Vlaams Gewest 30 juni Investeringsplan Vlaams Gewest

Vlaams Gewest 30 juni 2005

Investeringsplan Vlaams Gewest 2005 – 2008

1

2


30 juni 2005

“We are a team of dedicated professionals, accountable for keeping the lights on, by serving our customers and the community in an efficient way”

Vlaams Gewest 30 juni 2005


3

4


30 juni 2005

INHOUDSOPGAVE INHOUDSOPGAVE

5

LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN

8

Inleiding

11

WETTELIJKE CONTEXT

13

DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE

13

BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET

14

ALGEMENE OPBOUW VAN HET “INVESTERINGSPLAN”

15

1

Methodologie van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet

1.1 HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET IN BELGIË

17 19

1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET 19

ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET

1.2.1 Algemene beschrijving 19 1.2.2 Onzekerheden die de ontwikkeling van het elektriciteitsnet kenmerken 20 1.2.3 De visie op korte en middellange termijn 20

2

Evolutie van het verbruik

21

2.1 MACRO-ENERGETISCH KADER

23

2.1.1 Basishypotheses 2.1.2 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik

2.2 DEFINITIE VAN DE VERBRUIKSSCENARIO’S (AFGENOMEN VERMOGEN) 2.2.1 Hoge variant 2.2.2 Lage variant

24 26

33 34 35

2.3 LAATSTE MÉTHODOLOGISCHE ONTWIKKELINGEN M.B.T. DE LOKALE 37

VERBRUIKSPROGNOSES

2.3.1 Invloed van de temperatuur op het elektriciteitsverbruik 2.3.2 Tendensgebonden evolutie van het elektriciteitsverbruik

37 39


5

3

Evolutie van de productie

3.1 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE PRODUCTIEMIDDELEN 2005-2014 3.1.1 Centrale productie 3.1.2 Decentrale productie

3.2 HYPOTHESES VAN HET INVESTERINGSPLAN 3.2.1 Centrale productie 3.2.2 Decentrale productie

3.3 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S 3.3.1 Basisscenario’s voor de productie

4

41 43 43 43

44 45 46

50 50

Criteria voor de ontwikkeling van het transmissienet 53 4.1.1 Investeringen door het stijgende verbruik in de middenspanningsnetten 55 4.1.2 Investeringen verbonden met de herstructurering van de 36 kV-netten 56 4.1.3 Algemeen beleid voor het ontkoppelen van het 70 kV-net 56 4.1.4 Belastingsoverdrachten van de spanningsniveaus 70 tot 36 kV naar 150 kV 56

4.2 DIMENSIONERINGSCRITERIA VOOR HET AANSLUITEN VAN WINDTURBINES

4.2.1 Dimensioneringsmethodes 4.2.2 Dimensioneringscriteria

5

57 57 59

Referentie-elektriciteitsnet

61

5.1 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN

64

5.1.1 Versterkingen die voorzien werden tegen 2003 5.1.2 Versterkingen gepland tegen 2005 5.1.3 Versterkingen gepland tegen 2006

64 66 68

5.2 GRAFISCH OVERZICHT VAN DE LOPENDE VERSTERKINGEN

69

6

75

Versterking van het distributienet tegen 2007

6.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP DE PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAUS

77

6.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET

78

6.3 DEFINITIE VAN DE VERSTERKINGSSCENARIO'S

78

6


30 juni 2005

6.4 HAALBAARHEIDSONDERZOEK

80

6.4.1 Technische uitvoerbaarheid 6.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 6.4.3 Realisatieplanning

6.5 GRAFISCH OVERZICHT VAN DE VOORGESTELDE VERSTERKINGEN TEGEN 2007

7

Versterking van het distributienet op langere termijn

7.1 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN

80 80 81

81

87 89

7.2 GRAFISCH OVERZICHT VAN DE VOORZIENE VERSTERKINGEN 92

OP LANGERE TERMIJN

Besluiten & uitvoering van het Investeringsplan

97


7

LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN

Tabel 2.1:

Evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden per sector bij constante prijzen 2005-2012, in % per jaar 25

Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in USD (2000)/toe)

26

Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012 volgens de hoge variant en de lage variant (in TWh) en vergelijking met de varianten die in de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 werden gehanteerd

27

Tabel 2.4:

Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, hoge variant)

29

Tabel 2.5:

Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, lage variant)

29

Figuur 2.6: Verdeling van de besparingen inzake elektriciteitsverbruik, tegen 2008 en 2012, in GWh van de lage variant in vergelijking met de hoge variant 32 Tabel 2.7:

Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2005-2012) 33

Figuur 2.8: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – Hoge variant

35

Figuur 2.9: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – Lage variant 36 Figuur 2.10: Ontleding van het residentieel verbruik in invloedsfactoren – «vervolmaakt» model 38 Figuur 2.11: Voorbeeld van ontleding in seizoensgebonden en niet-seizoensgebonden bestanddelen van een chronologische reeks van gegevens inzake residentieel verbruik over een periode van drie en een half jaar Tabel 3.1:

38

Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2005 of 2006 gepland zijn 46

Figuur 3.2: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van de windparken in vergelijking met de situatie 2003 Tabel 3.3:

Evolutie van het opgesteld vermogen van de windparken in vergelijking met de situatie in 2003, per Gewest

Figuur 3.4: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van de off-shore windparken in vergelijking met de situatie 2003 Tabel 3.5:

48 48

Evolutie van het opgesteld vermogen van de off-shore windparken in vergelijking met de situatie 2003 49

Figuur 3.6: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen inzake warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003 Tabel 3.7:

47

Evolutie van het opgestelde vermogen in termen van warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003, per Gewest

49 50

Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot en met 2007, in MW – Hogeverbruiksvariant

51

Figuur 3.9: Productieplan op de piek tot het jaar 2007, in MW – Lageverbruiksvariant

51

Figuur 3.10: Evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per type eenheid, respectievelijk tegen 2007 en tegen 2012 (middellange termijn), ten opzichte van de bestaande situatie in 2003

52

Figuur 4.1: Productiecurven van een windturbine, in percentage van het normale vermogen, per seizoen, in functie van het uur van de dag 58 Figuur 4.2: Gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine ontwikkelt in percentage van zijn nominaal

8


30 juni 2005

vermogen, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van 2.000 uur, per seizoen. Tabel 5.1:

60

Stand van zaken van de versterkingen uit het Investeringsplan 2003-2006, die voorzien werden tegen 2003 maar op 1 januari 2005 nog niet waren gerealiseerd 65

Tabel 5.2:

Stand van zaken van de versterkingen die voorzien werden tegen 2005

67

Tabel 5.3:

Lijst van de investeringen die voorzien worden tegen 2006

68

Figuur 5.4: Referentienet Vlaanderen 2005

70

Figuur 5.4: Hoogspanningsnet detail A 2005

71

Figuur 5.4: Hoogspanningsnet detail B 2005

72

Figuur 5.4: Hoogspanningsnet detail C 2005

73

Figuur 6.1: Hypothesen voor de verbruiksevolutie tussen 2002 en 2012, in MW

77

Tabel 6.2:

Lijst van de investeringen die tegen 2007 moeten gebeuren

79

Tabel 6.3:

Planning van de investeringen tegen 2007

81

Figuur 6.4: Hoogspanningsnet Vlaanderen 2007

82


83


84


85

Tabel 7.1:

Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2003-2006 voorgesteld werden 90

Tabel 7.1:

Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2003-2006 voorgesteld werden (vervolg) 91

Tabel 7.2:

Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2004-2007 voorgesteld werden 92

Tabel 7.3:

Lijst van de nieuwe op middellange termijn voorgestelde investeringen

92

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet Vlaanderen op langere termijn

93

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail A op langere termijn

94

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail B op langere termijn

95

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail C op langere termijn

96

Tabel 8.1:

Planning van de investeringen tegen 2007

100


9

10


30 juni 2005

Inleiding


11

12


30 juni 2005

WETTELIJKE

CONTEXT

De openstelling van de elektriciteitsmarkt werd ingeluid door de Richtlijn 96/92/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 19 december 1996 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt1. In het Vlaams Gewest werd deze Richtlijn omgezet door het decreet van 17 juli 2000 houdende de organisatie van de elektriciteitsmarkt en verder uitgewerkt door het “Besluit van de Vlaamse regering met betrekking tot de distributienetbeheerders voor elektriciteit” van 15 juni 20012. Artikel 12 van dit Besluit belast de distributienetbeheerder met de ontwikkeling van het distributienet. De praktische modaliteiten van het Investeringsplan zijn vastgelegd in “Deel II–Hoofdstuk 1Afdeling 1.1” van het “Technisch Reglement distributie elektriciteit (Vlaams Gewest)”. Het Investeringsplan dekt een periode van drie jaar; het wordt om het jaar aangepast voor de volgende drie jaar en vóór 1 juli van het betreffende jaar aan de VREG meegedeeld. Het Investeringsplan omvat: • een gedetailleerde raming van de nodige behoeften aan distributiecapaciteit, met aanduiding van de onderliggende hypothesen; • het investeringsprogramma dat de distributienetbeheerder vooropstelt om deze behoeften te kunnen dekken. Het Investeringsplan betreft enkel het net waarvoor Elia als distributienetbeheerder door de Vlaamse overheid is aangeduid, met uitzondering van de netten van 70 kV tot 30 kV beheerd door IMEA en Interelectra.

DRIE DOELSTELLINGEN

AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING VAN

HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE Het Investeringsplan beschrijft de investeringen, die noodzakelijk zijn om te voldoen aan de lange termijnbehoeften inzake distributiecapaciteit en dit tegen de laagst mogelijke kostprijs voor de gemeenschap. De term kostprijs moet hier in een ruimere dan strikt economische zin worden begrepen en omvat naast de economische ook de energetische en milieuaspecten. De doelstelling is die investeringen te kiezen, die de gemeenschap het meeste baat bijbrengen3.

1

2

3

Deze Richtlijn werdt op 1 juli 2004 vervangen door Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt. Decreet van 17 juli 2000 houdende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, gepubliceerd in het Staatsblad op 22 september 2000. Artikel 12 van de wet van 29 april 1999 houdende de organisatie van de elektriciteitsmarkt omschrijft dit in de volgende bewoordingen (Artikel 12, §3, 5°) “Na advies van de Commissie stelt de Koning de regels vast inzake de doelstellingen die de netbeheerder moet nastreven inzake kostenbeheersing”.


13

Drie doelstellingen liggen aan de basis: • energie: het elektriciteitsvervoer op lange termijn waarborgen, rekening houdend met de beschikbare productiemiddelen, het verbruik, de geografische spreiding en de evolutie ervan; • milieu: opteren voor duurzame oplossingen, met een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening; • economie: streven naar het meest voordelige transporttarief voor de eindverbruiker, met inachtneming van de voorgaande vereisten. De interacties tussen die verschillende doelstellingen zijn veelvuldig en vaak zelfs tegenstrijdig. Bij wijze van voorbeeld: de uitwerking van een beleid dat: • rekening houdt met de onzekerheden rond de evolutie en de lokalisatie van de 4

productiemiddelen voor elektriciteit ; • tevens rekening houdt met de onzekerheden rond de evolutie van het 5

elektriciteitsverbruik en/of; • de naleving van bepaalde milieunormen nastreeft; kan in tegenspraak lijken met de vereiste van economische rendabiliteit vanuit het oogpunt van de gemeenschap. Het zoeken naar een verantwoord evenwicht tussen die drie doelstellingen is nochtans de rode draad doorheen dit Investeringsplan. Het werd opgesteld vanuit het streven naar een optimale ontwikkeling van het distributienet, gekenmerkt door: • een betrouwbaar en zeker vervoer van elektriciteit op lange termijn; • een concurrentiele en stabiele prijs voor het vervoer; • een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening; • een beperking van de risico’s inherent aan investeringsbeslissingen in de context van een onzekere toekomst.

BELEID INZAKE

DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET

Elia is samengesteld uit twee wettelijke entiteiten die als één enkele economische entiteit werken: Elia System Operator, houder van de licenties, en Elia Asset, eigenaar van het net. Het vermaasde net dat door Elia System Operator (“Elia”) wordt beheerd, bestrijkt de spanningsniveaus van 380 kV tot en met 30 kV en vormt, vanuit beheerstechnisch oogpunt, één geheel. De globale krachtlijnen vormen het algemene referentiekader, ook al heeft het onderhavige Investeringsplan van Elia in strikte zin enkel betrekking op de spanningsniveaus van 70 kV en lager.

4

De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van de productiemiddelen spruiten onder meer voort uit het inschakelen van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling om tegemoet te komen aan de beleidslijnen inzake duurzame ontwikkeling; de realisatie van deze doelstellingen hangt af van de respons van de markt ten aanzien van de steunmaatregelen die worden ingevoerd. Een andere bron van onzekerheden hangt samen met de beschikbaarheid van de thermische centrales en wordt veroorzaakt door de evolutie van de brandstofprijzen, die zeer volatiel zijn, zoals deze van aardolie en aardgas.

