De nucleaire phase-out in België: impact op security of supply en excess productie

Transcriptie

1 UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIEJAAR De nucleaire phase-out in België: impact op security of supply en excess productie Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van Master of Science in de Bedrijfseconomie Tom Valcke onder leiding van Prof. Johan Albrecht

2

3 UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE ACADEMIEJAAR De nucleaire phase-out in België: impact op security of supply en excess productie Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van Master of Science in de Bedrijfseconomie Tom Valcke onder leiding van Prof. Johan Albrecht

4 PERMISSION Ondergeteke verklaart dat de inhoud van deze masterproef mag geraadpleegd en/of gereproduceerd worden, mits bronvermelding. Tom Valcke

5 iii Woord vooraf Met dit eindwerk sluit ik na een verrijk academiejaar mijn Master in de Bedrijfseconomie af. Het is tevens mijn laatste wapenfeit als student aan de Universiteit Gent. Daarom wil ik hier enkele mensen uitdrukkelijk bedanken. Vooreerst bedank ik mijn promotor Prof. dr. Johan Albrecht voor het aanreiken van het boeie thesisonderwerp en mijn begeleider Ruben Laleman voor de feedback. Verder wil ik mijn familie bedanken voor de morele steun. Mijn bijzondere dankbaarheid gaat uit naar mijn ouders, die mij de kans hebben gegeven om dit extra studiejaar aan te vatten. Ik dank ook mijn Bompa voor de talrijke krantenartikels die hij voor mij verzameld heeft. Hierdoor kon ik probleemloos op de hoogte blijven van wat er zich afspeelt op de energiemarkt. Tot slot ook dank aan mijn zus Tineke voor het nalezen. Tom Valcke 8 augustus 2013

6 iv Inhoudsopgave Lijst van Afkortingen... vi Lijst van Tabellen... vii Lijst van Figuren... viii Hoofdstuk 1. Context van het Belgische elektriciteitssysteem... 1 Hoofdstuk 2. Doel van het eindwerk... 5 Hoofdstuk 3. Beschrijving van het model in Matlab... 7 Hoofdstuk 4. De vraag naar elektriciteit in België Statistieken van de opgevraagde energie Scenario s voor de vraag Hoofdstuk 5. Het Belgische productiepark Indeling van de productiecapaciteit Intermittere productie-eenheden Baseload centrales Must Run centrales Flexibele gascentrales Pompcentrales Piekcentrales Beschikbaarheidsfactoren Huidige productiecapaciteit Evolutie van de productiecapaciteit Uitdove capaciteit Nieuwe gascentrales vóór Evolutie van warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energieproductie Overzicht : evolutie van de capaciteitsbalans Hoofdstuk 6. Intermittere productie PV productie model Wind productie model Waterkrachtcentrales Hoofdstuk 7. Beschrijving van de scenario s... 30

7 v 7.1 Vraagprofielen Bijkome productiecapaciteit op korte termijn Flexibele Must Run Gecombineerde scenario s Hoofdstuk 8. Scenario Analyse Algemene beschouwingen Ontstaan van tekorten en overproductie Algemene trs in de evolutie van tekorten en overproductie Loss of Load Expectation Scenario 1 : 0xSTEG + 0%FlexMR Overproductie Tekorten Scenario 2 : 2xSTEG + 30%Flex MR Overproductie Tekorten Scenario 3 : 4xSTEG + 50%FlexMR Overproductie Tekorten Hoofdstuk 9. Conclusie Literatuurlijst Bijlage A Matlab Code... A-1 A.1 Capaciteitsverloop... A-1 A.2 Profielgenerator PV Productie... A-2 A.3 Profielgenerator Wind Productie... A-4 A.4 Afstemming van de productie op de vraag... A-5 A.5 Analyse van overschotten en tekorten... A-9 Bijlage B Wijzigingen in de bestaande capaciteit... B-1 Bijlage C Tekorten (% per jaar)... C-1 Bijlage D Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h en maximale tekorten (MW)... D-1 Bijlage E Overcapaciteit (% per jaar)... E-1 Bijlage F Maximale overcapaciteit (MW)... F-1

