegen worden als men rekening houdt met import van hernieuwbare energiedragers. Het overstijgen van de territoriale factor biedt bijkomende kansen voor een optimalere benutting van hernieuwbare energie. Biomassagrondstoffen kunnen bvb. internationaal verhandeld worden, maar ook groene stroom uit bvb. grote offshore windenergieparken. De huidige transportnetcapaciteit is echter te beperkt voor grootschalige internationale uitwisseling. De uitdaging ligt hier in de uitbouw van een transeuropees transportnet.

Cumulatie van potentiëlen Potentiëlen van verschillende hernieuwbare energietechnieken kunnen niet onbeperkt bij elkaar opgeteld worden. Maximale inschatting van de potentiëlen voor elke technologie afzonderlijk leidt tot overschatting. Een transparante berekening vraagt echter een nauwgezette en gedetailleerde analyse en veronderstelt een (deels subjectieve) prioriteitenlijst van technologieën.

154

Opslag

De inschakeling van diverse opslagtechnieken voor kortere of langere tijdsspanne heeft een belangrijke invloed op het nuttig gebruik van hernieuwbare energie-opwekking. Met name de correlatie tussen vraag- en aanbodzijde kan hierdoor sterk geoptimaliseerd worden.

155

156

BIJLAGE B: LEERCURVE VOOR PV SYSTEMEN De toekomstige kostprijzen worden afgeleid via de “leercurve”-techniek, waarbij de toekomstige prijsevolutie voor photovoltaïsche modules benaderend kan worden voorspeld op basis van de historische relatie tussen het cumulatieve wereldwijde productievolume (in MWp) en de photovoltaïsche module prijs op de wereldmarkt. De formule die wordt gebruikt om de toekomstige photovoltaïsche moduleprijzen voor standaard modules te voorspellen is:

ln (P1 / P0) = (lna / ln2) * ln (V1/V0) waarbij

P1 = de voorspelde moduleprijs P0 = de gekende moduleprijs voor het referentiejaar V1 = het voorspelde wereldwijde productievolume V0 = het gekende wereldwijde productievolumen in het referentiejaar a = de leercurve-coëfficient

De gemiddelde coëfficient die voor kristallijne en dunne film modules wordt afgeleid is 0.8. Dit betekent een daling van 20% van de prijs bij elke verdubbeling van het marktvolume.

157

158

BIJLAGE C: TOEKOMSTIGE ELEKTRICITEITSFACTUUR AFNEMERS OP HET DISTRIBUTIENET De toekomstige elektriciteitsfactuur van afnemers op het distributienet wordt in paragraaf 4.5 gebruikt voor de prognoses van elektriciteitsopwekking uit zonne-energie. De tarieven voor laagspanning worden door het ministerie van Economische Zaken gepubliceerd en Tabel 63 geeft een overzicht van deze prijzen incl. en excl. BTW. Ook in deze tabel is de internationale energiecomponent aangeduid als zijnde de gemiddelde OTC year ahead prijzen. Tabel 63: Prijsopbouw elektriciteit laagspanning (c€/kWh), enkel de proportionele term

Excl BTW

tarief 6-30kVA

tarief 30 kVA

normaal

normaal

tweevoudig dag

nacht

tweevoudig dag

nacht

totaal

13.69

13.69

6.9

10.01

10.01

6.9

energiecomponent

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

3,6

andere

10.09

10.09

3.3

6.41

6.41

3.3

16.56

16.56

8.35

12.11

12.11

8.35

Totaal Incl. BTW

In de prognoses wordt aangenomen dat de olieprijs zich stabiliseert op 45 US$/vat (reële prijs) tot 2012, met daarna een graduele stijging (volgens cijfers Energieprognoses, tussen 2012 en 2015 stijging met 1.5% per jaar, na 2015 stijging met 1.2% per jaar). Voor de prognoses van elektriciteitsopwekking uit zonne-energie zullen we de energiecomponent laten stijgen met de voorgestelde procenten. We bekomen dan voor 2020 een prijs van 193€/MWh, inclusief BTW voor het residentiële dagtarief. Tabel 64 geeft voor elk jaar de elektriciteitsprijs weer waarmee in deze studie de totale elektriciteitsfactuur mee berekend is. De totale elektriciteitsfactuur per jaar staat ook weergegeven in deze tabel. De totale Vlaamse elektriciteitsvraag op het distributienet is gebaseerd op de aanname voor het jaar 2005 uit Tabel 47 (51784 GWh nettoverbruik) en het feit dat in Vlaanderen in 2004 79.18% van de elektriciteit geleverd werd aan afnemers op het distributienet [VREG 04].

159

Tabel 64: Toekomstige elektriciteitsprijzen waarmee in deze studie gerekend is

160

jaar

Elektriciteitsprijs Vlaamse Bijhorende (€/MWh) elektriciteitsvraa elektriciteitsfactu g (GWh)op het ur (M€) distributienet

2005

165.649

41003

6792

2006

165.649

41003

6792

2007

165.649

41448

6866

2008

165.649

41590

6889

2009

165.649

41667

6902

2010

165.649

41744

6915

2011

165.649

41796

6923

2012

165.649

41848

6932

2013

166.3024

41950

6976

2014

167.6288

42053

7049

2015

169.6781

42155

7153

2016

172.4164

42258

7286

2017

175.9433

42471

7473

2018

180.3928

42685

7700

2019

185.9409

42899

7977

2020

192.8178

43112

8313

Prognoses voor hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling tot 2020

Recommend Documents