5

Hierin liggen de onzekerheden vervat verbonden aan de respons van de verbruiker op de invoering van de maatregelen inzake de beheersing van de vraag.

14


30 juni 2005

De krachtlijnen van het globale beleid voor de ontwikkeling van het 6

elektriciteitsnet zijn de volgende: • voorrang verlenen aan het ondergronds aanleggen van nieuwe verbindingen met een spanning van 36 kV of minder; • een maximale benutting inclusief versterking van de bestaande 70 kV, 150 kV en 220 kV infrastructuur; • voor nieuwe verbindingen op deze spanningen, bij voorkeur opteren voor: − luchtlijnen op plaatsen waar deze kunnen worden aangelegd langs bestaande of geplande grote infrastructuren. Ter compensatie zullen indien mogelijk bestaande lijnen worden verwijderd om een globaal milieuevenwicht te bewaren; − ondergrondse kabels in de andere gevallen; • verdere ontwikkeling van de zeer hoge spanningsverbindingen (380 kV) via luchtlijnen om redenen van technische en economische aard.

ALGEMENE

OPBOUW VAN HET

“INVESTERINGSPLAN”

Dit Investeringsplan stoelt op dezelfde principes die werden bepaald voor het Investeringsplan 2003-2006. Het Investeringsplan telt 7 hoofdstukken en hun respectieve bijlagen. Het hoofddocument heeft tot doel: • een stand van zaken op te maken betreffende de vordering van de versterkingen die in de vorige Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 voorzien werden; • een voorstel van versterking van het net tegen 2007 uit te werken op basis van verschillende scenario’s die worden opgesteld op basis van evolutiehypotheses; • de mogelijke richtinggevende pistes met betrekking tot de versterking van het net en de beslissingen betreffende studieprojecten, op langere termijn, te actualiseren; • de nieuwe methodologische ontwikkelingen te beschrijven die in het kader van dit Investeringsplan worden gebruikt. Om de informatie in het hoofddocument te beperken, wordt de lezer verzocht de bijlagen te raadplegen voor: • alle informatie over de methodologieën die al werden beschreven in het Investeringsplan 2003-2006; • de redenen voor de investeringen die in de vorige Investeringsplannen 20032006 en 2004-2007 voorzien werden. Na een korte beschrijving van de rol van het elektriciteitstransmissienet geeft het eerste hoofdstuk de methodologie van de ontwikkeling van het net die in dit Investeringsplan werd toegepast. De hoofdstukken 2 en 3 zijn gewijd aan de beschrijving van de basishypotheses en de scenario’s die werden uitgewerkt vanuit het standpunt van het elektriciteitsverbruik enerzijds en de elektriciteitsproductie anderzijds. Hoofdstuk 4 vat de dimensioneringscriteria van het distributienet samen en beschrijft de nieuwe concepten die werden ontwikkeld in het kader van het proces om het transmissienet te dimensioneren. Het is ongetwijfeld nuttig eraan te herinneren dat het om een complex proces gaat, aangezien hierbij rekening moet 6

Het beleid van de netbeheerder zal echter worden bijgestuurd indien dit noodzakelijk mocht blijken om aan de vigerende wetgeving te voldoen.


15

worden gehouden met technische, economische en milieufactoren en met hun talrijke interacties. Hoofdstuk 5 beschrijft het referentie-distributienet. De netversterkingen die het gevolg zijn van de vereiste distributiecapaciteit worden weergegeven in de hoofdstukken 6 en 7. Tot besluit volgt een samenvatting van het uitvoeringsplan van de investeringen voor de versterking van het net dat aan de VREG wordt voorgelegd. Het voorliggend Investeringsplan werd opgesteld op basis van een aantal gegevens, die elders in deze tekst nader worden omschreven. Een belangrijk deel van deze gegevens zijn hypothetisch en dus per definitie onzeker. Bijgevolg is de uitvoering van sommige investeringen afhankelijk van beslissende elementen: de investeringsvoorstellen die in dit plan worden aanbevolen, kunnen het voorwerp zijn van eventuele wijzigingen die verbonden zijn met de evolutie van de elektriciteitsmarkt en van de beslissingen van de betrokken marktspelers. Bovendien zorgt de voortdurende evolutie van de geldende wetten en regelgevende teksten op het vlak van de elektriciteit (in ruime zin genomen, met inbegrip van milieu, stedenbouw, enz. ) voor andere elementen van onzekerheid. Zo kan Elia geen vaste en definitieve verbintenissen aangaan met betrekking tot de uitvoeringstermijnen van de investeringen, aangezien deze termijnen sterk afhankelijk zijn van de procedures voor het verkrijgen van de vergunningen.

16


30 juni 2005

1

Methodologie van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet


17

18


30 juni 2005

1.1 HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET

IN BELGIË

De rol en de structuur van het Belgische elektriciteitsnet werden in het Investeringsplan 2003-2006 voorgesteld. De gedetailleerde beschrijving is beschikbaar in bijlage bij hoofdstuk 1 van dit document. Het transmissienet dat door Elia System Operator (“Elia”) als netbeheerder wordt beheerd, bestaat uit luchtlijnen en ondergrondse kabels met een spanning van 380 kV tot en met 30 kV. Meer dan 800 hoogspanningsposten zetten de spanning naar het gewenste niveau om. Het volledige hoogspanningsnet bestaat uit 8.276 km verbindingen, waarvan 5.674 km luchtlijnen en 2.602 km ondergrondse kabels.

1.2 METHODOLOGIE

VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET

ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET Het Investeringsplan is in de eerste plaats bedoeld om een plan uit te werken voor de uitbreiding van het net voor de komende drie jaar, rekening houdend met de waarschijnlijke behoeften van de huidige en toekomstige gebruikers, en waarbij wordt nagestreefd om de gewenste beschikbaarheid en betrouwbaarheid zo goed mogelijk te waarborgen. De methodologie van het Investeringsplan streeft dit doel na. Bovendien beoogt de methodologie van het Investeringsplan rekening te houden met: • de onzekerheden die de ontwikkeling van het net kenmerken; • de tijdsaspecten die met deze onzekerheden zijn verbonden. Deze methodologische aspecten worden beschreven in de onderstaande delen 1.2.1 tot 1.2.3.

1.2.1

ALGEMENE BESCHRIJVING De methodologie van het Investeringsplan kan in drie verschillende fases worden uitgesplitst: • De eerste fase bestaat in het vastleggen van de parameters die een bepalende invloed hebben op de ontwikkeling van het net, zoals bijvoorbeeld de evolutie van het elektriciteitsverbruik en de evolutie van het productiepark. Ook de spreiding van het verbruik over de verscheidene afnamepunten vormt een zeer belangrijk element in deze fase. • In een tweede fase wordt een reeks uiteenlopende scenario’s uitgewerkt op basis van de verschillende hypotheses die na afloop van de eerste fase zijn overgebleven. Met behulp van deze scenario’s moeten alle denkbare scenario’s kunnen worden bestreken die op het vlak van het beleid inzake de energievoorzieningscenario’s van het Gewest worden bepaald (energieonafhankelijkheid, quota van groene energie, inplanting van nieuwe productie-eenheden, …). Voor ieder scenario worden vervolgens de vereiste netversterkingen bepaald volgens welbepaalde technische criteria. • In de derde fase worden de aan te brengen wijzigingen geëvalueerd, waarbij niet alleen rekening wordt gehouden met de technische criteria, maar ook met de


19

economische en milieugebonden aspecten, evenals overwegingen in verband met de ruimtelijke ordening. De laatste twee fases vormen een iteratief proces.

1.2.2

ONZEKERHEDEN DIE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET KENMERKEN Dit Investeringsplan heeft betrekking op de spanningsniveaus van 70 kV tot 30 kV. De evolutie van het elektriciteitsverbruik heeft een zeer grote impact op de ontwikkeling van deze spanningsniveaus. De onzekerheden die de ontwikkeling van het net kenmerken, vinden hun oorsprong vooral in: • de evolutie en lokalisatie van het verbruik; de belangrijkste onzekerheden houden verband met enerzijds de beheersing van de vraag, die in hoge mate afhankelijk is van de wijze waarop de verbruiker op de bestaande incentives reageert (REG-maatregelen, CO2-taks, enz.) en anderzijds met de lokalisatie van nieuwe afnamepunten/of de aanzienlijke groei van bestaande plaatselijke afnamepunten; • de mate van ontwikkeling van decentrale productiemiddelen en hun lokalisatie. Beide facetten die in het Investeringsplan 2003-2006 werden gedetailleerd, komen in bijlage bij hoofdstuk 1 van dit document uitvoeriger aan bod.

1.2.3

DE VISIE OP KORTE EN MIDDELLANGE TERMIJN Overigens hebben niet alle beslissingen in verband met de ontwikkeling van het net waarmee het Investeringsplan rekening houdt dezelfde reikwijdte: • beslissingen voor de korte termijn zijn economisch en/of technisch onomkeerbaar; • de projectenportefeuille op middellange termijn zal geleidelijk nauwkeuriger worden omschreven in functie van het zich al dan niet bevestigen van de hypothesen verbonden met deze portefeuille. De twee opeenvolgende termijnen zijn de volgende: • een korte termijn: deze heeft betrekking op de eerste twee jaar van de periode die in dit plan wordt behandeld; • een middellange termijn. De redenen voor deze keuze werden toegelicht en goedgekeurd in het kader van de uitwerking van het eerste Investeringsplan 2003-2006; ze worden nader toegelicht in bijlage bij hoofdstuk 1 bij dit document.

20


30 juni 2005

2

Evolutie van het verbruik


21

22


30 juni 2005

De uitwerking van lokale verbruiksprognoses is een onmisbare fase bij het opstellen van het Investeringsplan voor het elektriciteitsnet. De lokale verbruiksprognoses vloeien voort uit een vergelijkingsproces tussen twee informatiebronnen die elk vanuit een andere logica vertrekken, meer bepaald vanuit een “macro-economische” en een “micro-economische” invalshoek. De gedetailleerde beschrijving van dit proces, in het kader van de klassieke, deterministische planningsmethodes, die voornamelijk steunen op het werkingspunt van het net op de piek, was het voorwerp van het Investeringsplan 2003-2006 en is beschikbaar in bijlage bij hoofdstuk 2 van dit document. De zogeheten micro-economische benadering is van cruciaal belang voor de regionale ontwikkeling van de netten. Ze is immers bepalend voor de berekening van lokale verbruiksprognoses die de ontwikkeling van het net op de betrokken spanningsniveaus aansturen. Deel 2.1 infra stelt het macro-energetisch kader voor dat als referentie dient voor dit Investeringsplan. Het steunt voornamelijk op de energievooruitzichten op lange termijn die het Federaal Planbureau heeft vastgesteld. De definitie van de verbruiksscenario’s die het gevolg zijn van het opnemen van de resultaten van de micro-economische benadering in het macro-energetisch kader is het voorwerp van deel 2.2 infra. Deel 2.3 is gewijd aan de laatste methodologische ontwikkelingen m.b.t. de lokale verbruiksprognoses.

2.1 MACRO-ENERGETISCH

KADER

Het macro-energetisch kader van dit Investeringsplan steunt voornamelijk op de energievooruitzichten op lange termijn van het Federaal Planbureau, inzonderheid op de studies: • Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, Planning Paper 95 (BfP/PP95); • Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Federaal Planbureau, Working Paper 19-04 (BfP/MDE). De vooruitzichten BfP/PP95 werden gegenereerd op basis van een kwantitatieve analyse die steunt op het model PRIMES7, dat de werking van het Belgische energiesysteem op geïntegreerde wijze simuleert. De projectie BfP/MDE is dan weer een alternatieve projectie van de vraag naar elektriciteit, rekening houdend met meer voluntaristische strategieën en maatregelen voor het beheer van het energieverbruik: ze steunt op de integratie van de vooruitzichten van het referentiescenario van BfP/PP95 en van de potentiële

7

PRIMES is een energiemodel dat de Europese energiemarkt in haar geheel en de energiemarkten van de lidstaten op lange termijn simuleert (tegen het jaar 2030). Dit model is een toepassing waarmee men de energiemarkt kan analyseren en voorspellingen kan maken over deze markt, rekening houdend met de verschillende varianten op het vlak van de externe omgeving (economische groei en structuur, prijs van de brandstoffen, enz.). Bovendien kan men dankzij dit model de impact van politieke keuzes op het energievlak simuleren. Dit is een partieel evenwichtmodel, gebaseerd op de hypothese dat zowel producenten als consumenten op prijssignalen reageren. Het evenwicht wordt bereikt wanneer in ieder segment van het energiesysteem de prijs de vraag en het aanbod op dezelfde hoogte brengt. Het evenwicht wordt “partieel” genoemd omwille van het feit dat er geen feedback is van de energetische sfeer naar de economische sfeer. Het elektriciteitsverbruik vormt een van de segmenten van de endogeen gemaakte energiemarkt in PRIMES. Lezers die geïnteresseerd zijn in een volledige beschrijving hiervan, kunnen terecht in bijlage 1 van de Planning Paper 88 van het Federaal Planbureau.