8 vi Lijst van Afkortingen BMS BRUGEL CREG CWaPE CWE EPIA GSC GW HEB Hydro LOLE MR MW PV STEG TWh VITO VREG WKC WKK WOFS WONS Biomassa Bruxelles Gaz Electricité (Regulator Brussels Hoofdstedelijk Gewest) Comissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas Commission wallonne pour l Energie Centraal-West Europa European Photovoltaic Industry Association Groenestroomcertificaat Gigawatt Hernieuwbare Energiebronnen Waterkrachtcentrale Loss Of Load Expectation Must Run Megawatt Fotovoltaïsch Stoom- en gas Terrawattuur Vlaamse instelling voor technologisch onderzoek Vlaamse Regulator voor de Elektriciteits- en Gasmarkt Warmtekrachtcertificaat Warmtekrachtkoppeling Offshore Windenergie Onshore Windenergie

9 vii Lijst van Tabellen Tabel 4-1: Opgevraagde elektriciteit in België voor de periode ([9],[8]) Tabel 5-1: Beschikbaarheidsfactoren van de elektriciteitsproductie-eenheden [6] Tabel 5-2: Productie-installaties waaraan groenestroomcertificaten en warmtekrachtcertificaten zijn toegek door VREG, CWaPE en BRUGEL Tabel 5-3: Productiepark België - geïnstalleerde capaciteit begin Tabel 5-4: Uitstapkaler voorgesteld in het Plan Wahtelet [21] Tabel 5-5: Projecten in de pipeline voor de bouw van nieuwe gascentrales Tabel 5-6: Offshore windparken voor de Belgische kust Tabel 5-7: Balans van de productiecapaciteit op 31 december Tabel 8-1: Overproductie in het scenario 0xSTEG + 0%FlexMR Tabel 8-2: Tekorten in het scenario 0xSTEG + 0%FlexMR Tabel 8-3: Overproductie in het scenario 2xSTEG + 30%FlexMR Tabel 8-4: Tekorten in het scenario 2xSTEG + 30%FlexMR Tabel 8-5: Overproductie in het scenario 4xSTEG + 50%FlexMR Tabel 8-6: Tekorten in het scenario 4xSTEG + 50%FlexMR... 46

10 viii Lijst van Figuren Figuur 3.1 : Stroomdiagram van het simulatiemodel... 9 Figuur 4.1: Evolutie van de opgevraagde elektriciteit per jaar ( ) Figuur 4.2: Referentieprofiel voor de opgevraagde elektriciteit Figuur 5.1: Evolutie van de capaciteit van intermittere productie-eenheden Figuur 5.2: Evolutie van de capaciteit van must run centrales Figuur 6.1: Dagprofiel van PV productie Figuur 6.2: Productiepatroon PV voor de periode januari-maart Figuur 6.3: Productiepatroon voor offshore wind voor de periode januari-maart Figuur 6.4: Productiepatroon voor onshore wind voor de periode januari-maart Figuur 7.1 : Gecombineerde scenario s voor de evolutie van de capaciteit Figuur 8.1: Voorbeeld van elektriciteitsoverschotten en -tekorten Figuur 8.2: Evolutie van het aantal uren overproductie: algemene tr voor Figuur 8.3: Evolutie van het aantal tekorten: algemene tr voor Figuur 8.4: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (0xSTEG + 0%FlexMR) Figuur 8.5: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (2xSTEG + 30%FlexMR) Figuur 8.6: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (4xSTEG + 50%FlexMR)... 47