23

energiebesparingen afgeleid uit de studie van het Fraunhofer Institute8. Het Federaal Planbureau benadrukt in zijn Working Paper 19-04 (BfP/MDE): «Deze alternatieve projectie vormt dus geen alternatief scenario, in de klassieke betekenis van dit woord, voor het referentiescenario in de studie van het Federaal Planbureau, aangezien deze projectie niet voortkomt uit hetzelfde methodologische kader (model, hypotheses enz.). Ze houdt geen rekening met de economische impact van de strategieën en maatregelen die noodzakelijk zijn om elektriciteit te besparen.» Buiten deze twee studies werden ook de studie van de Europese Commissie «European Energy and Transport Trends to 2030» («Trends to 2030») en de studie van het Fraunhofer Institute geraadpleegd. Het macro-energetisch referentiekader van dit Investeringsplan valt uiteen in twee duidelijk van elkaar onderscheiden varianten die toelaten rekening te houden met een vrij breed spectrum van vooruitzichten inzake elektriciteitsverbruik dat representatief is voor het onzeker karakter van de evolutie van dit verbruik: • de hoge variant is afgeleid van het referentiescenario van de studie BfP/PP95; • de lage variant steunt op de projectie BfP/MDE en simuleert een voluntaristische context van beheersing van de elektriciteitsvraag. De onderstaande delen 2.1.1 en 2.1.2 bevatten respectievelijk: • de beschrijving van de basishypotheses van de langetermijnvooruitzichten van het Federaal Planbureau; • het macro-energetisch referentiekader in de beide varianten die hierboven worden beschreven en de onderliggende vooruitzichten inzake elektriciteitsverbruik op basis van de berekeningen waarop dit Investeringsplan 2005-2008 van het transmissienet steunt.

2.1.1

BASISHYPOTHESES De energieprojecties op lange termijn, die het Federaal Planbureau heeft opgesteld, steunen op een aantal hypotheses die we hierna kort samenvatten. Deze hypotheses zijn dezelfde voor de hoge en de lage variant van elektriciteitsverbruik waarop dit Investeringsplan steunt. Economische groeihypotheses voor België De economische groeiverwachtingen (BBP) waarop de simulaties voor de periode 2005-2012 zijn gebaseerd, situeren zich rond 2,1% per jaar, wat overeenstemt met de gemiddelde groei die de voorbije jaren werd waargenomen. We stellen een lichte vertraging van de economische groei vast tijdens het tweede gedeelte van de beschouwde periode ten opzichte van het eerste gedeelte; de verwachte gemiddelde jaarlijkse groei bedraagt 2,2% voor de periode 2005-2008 en 2,0% voor de periode 2008-2012. Onderstaande tabel 2.1 bevat de hypotheses betreffende de evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden bij constante prijzen tussen 2005 en 2012.

8

«Beheer van de energievraag in het kader van de inspanningen die België moet leveren om de uitstoot van broeikasgassen te beperken», studie die het Fraunhofer Institute uitvoerde in opdracht van de Belgische Federale Overheid van Economische Zaken (mei 2003). Deze studie is specifiek gewijd aan de gedetailleerde analyse van de meest veelbelovende maatregelen tot beheer van de energievraag; deze maatregelen moeten worden ondersteund in het kader van de verbintenissen die België is aangegaan op het gebied van het verminderen van de uitstoot van broeikasgassen.

24


30 juni 2005

Tabel 2.1: Evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden per sector bij constante prijzen 2005-2012, in % per jaar Bronnen: BfP/PP95, BNB

De activiteiten van de industrie en de tertiaire sector zouden groeien tegen een vergelijkbaar tempo, wat breekt met de «traditionele» hypothese van omslag van de toegevoegde waarde van de industrie naar de diensten. Binnen de industrie zouden de chemische sector en, in mindere mate, de sectoren non-ferro metalen en metaalverwerking de meest dynamische sectoren zijn. Anderzijds gaat men uit van een achteruitgang of nagenoeg een stilstand van de traditionele industrieën zoals de ijzer- en staalindustrie en de textiel.

Demografische hypotheses Op basis van de hypotheses dat, enerzijds, de gemiddelde grootte van de gezinnen kleiner zal worden9 en, anderzijds, de Belgische bevolking licht zal toenemen10, zou het aantal gezinnen tijdens de periode 2005-2012 een gemiddelde aangroei van 0,8% per jaar kennen, goed voor 249.000 extra gezinnen in 2012 ten opzichte van 2005.

Hypotheses met betrekking tot de prijzen van energieproducten Figuur 2.2 toont de onderliggende tendensen voor de internationale brandstofprijzen. De steenkoolprijs zou stabiel blijven, terwijl de prijsnoteringen van aardolie en aardgas tussen 2005 en 2012 een lichte stijging zouden laten

9

10

De gemiddelde gezinsgrootte wordt voor 2010 op 2,3 leden geraamd, daar waar zij in 2000 nog 2,4 leden bedroeg. Deze evolutie is sociaal-cultureel van aard en houdt verband met de opkomst van “atypische” gezinsvormen zoals eenoudergezinnen, alleenstaanden, gescheiden ouders enz. België zal in 2010 naar schatting 10,332 miljoen inwoners tellen, tegenover 10,281 miljoen in 2000.


25

optekenen. De prijs van aardolie zou dus 20,8 dollar per vat bedragen in 2012, de prijs van steenkool 17,5 dollar per gelijkwaardig vat olie. Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in Euros (2000)/toe)

Klimaathypotheses Er wordt verondersteld dat de klimaatomstandigheden tijdens de beschouwde periode constant zullen blijven. Als referentie worden daarbij de klimaatomstandigheden gehanteerd die in 2000 werden opgetekend11. In navolging van het Federaal Planbureau merken we op dat 2000 een vrij zacht jaar was, zodat deze hypothese kan leiden tot een zekere onderschatting van het toekomstige elektriciteitsverbruik van de gezinnen en, in mindere mate, van de diensten.

2.1.2

VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK Rekening gehouden met de hypotheses die voor de hoge variant werden gehanteerd, zal het Belgische elektriciteitsverbruik tijdens de periode 2005-2012 gemiddeld met 1,6% per jaar toenemen en op het einde van deze periode 95 TWh bedragen. In de lage variant wordt uitgegaan van een lagere gemiddelde jaarlijkse groei van het elektriciteitsverbruik; in deze variant zou de groei 0,7% bedragen, waardoor het verbruik in 2012 zou uitkomen op 89 TWh. In beide varianten vertoont het groeicijfer van het Belgische elektriciteitsverbruik dus een daling in vergelijking met de voorbije tien jaar, toen de groei gemiddeld

11

De klimaatomstandigheden worden gemodelleerd op basis van het aantal graaddagen Figas, d.w.z. de som van de verschillen tussen 16,5°C en de gelijkwaardige dagtemperaturen (gewogen gemiddelde van de gemiddelde dagtemperaturen van de laatste drie dagen, inclusief de lopende dag), voor zover die laatste zich onder 16,5°C bevinden.

26


30 juni 2005

2,1% per jaar bedroeg. Deze verwachte tragere toename van de elektriciteitsvraag ligt in het verlengde van de tendens die al een twintigtal jaar wordt waargenomen. Bovendien zal de verwachte toename van het elektriciteitsverbruik lager zijn dan de groei van de economische activiteit. Deze vaststelling wijst op: • een geleidelijke verzadiging van het park van elektrische installaties, gecombineerd met een verbetering van hun energie-efficiëntie; • een sterkere progressie van de tertiaire sector dan van de industrie. De figuur 2.3 toont de voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik volgens beide varianten evenals de vergelijking met de varianten die in de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 werden gehanteerd. Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012 volgens de hoge variant en de lage variant (in TWh) en vergelijking met de varianten die in de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 werden gehanteerd


27

De structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik per activiteitensector, hierna de “sectorale structuur” genoemd, zal in beide beschouwde varianten in hoge mate gelijklopen en blijft betrekkelijk stabiel tijdens de beschouwde periode. Ze blijft immers gekenmerkt door een overwicht van de industrie – goed voor meer dan de helft van het totale elektriciteitsverbruik – en door een niet verwaarloosbaar aandeel van het huishoudelijke verbruik, dat bijna één derde van het totale elektriciteitsverbruik voor zijn rekening neemt. In de hiernavolgende delen worden de vooruitzichten op het vlak van het elektriciteitsverbruik geschetst, zoals die uit beide varianten naar voren komen en wel vanuit twee invalshoeken: • de sectorale structuur van het elektriciteitsverbruik tegen 2012; • de gemiddelde sectorale groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012.

Sectorale structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik De sectorale structuren van het elektriciteitsverbruik die in beide varianten worden geprojecteerd, vertonen weinig verschillen. De grote tendensen, die zich tussen nu en 2012 aftekenen, zijn de volgende: • De industrie zal nog altijd het leeuwendeel van het elektriciteitsverbruik voor haar rekening nemen (54%). Binnen die sector zullen de chemische nijverheid en, in een mindere mate, de ijzer- en staalindustrie de grootste elektriciteitsvolumes verbruiken, aangezien beide bedrijfstakken alleen al goed zijn voor respectievelijk 20% en 8% van het totale elektriciteitsverbruik in België. • Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal eveneens aanzienlijk blijven: de huishoudelijke verbruikers zullen ongeveer 29% van het totale elektriciteitsverbruik vertegenwoordigen. • Ten slotte en ondanks de forse toename die tijdens de beschouwde periode wordt opgetekend, zal het elektriciteitsverbruik van de dienstensector gematigd blijven in vergelijking met de industriële en huishoudelijke sectoren. De tertiaire sector zal hooguit 16% van het totale elektriciteitsverbruik voor zijn rekening nemen. De tabellen 2.4 en 2.5 geven meer details over de geprojecteerde evolutie per sector van het elektriciteitsverbruik (in GWh) tussen 2005 en 2012, respectievelijk voor de hoge en de lage variant.

28


30 juni 2005

Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, hoge variant)

Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, lage variant)


29

Sectorale groeipercentages tussen 2005 en 2012 De gemiddelde jaargroei van het Belgische elektriciteitsverbruik over de periode 2005-2012 zou volgens de hoge variant 1,6% en volgens de lage variant 0,7% bedragen. Globaal gezien dragen alle economische sectoren bij tot de daling van de groei van het elektriciteitsverbruik zoals ze in de lage variant wordt gesimuleerd, met uitzondering van de sectoren transport en energie die integendeel een toename van het elektriciteitsverbruik in de lage variant laten optekenen. Deze vaststelling kan paradoxaal lijken, maar laat zich verklaren door fenomenen van substitutie tussen energievormen die we in dit deel nader beschrijven.

Hoge variant De tertiaire sector zou, met een gemiddelde stijging van 2,4% per jaar in de periode 2005-2012, de sterkste groei van het elektriciteitsverbruik vertonen. Deze trend wijst op de economisch goede gezondheid van de dienstensector, maar ook op het toenemend gewicht van het elektriciteitsverbruik in het energieverbruik van de dienstensector. Het elektriciteitsverbruik van de tertiaire sector wordt in het bijzonder gestimuleerd door het specifieke gebruik van elektriciteit (verlichting en elektrische toestellen) en, in mindere mate, door de ontwikkeling van klimaatregelingsinstallaties. Het elektriciteitsverbruik in de industrie zal weliswaar minder krachtig toenemen dan in de diensten, maar zal over de beschouwde periode toch nog een sterke toename kennen, met een gemiddelde groei van 2% per jaar. Een nadere analyse van de verschillende subsectoren leert ons dat de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie vooral door de chemische nijverheid zal worden gedragen, niet alleen wegens haar gewicht (meer dan één derde van het industrieel verbruik), maar ook door haar sterke dynamiek (gemiddeld + 3,5% per jaar, vooral onder invloed van de goede gezondheid van haar activiteiten). In mindere mate zouden ook de sectoren non-ferro metalen, metaalverwerking en voeding, drank en tabak de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie ondersteunen, vooral onder invloed van een sterke economische dynamiek. De ijzer- en staalindustrie ziet haar elektriciteitsverbruik licht toenemen als gevolg van een veronderstelde herstructurering van het productieapparaat die bevorderlijk zou zijn voor het elektriciteitsverbruik (vervangen van de hoogovens door elektrische ovens). In de transportsector zal het elektriciteitsverbruik in de periode 2005-2012 stagneren (- 0,2%): • de stijging van de energiebehoeften in combinatie met de toename van het personenvervoer heeft geen weerslag op het elektriciteitsverbruik: ze heeft vooral betrekking op het luchtvervoer; • de stijging van het elektriciteitsverbruik als gevolg van de toename van het goederenvervoer per spoor wordt gecompenseerd door een hypothese van grote verbetering van zijn energie-efficiëntie. Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal stijgen tegen het bescheiden tempo van gemiddeld 0,7% per jaar tijdens de periode 2005-2012. Deze trage toename wordt verklaard door verschillende hypotheses: • De gevoelige verbetering van de energie-efficiëntie van de gebouwen en van de huishoudapparaten remt de toename van het elektriciteitsverbruik door de

30


30 juni 2005

gezinnen af. Bovendien zal het stimulerend effect van de nog steeds sterke stijging van het deel van het gezinsinkomen dat beschikbaar is voor verwarming of voor elektrische huishoudapparaten of het gebruik daarvan miniem zijn, aangezien deze behoeften in België al ruimschoots zijn gedekt. • De enige post die nog weinig ontwikkeld is en een potentiële marge creëert, is die van de klimaatregelingsinstallaties: de globale invloed van een intensivering van dit gebruik op de dynamiek van het elektriciteitsverbruik door de gezinnen zal, indien ze concreet wordt, heel beperkt zijn in termen van energie. Anderzijds mag de invloed van dit fenomeen op het profiel van de elektriciteitsbelasting niet worden onderschat. Tijdens heel warme periodes bestaat het risico dat het gebruik van klimaatregelingsinstallaties op sommige voedingspunten van het net verbruikspieken teweegbrengt die problemen kunnen veroorzaken voor het beheer van het net. • Bovendien leidt de beschouwde hypothese inzake klimaatomstandigheden12 tot een onderschatting van de potentiële toename van het elektriciteitsverbruik als gevolg van het gebruik van verwarming, ook al moet deze potentiële onderschatting worden gerelativeerd door de zwakke en afnemende penetratie in België van elektrische verwarming.

Lage variant De lage variant geeft een simulatie van de vraag naar elektriciteit in het geval van intensivering van de voluntaristische acties die worden ondernomen op het vlak van besparingen inzake energieverbruik. Dit deel concentreert zich op het verwachte resultaat van de maatregelen tot beheersing van het elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012: het legt de nadruk op de voornaamste bronnen van besparingen van verbruik in de lage variant in vergelijking met de hoge variant.

12

Deze hypothese behoudt voor de hele beschouwde periode de temperatuuromstandigheden van het jaar 2000, veeleer dan te werken met een historisch gemiddelde. Het aantal graaddagen in het jaar 2000 is historisch laag.


31

Figuur 2.6: Verdeling van de besparingen inzake elektriciteitsverbruik, tegen 2007 en 2012, in GWh van de lage variant in vergelijking met de hoge variant

Figuur 2.6 toont dat alle sectoren een bijdrage leveren tot de inspanningen om het elektriciteitsverbruik te beheersen, met uitzondering van de sectoren transport en energie. De industrie draagt het meest bij tot de maatregelen die tot doel hebben de vraag onder controle te houden13: zij neemt meer dan de helft van de totale inspanning op zich; het verbruik in deze sector stijgt met +1,1% in de lage variant, tegen +2,0% in de hoge variant. De industriële takken ondersteunen deze beweging. De chemische sector en de ijzer- en staalindustrie zijn alleen al goed voor meer dan de helft van de verwachte elektriciteitsbesparingen in de industrie, gelet op het relatieve belang van hun verbruik in vergelijking met de overige sectoren. Ook de gezinnen leveren een wezenlijke bijdrage tot de besparingen van elektriciteit die voortvloeien uit de maatregelen tot beheersing van de vraag14. Zij nemen ongeveer een kwart van de totale inspanningen op zich. Bijgevolg is de groei van de vraag in deze sector, voor de in het plan beschouwde periode, negatief in de lage variant: -0,3% tegen +0,7% voor de hoge variant. De tertiaire sector realiseert ongeveer 20% van de elektriciteitsbesparingen in het kader van de inspanningen die worden geleverd om de energievraag onder controle te krijgen. De toename van het elektriciteitsverbruik in deze sector voor 13

De maatregelen tot beheersing van de energievraag die aan de basis liggen van de simulaties van beheersing van de vraag voor de industrie behelzen: •akkoorden waarover per sector wordt onderhandeld; •een herziening van de bestaande programma’s tot subsidiëring van de inspanningen inzake energie-efficiëntie; •invoeren van begeleidingsprocedures (energieaudits); •bijzondere fiscale maatregelen (energie- en CO2-belastingen); •creëren van een markt van emissierechten.

14

Voor de gezinnen behelzen de beoogde maatregelen om de stijging van het elektriciteitsverbruik te matigen meer bepaald: •uitwerken van normen inzake energieprestaties voor gebouwen; •een actief informatiebeleid betreffende de hulp die de overheid biedt om gezinnen ertoe aan te zetten de juiste keuzes te maken op het gebied van energieverbruik; •een actief bewustmakings- en vormingsbeleid op het vlak van energiebesparingen.

32


30 juni 2005

de periode 2005-2012 daalt met de helft en bedraagt +1,2% in de lage variant tegen +2,4% in de hoge variant. De voor deze sector gesimuleerde maatregelen komen sterk overeen met die voor de gezinnen. Voor de transport- en energiesector leidt de variant van beheersing van het energieverbruik15 integendeel tot een niveau van elektriciteitsverbruik dat hoger is in de lage dan in de hoge variant. • Het elektriciteitsverbruik in de transportsector is inderdaad vooral het gevolg van het spoorvervoer; het opvoeren van de beheersing van de energievraag streeft naar een intermodaal substitutiefenomeen, waarbij het gebruik van het spoor wordt bevorderd ten koste van het wegvervoer. Aldus bedraagt de groei voor de in het plan beschouwde periode -0,2% in de hoge variant en +1,9% in de lage variant. • Ook in de energiesector is het elektriciteitsverbruik in de lage variant hoger dan in de hoge variant: +0,8% tegen –3,9%. De invloed van de toename in deze sector is echter verwaarloosbaar, aangezien het verbruik dat in deze sector wordt gegenereerd heel beperkt doorweegt in de totale vraag naar elektriciteit (minder dan 0,1%).

Overzichtstabel De tabel 2.7 geeft een overzicht van de jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012, per sector uitgesplitst en respectievelijk voor de hoge en de lage variant. Tabel 2.7: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2005-2012)

2.2 DEFINITIE

VAN DE VERBRUIKSSCENARIO’S

(AFGENOMEN

VERMOGEN) De dimensionering van het elektriciteitsnet is onder meer gebaseerd op prognoses met betrekking tot de afnames van alle lokale verbruikersgroepen, die door het net “op de piek” worden bevoorraad. Deze gegevens worden hierna per sector gebundeld, zowel voor de twee deelperiodes van het Investeringsplan die voor de 15

De studie BfP/MDE steunt op het onderzoek naar het potentieel van beheersing van de totale energievraag: elektriciteit en de andere energievormen evenals hun wisselwerking worden onderzocht. Bijgevolg leiden sommige fenomen van substitutie tot «negatieve inspanningen» voor sommige energiesegmenten.


33

ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden beschouwd, als voor beide verbruiksvarianten die in aanmerking zijn genomen16. Vooraleer de resultaten te becommentariëren, moet de aandacht worden gevestigd op de volgende elementen. Het niveau van een lokaal verbruik in functie van het tijdstip van het jaar en de dag, nl. zijn “profiel”, vertoont aanzienlijke verschillen naargelang van het beschouwde verbruikstype: industrie, gezinnen, handel enz. Deze “desynchronisatie” komt uiteraard ook tot uiting in de overeenkomstige sectorale totalen. Bijgevolg varieert het relatieve gewicht van de verschillende sectoren in het totale verbruik naargelang van de beschouwde referentieperiode. Dit verklaart waarom het relatieve aandeel, in termen van vermogen, van elke hierna besproken sector “op de piek” aanzienlijk verschilt van het relatieve gewicht dat aan dezelfde sectoren wordt toegekend in deel 2.1, waarin het jaarlijkse energieverbruik onder de loep wordt genomen17.

2.2.1

HOGE VARIANT

Tegen 2007 Tegen 2007 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 14,6 GW in het kader van de hoge variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,5 GW afnemen, of 65% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zullen 4,6 GW of 32% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie twee derde voor hun rekening met respectievelijk 1,7 en 1,4 GW.

16

17

Er moet op worden gewezen dat onderstaande gegevens betrekking hebben op de perimeter van het net dat Elia beheert; met andere woorden, ze hebben betrekking op het Belgische grondgebied en een deel van het Luxemburgs net dat door Elia (Sotel) wordt gevoed. De belangrijkste verschillen situeren zich op het vlak van het relatieve gewicht van de groep “gezinnen, tertiaire sector, klein- en middenbedrijf” enerzijds en van de industrie anderzijds. Zo weegt het verbruik van de groep, “gezinnen, tertiaire sector, kleine en middelgrote ondernemingen” aanzienlijk zwaarder door op het ogenblik van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het industriële verbruik daarentegen weegt minder zwaar door op het tijdstip van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het tijdstip van de nationale piek (omstreeks 18:00 uur op een winterdag) verklaart deze vaststelling, aangezien op dat ogenblik verscheidene huishoudelijke toepassingen gelijktijdig en massaal voorkomen (verlichting, bereiding van de maaltijd, verwarming).

34


30 juni 2005

Na 2007 Tegen 2012 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 15,8 GW voor de hoge variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 10,2 GW afnemen, of 65% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zullen 5,1 GW of 33% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie nog steeds het leeuwendeel voor hun rekening nemen met respectievelijk 2 en 1,5 GW. Figuur 2.8: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – Hoge variant

2.2.2

LAGE VARIANT

Tegen 2007 Tegen 2007 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 14,3 GW in de lage variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,2 GW afnemen, of 65% van het totale vermogen. De industriële afnemers zouden 4,6 GW of 32% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,6 en 1,5 GW.

Na 2007


35

Tegen 2012 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 14,8 GW in de lage variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,3 GW afnemen, of 63% van het totale vermogen. De industriële afnemers van hun kant zullen 5 GW verbruiken, of 34% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie de belangrijkste verbruikers blijven met een verbruik van respectievelijk 1,9 en 1,5 GW. Figuur 2.9: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – Lage variant

36


30 juni 2005

2.3 LAATSTE

METHODOLOGISCHE ONTWIKKELINGEN M.B.T. DE

LOKALE VERBRUIKSPROGNOSES

2.3.1

INVLOED VAN DE TEMPERATUUR OP HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK De waargenomen verbruikspiek schommelt van jaar tot jaar als gevolg van de grote afhankelijkheid van de klimaatomstandigheden. Aan dit kenmerk wordt bijzondere aandacht besteed in het proces van uitwerking van de verbruiksprognoses, dat werd beschreven in het kader van het Investeringsplan 2003-2006 (zie bijlage bij hoofdstuk 2 van dit document). Het mechanisme tot correctie van de bruto verbruiksgegevens in functie van de waargenomen temperatuur heeft tot doel de invloed van «uitzonderlijke» temperaturen op de piek van het residentieel verbruik te neutraliseren: het mechanisme verbetert het waargenomen piekgegeven door het terug te brengen op een niveau dat zou hebben gegolden bij «normale» temperaturen, teneinde het net te dimensioneren onafhankelijk van de klimaatschommelingen die van winter tot winter kunnen voorkomen18. Het traditionele correctiemechanisme wordt momenteel verfijnd en vervolmaakt, om gebruik te kunnen maken van de recente ontwikkeling van de mogelijkheden van informaticaverwerking van databanken19.

«Traditioneel» correctiemechanisme Het «traditionele» correctiemechanisme steunt op de gegevens betreffende het verbruik op het piekuur tijdens de wintermaanden. Het model telt slechts één explicatieve variabele: het gaat om een lineair regressiemodel van het lokaal verbruik op het uur van «de piek» van de dag in functie van de minimumtemperatuur die de vorige dag werd waargenomen.

Vervolmaakt correctiemechanisme Het «vervolmaakt» model is betrouwbaarder en nauwkeuriger: • het steunt op een veel groter staal van gegevens, nl. alle gegevens van uurverbruik over een periode van minimum twee jaar; • bovendien wordt de invloed van de temperatuurschommelingen op het residentieel verbruik, benevens het seizoensgebonden effect van de temperatuur, in een model gegoten na extractie van de cyclische impact (seizoen, dag, uur) en van de tendensgebonden evolutie van het verbruik, op maandbasis; • tot slot houdt het model rekening met het effect van inertie van het verbruik ten opzichte van kortstondige temperatuurschommelingen20. Onderstaande figuren 2.10 en 2.11 illustreren dit model van ontleding van het residentieel verbruik volgens deze verschillende bestanddelen.