11 Hoofdstuk 1. Context van het Belgische elektriciteitssysteem Bijna dagelijks wordt in de media gewag gemaakt van de problemen die zich voordoen op het Belgische stroomnet. Tijdens de winter van 2013 leek de bevoorradingszekerheid van ons land in het gedrang te komen door het tijdelijk stilleggen van de kernreactoren Doel 3 en Tihange 2. Nauwelijks enkele maanden later was er ondanks de tijdelijk buiten dienst gestelde nucleaire capaciteit een gigantisch overschot aan elektriciteit, dat met de grootste moeite kon worden weggewerkt door te exporteren naar Frankrijk en de pompcentrale van Coo uitzonderlijk overdag in te schakelen. Daarnaast kondigen verschille producenten aan dat ze centrales willen sluiten omdat ze niet meer rabel zijn [1]. De Belgische elektriciteitsmarkt wordt gekenmerkt door paradoxale situaties die te wijten zijn aan een systeem dat niet in staat is om een robuust evenwicht te vinden tussen vraag en aanbod. Dit evenwicht is nochtans van essentieel belang om een goede werking van het elektriciteitsnet te garanderen. Als de vraag de productie overstijgt, dreigen bepaalde delen van het land zonder stroom te vallen. Maar ook als er een overaanbod aan elektriciteit is, kan een kettingreactie van uitschakelingen veroorzaakt worden waardoor een totale black-out mogelijk is. In dit hoofdstuk wordt kort uiteengezet hoe het Belgische elektriciteitsnet is opgebouwd, hoe het komt dat het zo onstabiel functioneert en wat de vooruitzichten zijn op korte termijn. De dominantie van nucleaire energie in België Tot op heden staat nucleaire energie met bijna 6000 MW geïnstalleerde capaciteit in voor iets meer dan 50% van de totale elektriciteitsproductie in België [2]. Kerncentrales zijn allerminst flexibel in de zin dat ze niet snel opgestart kunnen worden en niet in staat zijn om zich voortdur aan te passen aan de actuele vraag. Ze leveren continu elektriciteit aan een constant vermogen. Daarom dienen kerncentrales als fundament om in de basislast te voorzien. Door de wet op de kernuitstap van 31 januari 2003 staat ons energielandschap een aardverschuiving te wachten in de kome jaren. De volledige capaciteit aan kerncentrales, die 1

12 Hoofdstuk 1: Context van het Belgische elektriciteitssysteem 2 al decennia lang de meest dominante technologie zijn in de Belgische energieproductie, zal volledig verdwijnen tegen De kernuitstap begint in 2015 met de sluiting van twee van onze oudste kerncentrales, Doel 1 en Doel 2, samen goed voor 866 MW. De overige 5060 MW aan nucleaire capaciteit zal in de periode voor het laatst elektriciteit produceren. De groei van de onvoorspelbare hernieuwbare energie Met het energie- en klimaatpakket 2020 van maart 2007 wil de Europese Unie haar lidstaten drie ambitieuze doelstellingen opleggen om tegen 2020 te verwezenlijken: - Een vermindering van de uitstoot van broeikasgassen met 20% ten opzichte van de niveaus van Een aandeel van 20% hernieuwbare energiebronnen in de totale energieconsumptie - Een verbetering van de energie-efficiëntie met 20% De streefcijfers voor het aandeel hernieuwbare energie worden vastgelegd in een binde doelstelling per lidstaat: richtlijn 2009/28/EG. Voor België houdt deze doelstelling in dat 13% van het bruto-eindverbruik van energie uit hernieuwbare energiebronnen moet komen. Deze doelstelling dient voornamelijk bereikt te worden via de elektriciteitsproductie. Volgens de Working Paper van het Federaal Planbureau komt dit neer op een aandeel van hernieuwbare energiebronnen in de elektricitetisproductie van ongeveer 19,2% tegen 2020 [3],[4]. De sterke toename aan hernieuwbare energietechnologieën, die in België vooral vanaf 2007 is losgebarsten, brengt heel wat nieuwe uitdagingen met zich mee. Er is namelijk een verschuiving van centrale, controleerbare productie naar decentrale, onvoorspelbare productie. De elektriciteitsproductie van zonnepanelen en windturbines is immers afhankelijk van de weersomstandigheden en kan dus niet door een producent gemanipuleerd worden. De hernieuwbare energiebronnen krijgen een wettelijke prioriteit op het net door middel van een systeem van groenestroomcertificaten (GSC) en verdienen bovien de voorrang omdat ze zo goed als geen marginale kosten hebben. Met het systeem van GSC s wil de overheid elektriciteitsproductie uit hernieuwbare energiebronnen stimuleren. Elektriciteitsleveranciers zijn verplicht om een bepaald quotum aan GSC s in te leveren bij de gewestelijke regulatoren. Deze GSC s kunnen ze verkrijgen door ofwel zelf elektriciteit te produceren uit hernieuwbare energiebronnen, ofwel door ze aan te kopen bij producenten van hernieuwbare energie.