18

Bovendien wordt het net gedimensioneerd om het verbruik bij extreme temperaturen te dekken.

19

Het mechanisme laat het gebruik toe van rijkere statistische en econometrische methodes. De variabele ‘temperatuur’ wordt uitgedrukt in termen van graaddagen Figas, gewogen gemiddelde van de graaddagen

20

van de laatste drie dagen. Bovendien wordt de graaddag Figas beschouwd als referentie-indicator bij het uitwerken van de langetermijnvooruitzichten van het Federaal Planbureau.


37

Figuur 2.10: Ontleding van het residentieel verbruik in invloedsfactoren – «vervolmaakt» model

Figuur 2.11: Voorbeeld van ontleding in seizoensgebonden en niet-seizoensgebonden bestanddelen van een chronologische reeks van gegevens inzake residentieel verbruik over een periode van drie en een half jaar

Het «vervolmaakt» model wordt momenteel gevalideerd en zal in principe in de praktijk gebruikt worden in het kader van een volgende Investeringsplan. Naast zijn troeven inzake betrouwbaarheid en nauwkeurigheid, maakt dit model ook volgende ontwikkelingen mogelijk: • een correctie op het residentieel verbruik van de invloed van temperaturen die lager zijn dan de normale seizoenswaarden en van temperaturen die hoger zijn dan de normale seizoenswaarden21; • een genuanceerde correctie volgens de maand van de waargenomen piek, waarbij normale seizoenstemperaturen of extremere temperatuurscenario’s als referentie werden genomen;

21

Gelet op de beperkte omvang van het staal waarmee wordt gewerkt in het kader van het «traditionele» correctiemechanisme, werden alleen de correcties van «abnormale» situaties in termen van negatieve temperatuur uitgevoerd, rekening houdend met een referentietemperatuur van 0°C.

38


30 juni 2005

• beter rekening houden met de verbruikspieken die zich voordoen buiten de traditionele piek van het verbruik in de winter en die gepaard gaan met gelijktijdige behoeften aan verwarming en verlichting. Zo kunnen de verbruikspieken die zich op gerichte wijze in de zomer voordoen en het gevolg zijn van de sterke toename van klimaatregelingsinstallaties in woningen en kantoorgebouwen worden geïdentificeerd en kan daarmee beter rekening worden gehouden in het kader van de netontwikkeling.

2.3.2

TENDENSGEBONDEN EVOLUTIE VAN HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK Zoals wordt geïllustreerd in figuur 2.10 hierboven, vat het «vervolmaakt» model niet alleen het effect van de temperatuur, maar ook de tendensgebonden evolutie van het elektriciteitsverbruik. Het gaat om waardevolle informatie die inzicht biedt in de groeicijfers betreffende de evolutie van het lokaal verbruik (micro-economische benadering); dit is een belangrijk element in het proces van uitwerking van prognoses betreffende de evolutie van het elektriciteitsverbruik (zie bijlage bij Hoofdstuk 2 van dit document).


39

40


30 juni 2005

3

Evolutie van de productie


41

42


30 juni 2005

De uitwerking van prognoses over de evolutie van de elektriciteitsproductie is een belangrijke fase in het opstellen van het uitbreidingsprogramma van het elektriciteitsnet. Deze prognoses trachten de evolutie van het elektriciteitsproductiepark te bepalen. Ze hangen nauw samen met het energiebeleid van een land en worden dan ook hoofdzakelijk beïnvloed door keuzes die de overheid heeft gemaakt. Niettemin is de elektriciteitsproductie in een geliberaliseerde marktomgeving ook onderworpen aan de wetten van de markt en van de vrije mededinging. Bijlage bij hoofdstuk 3 van dit plan bevat de lijst van de informatie die werd gebruikt bij het uitwerken van de hypotheses van het Investeringsplan met betrekking tot het productiepark. Het Investeringsplan steunt meer bepaald op het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit 2005-2014 werd in januari 2005 door de CREG ter goedkeuring aan de Minister voorgelegd. De hypotheses aan de basis van het productiepark, dat in voorliggend Investeringsplan wordt bestudeerd, komen overeen en hangen samen met de hypotheses die in het kader van het Indicatief Programma werden gehanteerd. In het bijzonder is het plan van buitengebruikstelling van de eenheden, dat werd uitgewerkt in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2002-2011 en de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007, niet langer van toepassing in het Investeringsplan 2005-2008, in overeenstemming met de hypotheses van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014.

3.1 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA PRODUCTIEMIDDELEN 2005-2014 3.1.1

VAN DE

CENTRALE PRODUCTIE Wat de centrale productie betreft, verwijst het Indicatief Programma van de Productiemiddelen naar de gegevens die de ondernemingen uit de sector hebben verstrekt over het bestaande productiepark.

3.1.2

DECENTRALE PRODUCTIE Voor de decentrale productie werkt het Indicatief Programma van de Productiemiddelen met varianten inzake investeringen in hernieuwbare energiebronnen enerzijds en investeringen in kwalitatieve warmtekrachtkoppelingsinstallaties anderzijds. Voor beide methodes van decentrale productie wordt er een “lage” en een “hoge” variant in aanmerking genomen. De “hoge” variant komt overeen met de quota’s die de gewesten hebben vastgesteld voor periodes die zij hebben bepaald. Na het verstrijken van deze periodes wordt de decentrale productie geacht zich te ontwikkelen tot een niveau dat in 2019 overeenstemt met het potentieel dat voor dit type productie wordt geraamd in bepaalde beschikbare studies, waaronder het verslag van de Commissie AMPERE.


43

De “lage” variant steunt op een minder snel evolutieschema dan het schema waarin de gewestelijke doelstellingen ter zake voorzien. Volgens het basisidee zou de naleving van de doelstellingen die de gewesten hebben vastgesteld voor de periodes die zij hebben bepaald de invoering vergen van bijkomende ondersteuningsmaatregelen.

Investeringsvarianten in hernieuwbare energiebronnen Hernieuwbare energiebronnen zijn een verzamelbegrip voor alle energie, die uit andere bronnen dan fossiele brandstoffen wordt opgewekt, met uitzondering van de kernenergie. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen beperkt het ontwikkelingspotentieel aan hernieuwbare energiebronnen in België tot de productie van windenergie en de valorisatie van biomassa, overeenkomstig de aanbevelingen van de Commissie AMPERE22. De met de “hoge” variant verbonden waarden stemmen op nationaal niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 hebben vooropgesteld. Tegen 2019 leiden de hierboven beschreven hypotheses ertoe rekening te houden met een totaal aan energie geproduceerd door de decentrale hernieuwbare energiebronnen van ongeveer 8,2 TWh. De “lage” variant voorziet een productie van de hernieuwbare energiebronnen van 4,6 TWh tegen 2019.

Investeringsvarianten in warmtekrachtkoppeling Het principe van de gecombineerde productie van warmte en elektriciteit bestaat erin om de energie-inhoud van de brandstof optimaal te benutten om zowel een vereiste hoeveelheid warmte op te wekken aan een gegeven temperatuur als een maximale hoeveelheid elektrische energie. De exploitatie van warmtekrachtkoppelingseenheden wordt gestuurd door de warmtevraag. Bijgevolg is de geproduceerde elektrische energie in principe, behoudens bijzondere bepalingen, niet gestuurd door het elektriciteitsverbruik. De met de “hoge” variant verbonden waarden, stemmen op nationaal niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 hebben vooropgesteld. Tegen 2019 leiden de hierboven beschreven hypotheses ertoe rekening te houden met een totaal aan energie geproduceerd door de warmtekrachtkoppelingseenheden van ongeveer 17,6 TWh. De “lage” variant voorziet een productie van de warmtekrachtkoppelingseenheden van 11,6 TWh tegen 2019.

3.2 HYPOTHESES

22

VAN HET

INVESTERINGSPLAN

Het AMPERE-verslag gaat ervan uit dat de overige hernieuwbare energiebronnen, d.w.z. waterkracht, fotovoltaïsche cellen, aardwarmte, getijdenenergie, alsook alternatieve energiebronnen (waterstof omgezet in brandstofcellen) in de loop van de komende twintig jaar slechts een marginale ontwikkeling zullen kennen. Het verslag kan worden geraadpleegd op de website http://mineco.fgov.be.

44


30 juni 2005

3.2.1

CENTRALE PRODUCTIE De hypotheses inzake centrale productie worden gedefinieerd in overeenstemming met deze die in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. Ze zijn gebaseerd op het productiepark zoals Electrabel dat heeft omschreven in de overeenkomst die werd opgesteld in het kader van de coördinatie van het afstemmen van de productie-eenheden (CIPU-overeenkomst) voor 2004 en op de inlichtingen die CPTE in 2003 verstrekte met betrekking tot de productieparken van Electrabel en SPE. We herinneren eraan dat het buitengebruikstellingsplan dat de betrokken producenten in januari 2000 officieel hebben aangekondigd en waarmee rekening werd gehouden in het Investeringsplan 2003-2006, betrekking had op alle klassieke thermische eenheden van 125 MW die in het bestaande productiepark voorkomen, met uitzondering van Rodenhuize 3. Volgende eenheden zouden aldus buiten gebruik worden gesteld: • periode 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 en Awirs 4; • periode 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 en Ruien 4. Dit buitengebruikstellingsplan komt niet langer voor in het Investeringsplan 20052008, aangezien de betrokken producenten lieten weten dat de buitengebruikstelling van deze productie-eenheden wordt uitgesteld naar een latere datum die nog moet worden bepaald. De andere hypotheses inzake centrale productie die in het Investeringsplan 20032006 voorkomen, worden bevestigd in het Investeringsplan 2005-2008. Zo gaat het productieplan ervan uit dat de volgende eenheden in bedrijf zijn: • alle eenheden met gecombineerde cyclus (STEG) die in 2000 in bedrijf waren; • alle klassieke gasgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Kallo 1 en Kallo 2, Ruien 6, Rodenhuize 4 en Awirs 5; • alle klassieke steenkoolgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Langerlo 1, Langerlo 2 en Ruien 5; • Monceau, Rodenhuize 2, Rodenhuize 3, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3, Ruien 4: klassieke eenheden van 125 MW; • de nieuwe eenheden die in 2002 in bedrijf werden gesteld of die gepland zijn voor 2005 of 2006 en waarvan de kenmerken worden beschreven in tabel 3.1 hierna.


45

Tabel 3.1: Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2005 of 2006 gepland zijn

De enige extra-productie-eenheid, waarvan de indienstname voor 2007 voorzien wordt, is de nieuwe eenheid van 200 MW aangesloten op 150 kV in de Antwerpse Haven (Nuon).

3.2.2

DECENTRALE PRODUCTIE De hypotheses van het Investeringsplan met betrekking tot hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling zijn conform aan deze door het Indicatief Programma van de Productiemiddelen aangekondigd worden. De hypotheses van het Investeringsplan met betrekking tot hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling zijn gebaseerd op de laatste gegevens die beschikbaar waren toen in mei 2004 de hypotheses werden vastgesteld met betrekking tot de studies die voor de behoeften van dit plan werden uitgevoerd: • de doelstellingen van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2002201123, met betrekking tot de globale vermogenvolumes opgesteld per Gewest; • de opvolging van de projecten en de aansluitingsaanvragen met betrekking tot de lokalisering van de productie-eenheden en de opsplitsing van het opgesteld vermogen: de opvolging van de projecten geschiedt op basis van de gegevens die bepaalde distributienetbeheerders verstrekken, en door het persoverzicht in het algemeen. De decentrale productie is als volgt gelokaliseerd: • de eenheden waarvan de aansluitingsaanvragen werden ingediend, worden in het load-flowmodel verbonden met de knooppunten van het net waarop ze volgens de planning zullen worden aangesloten; • het vermogensaldo, waarvan de lokalisering nog niet is bepaald, wordt gelijkmatig verdeeld over het 70-30 kV-net in Vlaanderen en in Wallonië, om te beletten dat sommige knooppunten bevoordeeld of benadeeld worden24. De onderstaande delen bieden een vergelijking tussen deze hypotheses en de hypotheses die voorkomen in het scenario K7 van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2002-2011, d.i. het referentiescenario van de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007.

23

Scenario’s B3 en K7.

24

Indien het saldo van het vermogen negatief is, is het beschouwd opgesteld vermogen de som van de opgestelde vermogens van de geplande projecten.

46


30 juni 2005

Hypotheses op het vlak van hernieuwbare energiebronnen Onderstaande figuur 3.2 maakt een vergelijking tussen de hypotheses van dit Investeringsplan, die van de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 in termen van evolutie van het opgesteld vermogen van de hernieuwbare energiebronnen, in vergelijking met de situatie in 2003. Figuur 3.2: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van de windparken25 in vergelijking met de situatie 2003

De voorspelde evolutie van de hernieuwbare energiebronnen26 wordt in de onderstaande tabel 3.3 samengevat.

25

Bij de dimensionering van het net, houdt men op basis van de beschikbare windgegevens, op de piek (in de winter), rekening met een aanwezig potentieel van: •49% voor de off-shore windturbines;

26

•29% voor de on-shore windturbines. Uitgaande van de nationale prognoses vervat in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen werden er gewestelijke prognoses opgesteld op basis van indicatoren, die door de volgende documenten werden aangereikt: •le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (Belgische Federale Overheid van het Waals Gewest, maart 2002); •het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000).


47

Tabel 3.3: Evolutie van het opgesteld vermogen van de windparken27 in vergelijking met de situatie in 200328, per Gewest29

Hypotheses op het vlak van off-shore windparken De onderstaande figuur 3.4 geeft de vergelijking tussen de hypotheses van dit Investeringsplan, die van de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 in termen van evolutie van het opgesteld vermogen van de off-shore windparken in vergelijking met de situatie 200330. Figuur 3.4: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van de off-shore windparken in vergelijking met de situatie 2003

27

Het gaat om het opgesteld vermogen van de productie-eenheden van windenergie. Bij gebrek aan informatie worden de investeringen betreffende de valorisatie van de biomassa in dit plan impliciet gevoegd bij de investeringen in warmtekrachtkoppeling. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen maakt immers geen onderscheid tussen windenergie en biomassa. Bovendien, in het kader van de aansluitingsaanvragen die de transmissie- en

28

29

distributienetbeheerder ontvangt, wordt de valorisatie van de biomassa vaak verward met warmtekrachtkoppeling. In het kader van deze hypotheses wordt in het Vlaams Gewest rekening gehouden met het totale opgesteld vermogen van de off-shore windparken. Rekening houdend met de beperkte oppervlakte van het grondgebied is het potentieel van hernieuwbare energiebronnen heel beperkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. In het kader van de hypotheses van dit Investeringsplan is dat potentieel impliciet opgenomen in het potentieel van het Vlaams en het Waals Gewest.

30

In het kader van de dimensionering van het net, houdt men op basis van de beschikbare windgegevens rekening met de aanwezigheid op de piek van 49% van het opgesteld vermogen.

48


30 juni 2005

De voorspelde evolutie van de off-shore windparken wordt in de onderstaande tabel 3.5 samengevat. Tabel 3.5: Evolutie van het opgesteld vermogen van de off-shore windparken in vergelijking met de situatie 2003

Hypotheses op het vlak van warmtekrachtkoppeling De onderstaande figuur 3.6 bevat de vergelijking tussen de hypotheses van dit Investeringsplan, die van de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 in termen van evolutie van het opgesteld vermogen van de investeringen in warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003. Figuur 3.6: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen inzake warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003

De hypotheses inzake warmtekrachtkoppeling zijn gebaseerd op indicatieve waarden die op gewestelijk niveau beschikbaar zijn. Tabel 3.7 bevat een overzicht van de voorspelde evolutie van de warmtekrachtkoppeling.


49

Tabel 3.7: Evolutie van het opgestelde vermogen in termen van warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003, per Gewest29

3.3 DEFINITIE

VAN PRODUCTIESCENARIO’S

Op basis van die hypotheses die in deel 3.3 werden beschreven, werden er twee scenario’s voor het productieplan ontwikkeld, in samenhang met de eerder besproken verbruiksscenario’s, met name de hoge variant en de lage variant31. Uit een nadere gegevensanalyse blijkt dat beide scenario’s nauwelijks van elkaar verschillen, zowel tegen 2007 als op middellange termijn. Om de opening van de Belgische elektriciteitsmarkt te bevorderen moeten ook toestanden onderzocht worden met zwaardere importen dan die voortvloeien uit een pure vergelijking van het Belgische productiepark en Belgisch verbruik. Deze scenario’s zullen op federaal niveau bekeken worden. De basisscenario’s die voortvloeien uit de confrontatie van een referentieproductiepark32 in België op de piek en het Belgische verbruik op de piek worden geïllustreerd in deel 3.3.1 hierna.

3.3.1

BASISSCENARIO’S VOOR DE PRODUCTIE

Hogeverbruiksvariant– Tegen 2007 Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, gaat het productiepark uit van een import van 1.850 MW nodig tegen het jaar 2007. Deze raming is gebaseerd op de hypothese van een totale benutting, op de piek, van het opgestelde vermogen van nieuwe eenheden, van welke aard ook: klassiek, off-shore windturbines en decentraal (warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energiebronnen). De opgegeven weerhouden vermogens houden rekening met de verschillende reserves en met een gemiddelde aanwezigheid van wind tijdens de verbruikspiek. De figuur 3.8 illustreert de scenario voor het productieplan die in aanmerking werd genomen tegen het jaar 2007 voor de hogeverbruiksvariant. 31 32

Naamgeving door het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. Onder referentieproductiepark verstaan we het productiepark waarbij in economische orde de productiegroepen opgesteld zijn, die in een normale situatie ingezet worden, met uitzondering van piekeenheden (zoals turbojets, gasturbines met open cyclus...).

50


30 juni 2005

Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot en met 2007, in MW – Hogeverbruiksvariant

Lageverbruiksvariant – Tegen 2007 Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, moet tegen 2007 1.400 MW worden ingevoerd. Deze benuttingsgraad is gebaseerd op dezelfde hypothese als die welke in het kader van de hogeverbruiksvariant wordt gehanteerd. De figuur 3.9 illustreert de scenario’s voor het basisproductieplan tot en met 2007, uitgaande van de lageverbruiksvariant. Figuur 3.9: Productieplan op de piek tot het jaar 2007, in MW – Lageverbruiksvariant


51

De onderstaande figuur 3.10 toont de evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per type eenheid, respectievelijk tegen 2007 en tegen 2012 (middellange termijn), ten opzichte van de bestaande situatie in 2003. Ze geldt voor de hoge en de lage variant van het productiepark. Figuur 3.10: Evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per type eenheid, respectievelijk tegen 2007 en tegen 2012 (middellange termijn), ten opzichte van de bestaande situatie in 2003

52


30 juni 2005

4

Criteria voor de ontwikkeling van het transmissienet


53

54


30 juni 2005

De eerste stap in de dimensionering van het net bestaat erin knelpunten op te sporen. Dit zijn kritieke punten, waar de technische ontwikkelingscriteria niet langer gerespecteerd worden bijvoorbeeld omwille van de evolutie van: • het elektriciteitsverbruik; • het productiepark; • de internationale transacties. Zodra deze kritieke punten opgespoord zijn, worden de netversterkingen bepaald die noodzakelijk zijn om de vereiste capaciteit te blijven waarborgen. Hiervoor wordt – naast technische parameters – eveneens rekening gehouden met zowel economische criteria als met de impact van de netinvesteringen op het leefmilieu. Dit moet uiteindelijk leiden tot de beste oplossing voor de gemeenschap. In het distributienet van de Vlaamse Gemeenschap onderscheiden we vier soorten investeringen bij de uit te voeren werken: • investeringen die nodig zijn om het hoofd te bieden aan de stijgende afnames op de middenspanningsnetten; • investeringen die samenhangen met de herstructurering van de 36 kV-netten; • het algemene beleid inzake de ontkoppeling van het 70 kV-net; • belastingsoverdrachten van de spanningsniveaus 70 tot 36 kV naar 150 kV. De dimensioneringscriteria werden voorgesteld in het Investeringsplan 2003-2006. Ze zijn het voorwerp van de bijlage bij hoofdstuk 4 van dit document. In de delen 4.2.1. tot 4.2.2. hierna wordt het investeringsbeleid dat daaruit voortvloeit kort toegelicht. De methodologie die werd ontwikkeld in het kader van projecten voor het aansluiten van windturbines, wordt samengevat in deel 4.2.

4.1.1

INVESTERINGEN DOOR HET STIJGENDE VERBRUIK IN DE MIDDENSPANNINGSNETTEN

De voortdurende toename van het lokale verbruik zorgt ervoor dat de transformatiecapaciteit naar middenspanning dient te worden verhoogd. De investeringen die hiervoor noodzakelijk zijn, worden gerealiseerd in overleg met de middenspanningsdistributienetbeheerders. Wij herhalen de krachtlijnen van het beleid voor netversterking: • waar mogelijk het transformatievermogen van de bestaande posten verhogen door: − het versterken van het vermogen van de bestaande transformatoren; − het toevoegen van een of meer transformatoren; • enkel overgaan tot het bouwen van een nieuwe site als bepaalde sites verzadigd zijn.


55

4.1.2

INVESTERINGEN VERBONDEN MET DE HERSTRUCTURERING VAN DE 36 KV-NETTEN De 36 kV-netten van Oost- en West-Vlaanderen en Antwerpen maken pas sinds 1996 deel uit van het net dat door Elia wordt beheerd. Na een onderzoek in de loop van 1997 werd een investeringsprogramma opgesteld om deze netten naar eenzelfde betrouwbaarheidsniveau te brengen als de andere netgedeelten die Elia beheert. Dit programma wordt geleidelijk gerealiseerd wanneer versterkingen worden uitgevoerd als gevolg van het stijgende verbruik.

4.1.3

ALGEMEEN BELEID VOOR HET ONTKOPPELEN VAN HET 70 KV-NET Het elektriciteitsverbruik in België blijft stijgen en de vermazing van het 150 kVnet wordt steeds groter. In die context moet vermeden worden dat parallelstromen ontstaan in de 70 kV-netten33. Sterke fluxen in het 150 kV-net kunnen immers het 70 kV-net belasten en er knelpunten veroorzaken. Deze knelpunten beperken de capaciteit van het 150 kV-net en zouden versterkingen van het 70 kV-net vergen, als geen alternatieve maatregelen worden genomen. Om dit te vermijden streven we, waar mogelijk, naar het ontkoppelen van de 70 kV-netten. In een ideale situatie wordt het 70 kV-net hierbij uitgebaat in onafhankelijke deelnetten. Deze deelnetten worden dan gevoed door 150/70 kV-transformatoren, die de bevoorradingszekerheid waarborgen en vermijden dat er wederzijdse hulpvoedingen nodig zijn tussen 70 kV-deelnetten onderling.

4.1.4

BELASTINGSOVERDRACHTEN VAN DE SPANNINGSNIVEAUS 70 TOT 36 KV NAAR 150 KV In de hoogspanningsnetten die volledig worden beheerd door Elia en die zowel onder de regionale als onder of federale bevoegdheid vallen, wordt een globaal sociaal-economisch optimum nagestreefd. Studies tonen immers aan dat het economisch voordeliger is om de ontwikkeling van het 150 kV-net te bevorderen, met directe transformatie vanuit dit net naar de middenspanningsnetten. Deze vaststelling is een gevolg van de tendens om het net uit te breiden met ondergrondse kabels. Het versterken van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanuit het 150 kV-net door het plaatsen van 150 kV/MS-transformatoren, gebeurt: • naar aanleiding van het versterken van het transformatievermogen naar het middenspanningsnet; • om versterkingen van het 70 tot 36 kV-net en/of transformaties van 150 kV naar een spanningsniveau van 70 tot 36 kV te vermijden.

33

Het 70 kV-net heeft immers minder capaciteit dan het 150 kV-net.

56


30 juni 2005

Deze aanpak kan echter niet worden veralgemeend. Hij wordt niet toegepast in zones waar: • geen 150 kV-net bestaat; • het 70 tot 36 kV-net voldoende ontwikkeld is; • de belastingdichtheid laag is.

4.2 DIMENSIONERINGSCRITERIA

VOOR HET AANSLUITEN VAN

WINDTURBINES De productie van de windturbines wordt geraamd op basis van hypotheses betreffende de kracht en het voorkomen van de wind. De windprofielen worden opgemaakt met het oog op een niet-discriminerend veralgemeend gebruik op heel het Belgische grondgebied.

4.2.1

DIMENSIONERINGSMETHODES Er werden drie productieprofielen opgesteld, uur per uur, respectievelijk voor: • een gemiddelde dag die representatief is voor de winter; • een gemiddelde dag die representatief is voor de zomer; • een gemiddelde dag die representatief is voor de lente en de herfst. Deze productieprofielen zijn gebaseerd op: • de waargenomen windprofielen; • de productieprofielen verbonden met de technische kenmerken van de productieeenheden; • de beschouwde gemiddelde jaarlijkse werkingsduur. De beschouwde hypotheses worden verder in dit deel toegelicht. Ongeacht het seizoen wordt er overdag meer geproduceerd dan ’s nachts. Onafhankelijk van het seizoen is het productieniveau het hoogst tijdens de namiddag tussen 14:00 en 15:00 uur voor on-shore windturbines. Onderstaande figuur 4.1 stelt de gemiddelde productieprofielen voor, per seizoen in functie van het uur van de dag, die het resultaat zijn van de bovenstaande hypotheses.


57

Figuur 4.1: Productiecurven van een windturbine, in percentage van het normale vermogen, per seizoen, in functie van het uur van de dag

Windprofielen De gemiddelde windprofielen zijn opgesteld op basis van de uurgemiddelden van de windsnelheden die het KMI de voorbije 5 jaar heeft gemeten34 in Elsenborn.

Productieprofielen Bij het evalueren van de gemiddelde productieprofielen van de windturbines wordt rekening gehouden met de technische gegevens die de producenten van de turbines verstrekken. De productie van de windturbines wordt als volgt gemodelleerd: ze is voorstelbaar in een marge van windsnelheid van 4 tot 25 meter per seconde; binnen deze marge wordt het ontwikkelde vermogen, tot een windsnelheid van 14 meter per seconde, beschouwd als zijnde zo goed als proportioneel met de windsnelheid. Boven een snelheid van 14 meter per seconde, wordt het ontwikkelde vermogen gelijkgesteld met het nominale vermogen van de windturbine.

34

Windsnelheden op een hoogte van 80 meter, rekening houdend met de hoogte van de masten van de windturbines, werden geraamd met behulp van het model «Wind Turbine Power Calculator», dat werd ontwikkeld door de Danish Wind Industry Association. Meer gedetailleerde informatie hierover is te vinden op de website www.windpower.org.

58


30 juni 2005

Gemiddelde werkingsduur Rekening houdend met de productieprofielen, worden de volgende hypotheses gehanteerd in termen van gemiddelde gebruiksduur: 2.000 uur per jaar35. Deze hypotheses zijn coherent met de hypotheses die de CREG hanteert in het kader van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.

4.2.2

DIMENSIONERINGSCRITERIA

Transmissiecapaciteit en overschrijden van de capaciteit De transmissiecapaciteiten van de netelementen, waaronder meer bepaald de seizoensgebonden capaciteiten voor de luchtlijnen, die in het Investeringsplan 2003-2006 werden bepaald, zijn toepasbaar in het kader van de criteria voor het dimensioneren van de aansluiting van de windturbines. Ze zijn het voorwerp van de bijlage bij hoofdstuk 4 van dit plan, deel 4.1.3.

Criteria voor de ontwikkeling van het net De verschillende toestanden die worden onderzocht, zijn de volgende: • de gezonde toestand, d.i. het ideale geval waarin alle voorziene netelementen en productie-eenheden in bedrijf zijn; • de toestand met «enkelvoudig incident», gekenmerkt door het verlies van één enkel element (netelement of productie-eenheid).

Gezonde toestand van het net Het lokale transmissienet wordt op zodanige wijze gedimensioneerd dat het in gezonde toestand geen enkele beperking genereert voor de aanwezige productieeenheden (windturbines, warmtekrachtkoppelingseenheden, klassieke productieeenheden, ...). Met andere woorden, voor de productie-eenheid in werking bij nominaal vermogen, respecteren de fluxen op alle netelementen de transmissiecapaciteiten op gelijk welk moment van de dag.

Enkelvoudig incident Voor elk seizoen beschouwt men het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel van de windturbines; dit niveau vertegenwoordigt het ongunstigste gemiddelde werkingspunt voor het net. In alle gevallen van enkelvoudig incident wordt het net op zodanige wijze gedimensioneerd dat de fluxen op alle netelementen ten minste de transmissiecapaciteiten voor dit ongunstige werkingspunt respecteren. 35

Deze gemiddelde werkingsduur van de windturbines stemt onder meer overeen met de gemiddelde duur die wordt aangekondigd, enerzijds, in het «Projet de plan pour la maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (mars 2002)» en, anderzijds, in een mededeling van de Waalse minister van Energie en Transport (februari 2003). Deze mededeling is ook te vinden op de website www.daras.wallonie.be/communiques/030214_eol.htm.


59

Onderstaande figuur 4.2 bevat respectievelijk, per seizoen, de gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine in percentage van zijn nominaal vermogen ontwikkelt, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van 2.000 uur. Figuur 4.2: Gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine ontwikkelt in percentage van zijn nominaal vermogen, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van 2.000 uur, per seizoen.

Bij wijze van voorbeeld toont deze figuur dat, volgens de ontwikkelde criteria, in 31% van de gevallen het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel kan worden overschreden, afhankelijk van de windvoorwaarden. Dit betekent dat, in geval van enkelvoudig incident en volgens de ontwikkelde criteria, de waarschijnlijkheid dat het net er niet in slaagt al het vermogen af te voeren dat een on-shore windturbine in de winter ontwikkelt, 0,31% bedraagt36. Bovendien is de productie van hernieuwbare energie prioritair: elke interventie met het oog op het beperken van de potentiële productie van de windturbines heeft slechts in laatste instantie plaats, en komt in aanmerking na het verminderen van de productie van de eenheden van het centrale park.

36

De probabiliteit dat het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel van de windturbines wordt overschreden, moet worden vermenigvuldigd met de probabiliteit van het voorkomen van een nettoestand met enkelvoudig incident; de probabiliteit van onbeschikbaarheid die tegelijk de geplande en niet-geplande onbeschikbaarheid integreert, bedraagt 102 .

60


30 juni 2005

5

Referentieelektriciteitsnet


61

62


30 juni 2005

In het kader van dit Investeringsplan wordt het net, zoals het begin 2005 in gebruik was, als referentienet beschouwd, met inbegrip van de investeringen die tegen 2006 waren voorzien in het Investeringsplan37 2004-2007. Om het verband met de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 te verduidelijken werden deze investeringen ingedeeld in drie categorieën: • investeringen die door Elia werden voorgesteld in het Investeringsplan 20032006 en waarvan de indienstelling voorzien werd in 2003 maar die op 1 januari 2005 nog niet zijn gerealiseerd; • investeringen die door Elia werden voorgesteld in het Investeringsplan 20032006 tegen 2005 en waarvan de indienststelling voorzien werd in 2004 of 2005; • investeringen die door Elia werden voorgesteld in het Investeringsplan 20042007 tegen 2006 en waarvan de indienststelling voorzien werd in 2005 of 2006. De delen 5.1.1 tot 5.1.3 geven voor elk van deze drie categorieën de investeringslijst en de stand van uitvoering. De indienststelling van een aantal van deze investeringen wordt bevestigd maar even uitgesteld: versterking van de posten Eeklo Nijverheidskaai, Koksijde, Kwatrecht, Lokeren Waasmunsterbaan, Ninove, Oostrozebeke, Oelegem en Vilvoorde Park. Een bijkomende vertraging is voorzien voor de versterking van de post Wijgmaal als gevolg van de vergunningsprocedures inzake ruimtelijke ordening. Ook de bouw van het derde en vierde draadstel van de lijn WondelgemNieuwe Vaart (Gent) is uitgesteld tot 2007 door vertraging in de vergunningsprocedure. De gedetailleerde beschrijving van deze investeringen waarvan de indienstelling nu is gepland voor 1 januari 2006 is beschikbaar in bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document. Ter herinnering, de versterkingen in het 150 kV-net, die samenhangen met versterkingen in het 70- en 36/30 kV-net, worden hier ter informatie opgenomen, teneinde een volledige en coherente beschrijving van de investeringen te kunnen geven. Hetzelfde geldt voor versterkingen in het 70- en 36/30 kV-net in het Brussels of Waals Gewest, van leidingen die gedeeltelijk in het Vlaams Gewest liggen. Deze versterkingen worden tussen haakjes vermeld omdat ze deel uitmaken van het Federaal Ontwikkelingsplan of van het Investeringsplan van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest of van het Waals Gewest.

37

Dit Investeringsplan voldoet aan de Vlaamse decretale en reglementaire bepalingen zoals ze door de VREG vastgesteld werden in zijn brief van 3 december 2003 (Kenmerk:AP/TVC/03.12.03/4917/8803).


63

5.1 BESCHRIJVING 5.1.1

VAN DE VERSTERKINGEN

VERSTERKINGEN DIE VOORZIEN WERDEN TEGEN 2003 In het Investeringsplan 2003-2006 werd het net zoals het begin 2003 in gebruik was als referentienet genomen, met inbegrip van de investeringen die nog niet volledig waren gerealiseerd, maar waarvan de uitvoering al zo ver gevorderd was dat hun indienststelling niet kon worden opgeschort zonder substantiële gevolgen. Deze versterkingen werden in detail uiteengezet in dat plan. Bijna alle versterkingen die tegen 2003 werden voorzien zijn in uitvoering. Tabel 5.1 geeft de stand van uitvoering van deze investeringen weer die nog niet in dienst waren op 1 januari 2005. De redenen van uitstel worden in bijlage bij hoofdstuk 5 gedetailleerd.

64


30 juni 2005

Tabel 5.1: Stand van zaken van de versterkingen uit het Investeringsplan 2003-2006, die voorzien werden tegen 2003 maar op 1 januari 2005 nog niet waren gerealiseerd


65

5.1.2

VERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2005 Het Investeringsplan 2003-2006 beschreef de versterkingen die tegen 2005 moesten uitgevoerd worden om aan het voorziene verbruiksniveau te voldoen. Tabel 5.2 geeft de stand van deze investeringen weer. Bijna alle versterkingen die tegen 2005 voorzien werden, zijn in uitvoering. Een aantal projecten werd in 2004 uitgesteld. De redenen worden in bijlage bij hoofdstuk 5 gedetailleerd. De versterking van Stene werd in 2004 opnieuw bekeken in een ruimere context, omwille van de verhoogde verbruiksvooruitzichten voor de industriezone Oostende. Vanuit een economisch standpunt worden de twee volgende varianten vergeleken: • het plaatsen van een nieuwe 150/11 kV-transformator (50 MVA) te Slijkens; • het vervangen van de 36/11 kV-transformator (20 MVA) te Slijkens door een krachtiger toestel (25 MVA) en het hergebruiken van de 20 MVA transformator te Stene in plaats van de huidige 14 MVA transformator. Het is nu besloten de eerste variant te kiezen: het investeringsproject van een nieuwe 36/11 kV transformator (20 MVA) in de bestaande post van Stene wordt geannuleerd en vervangen door het plaatsen van een nieuwe 150/11 kVtransformator (50 MVA) te Slijkens (cf. hoofdstuk 6). In 2005, moeten volgende vertragingen vermeld worden: • de nieuwe transformator in de bestaande post van Kwatrecht en de aanleg van de nieuwe 36 kV-kabel Kwatrecht-Flora worden uitgesteld tot 2006; bovendien zal het vermogen van de nieuwe 36/12 kV transformator tot 25 MVA verhoogd worden: − aan de ene kant is er geen bestaande transformator van 18,75 MVA beschikbaar voor het ogenblik, een standaardtransformator zal dus geplaatst worden; − aan de andere kant, kan deze transformator de versterking in de post Bavegem vervangen, die op langere termijn gepland was; • de nieuwe 36/12 kV transformator te Lokeren-Waasmunsterbaan wordt ook even uitgesteld tot 2007; • de nieuwe 150/11 kV transformator te Brugge-Waggelwater is uitgesteld tot 2007; ondertussen, gezien de nieuwe 36/11 kV transformator (25 MVA) te Brugge-Zuid (cf. hoofdstuk 6), zal het verbruik van Brugge-Waggelwater gedeeltelijk vanuit Brugge Zuid gevoed worden.

66


30 juni 2005

Tabel 5.2: Stand van zaken van de versterkingen die voorzien werden tegen 2005


67

5.1.3

VERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 Het Investeringsplan 2004-2007 beschrijft de versterkingen die tegen 2006 moeten uitgevoerd worden om aan het voorziene verbruiksniveau te voldoen. Tabel 5.3 geeft de stand van deze investeringen weer. Het voorziene uitvoeringsplan blijft geldig. De site die als “Antwerpen Zuid” in het Investeringsplan 2004-2007 werd vermeld, wordt nu definitief “Petrol” genoemd. Tabel 5.3: Lijst van de investeringen die voorzien worden tegen 2006

68


30 juni 2005

5.2 GRAFISCH

OVERZICHT VAN DE LOPENDE VERSTERKINGEN

De kaarten in figuur 5.4 geven een grafisch overzicht van de stand van zaken van de lopende versterkingen die tegen 2003, tegen 2005 en tegen 2006 voorzien werden in het hoogspanningsnet in Vlaanderen.


69

Figuur 5.4: Referentienet Vlaanderen 2005

70


30 juni 2005



71


72


30 juni 2005



73

74


30 juni 2005

6

Versterking van het distributienet tegen 2007


75

76


30 juni 2005

6.1 HET ELEKTRICITEITSNET

AFSTEMMEN OP DE PRODUCTIE- EN

VERBRUIKSNIVEAUS In hoofdstukken 2 en 3 werden de scenario's voor verbruik en productie gedefinieerd. Figuur 6.1 toont de evolutie van de belasting volgens de hoge en lage verbruiksvarianten en de vergelijking van deze varianten met deze die in de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 werden beschouwd. Uit de figuur blijkt duidelijk dat: • het verbruiksniveau 2007 volgens de hoge variant van dezelfde orde van grootte is als het niveau 2006 uit het Investeringsplan 2004-2007 op basis van de "macro-economische" variant; • de investeringen die tegen 2007 moeten worden gerealiseerd op basis van het verbruiksniveau volgens de hoge variant, ook in het kader van de lage variant zouden moeten worden verwezenlijkt, zij het pas tegen 2010; • het verschil tussen beide varianten beperkt is: tegen 2007 is het verbruiksniveau van de hoge variant slechts 2,2% hoger dan dat van de lage variant. Figuur 6.1: Hypothesen voor de verbruiksevolutie tussen 2002 en 2012, in MW

Ter herinnering hernemen we volgende elementen: • de dimensionering van de 70/36/30 kV-netten hangt zeer nauw samen met de evolutie en de lokalisatie van het verbruik en van de decentrale productie; • de inschatting van het verbruik steunt op twee factoren: − enerzijds een macro-economisch standpunt: de vooruitzichten van het Federaal Planbureau voor de toename van het verbruik; − anderzijds een micro-economisch standpunt: de lokale verbruiksprognoses die werden aangekondigd door de netgebruikers of werden opgesteld in overleg met de beheerders van de middenspanningsnetten; • voor alle 70/36/30 kV-knooppunten, die de middenspanningsnetten voeden, geldt voor de korte termijn dat de berekening van de lokale verbruiksverwachtingen sterk wordt beïnvloed door de informatie die de


77

netgebruikers en de beheerders van de middenspanningsnetten leveren. Deze informatie vertaalt immers de lokale vooruitzichten voor de economische ontwikkeling. Het verhogen van het transformatievermogen naar de middenspanningsnetten sluit dan ook rechtstreeks aan op deze verwachtingen38.

6.2 DIAGNOSE

VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET

De load-flow berekeningen op basis van de verbruiksverwachtingen voor 2007 ("hoge variant") tonen een aantal knelpunten aan in het distributienet van het Vlaams Gewest. Deze knelpunten hangen samen met het stijgend verbruik en liggen vooral in West Vlaanderen, Antwerpen en Vlaams Brabant.

6.3 DEFINITIE

VAN DE VERSTERKINGSSCENARIO'S

De knelpunten zijn het gevolg van: • de verwachtte verhoging van het residentiële verbruik, waardoor investeringen nodig zijn in de posten Brugge Zuid, Drogenbos en Gistel; • de voorziene ontwikkeling van de industrie voor de posten Bornem en Slijkens. De versterking van de post Bornem werd al in de Investeringsplannen 2003-2006 en 2004-2007 aangekondigd (als investering op langere termijn). In de post Gistel zal een condensatorenbatterij geplaatst worden met als doelstelling het blindvermogen op de kabel Gistel-Ichtegem en het blindvermogen geinjecteerd door de 150/36 kV te Zedelgem te verminderen. De vrijgekomen capaciteit evenals de nieuwe 36 kV-kabel Gistel-Ichtegem zal gebruikt worden om de voeding van de zones van Slijkens en Koekelare te versterken. Wegens de verhoogde verbruiksvooruitzichten voor de industriezone Oostende zal een nieuwe 150/11 kV-transformator (50 MVA) te Slijkens geplaatst worden. Deze oplossing is bovendien gunstig voor de exploitatie van het 36 kV-net te Slijkens dat daardoor ontlast wordt. De nieuwe 36/11 kV transformator (25 MVA) te Brugge Zuid zorgt voor er dat de versterking van de post Brugge-Waggelwater later kan uitgevoerd worden. De post Brugge-Waggelwater zal immers gedeeltelijk en voorlopig op de post Brugge Zuid ontlast worden zodra de post Brugge Zuid versterkt is en dat tot de post Brugge Waggelwater versterkt is.

38

De beïnvloedingszone in deze berekening van de transformatorversterking blijft beperkt tot de transformator zelf.

78


30 juni 2005

De versterking van de post Mechelen is het gevolg van: • de algemene belastingoverdracht van het spanningsniveau 70 kV naar 150 kV: een nieuwe 150/10 kV transformator (40 MVA) werd al in het Investeringsplan 2004-2007 aangekondigd; • het ontmantelen van de 70 kV-lijn Wilsele-Muizen waarvoor een nieuwe 150/70 kV transformator (125 MVA) nodig is. De versterking van de post Drogenbos is verbonden aan het stijgende verbruik op het 36 kV-deelnet dat gevoed wordt door de posten Drogenbos en Midi (Brussel). Tabel 6.2 geeft een overzicht per categorie van de investeringen, die tegen 2007 dienen te gebeuren. Tabel 6.2: Lijst van de investeringen die tegen 2007 moeten gebeuren


79

6.4 HAALBAARHEIDSONDERZOEK 6.4.1

TECHNISCHE UITVOERBAARHEID In dit stadium vertonen de geplande investeringen geen bijzondere moeilijkheden op het vlak van de technische uitvoerbaarheid.

6.4.2

BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING Bij elke netversterking rijzen een aantal vragen in verband met ruimtelijke ordening. Heel wat posten werden immers jaren geleden opgericht, nog voor de gewestplannen bestonden, en zijn vandaag soms zonevreemd. Bij elke versterking rijst de vraag of de nodige vergunningen kunnen worden verkregen. Het is bovendien niet eenvoudig om een bestaande installatie te verplaatsen naar een geschikte zone, vermits op een transformatiepost altijd een aantal middenspanningskabels zijn aangesloten. Het MS-net moet in dat geval volledig herschikt worden, wat zeer duur is en ook niet altijd mogelijk. De huidige procedures voor het opstellen van Ruimtelijke Uitvoeringsplannen (RUP) zijn nog vrij nieuw en vergen veel tijd. Ook voor de verbindingen stelt dit probleem zich. De nieuwe procedures zijn niet duidelijk voor wat betreft nieuwe HS-lijnen of aanpassingen aan bestaande HSlijnen. Voor de procedures gelden meestal ook geen vaste termijnen, wat tot gevolg heeft dat de behandeling van moeilijke dossiers lang kan aanslepen. Deze onduidelijkheden kunnen leiden tot grote vertragingen en brengen zo de realisatietermijnen in het gedrang. De netbeheerder kan dus op dit vlak moeilijk een verbintenis aangaan, omdat hij geen vat heeft op de termijnen waarbinnen hij de nodige vergunningen zal krijgen. In het kader van dit Investeringsplan is de impact van de verplichtingen inzake ruimtelijke ordening echter beperkt: • alle versterkingen wordt uitgevoerd in posten die in een geschikte zone liggen (industrieel gebied) behalve Gistel dat in woongebied ligt; • de kabels worden waar mogelijk in het wegennet aangelegd.

80


30 juni 2005

6.4.3

REALISATIEPLANNING Tabel 6.3 geeft een overzicht van het geplande realisatieschema. Tabel 6.3: Planning van de investeringen tegen 2007

6.5 GRAFISCH OVERZICHT TEGEN 2007

VAN DE VOORGESTELDE VERSTERKINGEN

De kaarten in figuur 6.4 geven een grafisch overzicht van de voorgestelde versterkingen in het hoogspanningsnet in Vlaanderen tegen 2007.


81

Figuur 6.4: Hoogspanningsnet Vlaanderen 2007

82


30 juni 2005



83


84


30 juni 2005



85

86


30 juni 2005

7

Versterking van het distributienet op langere termijn


87

88


30 juni 2005

De investeringen die zich op middellange termijn aandienen, weerspiegelen de verdere uitbouw van het net. Ze werden beschreven in hoofdstuk 7 van het Investeringsplan 2003-2006 en ze vloeien voort uit het algemene beleid voor de ontwikkeling van de elektriciteitsnetten dat in hoofdstuk 1 kort werd behandeld. Ten opzichte van dit Investeringsplan 2003-2006 zijn er de volgende wijzigingen: • alle in het hoofdstuk 7 van het Investeringsplan 2003–2006 en in hoofdstuk 3 van het Investeringsplan 2004-2007 voorgestelde investeringen blijven geldig behalve de investeringen in de posten Bavegem, Godsheide en Mortsel; − de versterking van de transformatie van Bavegem is niet meer nodig wegens de versterking van Kwatrecht; − de versterking van de posten Godsheide en Mortsel is geannuleerd wegens wijzigingen in de verbruiksvooruitzichten; • een nieuwe investering wordt voorzien. De versterkingen zijn vanzelfsprekend gebaseerd op de vooruitzichten die momenteel beschikbaar zijn met betrekking tot de verbruikstoename. Mogelijk worden in een volgend Investeringsplan voor diezelfde periode andere versterkingen voorzien als gevolg van verbruikstoenames die nu nog niet gekend zijn of nu voorziene versterkingen uitgesteld als nieuwe verbruiksvooruitzichten lager uitvallen dan de vroegere.

7.1 BESCHRIJVING

VAN DE VERSTERKINGEN

De tabellen 7.1 tot 7.3 geven de indicatieve lijst van de investeringen die op middellange termijn worden gepland op het grondgebied van het Vlaams Gewest: • tabel 7.1 bevat de investeringen die al in het Investeringsplan 2003-2006 werden voorgesteld; • tabel 7.2 bevat de investeringen die al in het Investeringsplan 2004-2007 werden voorgesteld (de versterking van de post Bornem is nu gepland voor 2006 en wordt dus vermeld in hoofdstuk 6); • tabel 7.3 geeft de nieuwe voorgestelde investeringen, die het gevolg zijn van de verwachtte toename van het residentiële verbruik.


89

Tabel 7.1: Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2003-2006 voorgesteld werden

90


30 juni 2005

Tabel 7.1: Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2003-2006 voorgesteld werden (vervolg)


91

Tabel 7.2: Lijst van de investeringen op middellange termijn die al in het Investeringsplan 2004-2007 voorgesteld werden

Tabel 7.3: Lijst van de nieuwe op middellange termijn voorgestelde investeringen

7.2 GRAFISCH

OVERZICHT VAN DE VOORZIENE VERSTERKINGEN OP

LANGERE TERMIJN De kaarten in figuur 7.4 geven een grafisch overzicht van de voorziene versterkingen in het hoogspanningsnet in Vlaanderen op langere termijn.

92


30 juni 2005

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet Vlaanderen op langere termijn


93

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail A op langere termijn

94


30 juni 2005

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail B op langere termijn


95

Figuur 7.4: Hoogspanningsnet detail C op langere termijn

96


30 juni 2005

Besluiten & uitvoering van het Investeringsplan


97

98


30 juni 2005

Het huidige Investeringsplan berust grotendeels op de macro-economische groeivooruitzichten voor het verbruik zoals zij door het Federaal Planbureau worden geformuleerd alsook door de CREG in het “Indicatief Programma van de Productiemiddelen”. Vermits het spanningsniveau 70/36/30 kV sterk wordt beïnvloed door de spreiding van de lokale afname, spelen de “micro-economische” prognoses die door de netgebruikers worden meegedeeld of in overleg met de beheerders van de middenspanningsnetten worden opgesteld een zeer belangrijke rol. Het planningsproces is complex: • het houdt rekening met tal van onzekerheden die verbonden zijn aan de markt en die in het kader van dit Investeringsplan vooral te maken hebben met de vooruitzichten inzake het verbruik en de decentrale productie, evenals de inplanting ervan; • zowel technische, economische als milieufactoren hebben een invloed op de dimensionering.

Netversterkingen gepland tegen 2007 Het Investeringsplan beschouwt enkel het net waarvoor Elia als netbeheerder werd aangeduid, met uitzondering van de netten van 70 kV tot 30 kV beheerd door IMEA en Interelectra. De netversterkingen door dit Investeringsplan voorgesteld en gepland tegen 2007 worden weergegeven in tabel 8.1.


99

Tabel 8.1: Planning van de investeringen tegen 2007

De moeilijkheden op het vlak van ruimtelijke ordening zijn beperkt: • de meeste versterkingen worden uitgevoerd in posten die gelegen zijn in een geschikte zone; • de kabels worden meestal aangelegd in het wegennet. Enkele aanpassingen kunnen wel moeilijkheden opleveren en aanleiding geven tot vertragingen bij de indienststelling zoals voor de post van Gistel die zonevreemd gelegen is.

100


30 juni 2005

Vlaams Gewest 30 juni Investeringsplan Vlaams Gewest

Recommend Documents