13 Hoofdstuk 1: Context van het Belgische elektriciteitssysteem 3 WKK- en biomassacentrales produceren onafhankelijk van de vraag In het kader van de transitie naar efficiëntere en meer duurzame energieproductie hebben ook warmtekrachtkoppelingen (WKK) en biomassacentrales de laatste jaren hun plaats opgeëist in het Belgische productiepark. Beide types centrales produceren elektriciteit onafhankelijk van de actuele vraag naar elektriciteit, maar wel allebei met een verschille reden. Warmtekrachtkoppelingen beantwoorden in de eerste plaats aan een warmtebehoefte in de industrie. Hun elektriciteitsproductie is evenredig met de vraag naar warmte en wordt dus niet gemanipuleerd in functie van het elektriciteitsnet. Ook voor warmtekrachtinstallaties bestaat een certificatenmechanisme. Het systeem van warmtekrachtcertificaten (WKC) is volledig analoog aan het systeem van groenestroomcertificaten: elektriciteitsleveranciers moeten een bepaald quotum aan WKC s kunnen inleveren bij de regulatoren. Om die WKC s te verkrijgen, kunnen ze ofwel zelf elektriciteit produceren door middel van een warmtekrachtinstallatie ofwel kunnen ze WKC s aankopen van een producent van WKKstroom. Biomassacentrales krijgen steeds de wettelijke voorrang op het net omdat ze vanwege hun hernieuwbare karakter ook aangemoedigd worden door het systeem van GSC s. Door de combinatie van niet-flexibele kerncentrales, WKK- en biomassacentrales met hun zogenaamde must run karakter en variabele hernieuwbare energietechnologieën is een significant deel van de productie niet reduceerbaar. Daardoor is het risico op overproductie sterk toegenomen. Gascentrales fungeren als flexibele aanvulling voor hernieuwbare energie Vroeger was enkel de vraag een variabel gegeven, maar door de komst van de intermittere hernieuwbare energie, is ook het aanbod onvoorspelbaar variabel geworden. Er is dus nood aan een grote flexibiliteit om op deze grilligheid in te spelen. Gascentrales komen het meest in aanmerking om deze functie te vervullen omdat zij gekenmerkt worden door een korte opstarttijd en een hoge ramp rate, i.e. de aanpassingssnelheid van het vermogen per tijdseenheid. Hierdoor kunnen ze gemakkelijk hun productie aanpassen aan de opbrengst van windmolenparken en zonnepanelen. Bovien is gas de minst vervuile fossiele brandstof in termen van uitstoot van broeikasgassen. Van alle fossiele brandstoffen passen ze dan ook het beste in de context van de transitie naar een koolstofarme economie [5].

14 Hoofdstuk 1: Context van het Belgische elektriciteitssysteem 4 maar worden gedwarsboomd door ongunstig omstandigheden Ondanks de grote nood aan flexibiliteit in het elektriciteitssysteem worden gascentrales massaal stilgelegd en wordt er niet geïnvesteerd in nieuwe gascentrales. De reden hiervoor is een gebrek aan rentabiliteit. De sterke toename van hernieuwbare energietechnologieën die voorrang krijgen op het net leidt, in combinatie met een lage vraag in een markt die niet groeit, tot overcapaciteit en een lage elektriciteitprijs. In de huidige situatie worden gascentrales enkel gebruikt om pieken in het verbruik te dekken, waardoor hun aantal draaiuren zeer laag is. De clean spark spread 1 van gascentrales is sterk negatief, zodat producenten genoodzaakt zijn om hun gascentrales stil te leggen om de verliezen niet te laten oplopen [5]. Niet enkel groene energie drukt gascentrales uit de markt, maar de bedreiging komt ook uit de onverwachte hoek van de steenkoolcentrales. Door de schaliegasrevolutie in de VS komen de steenkoolprijzen wereldwijd onder druk te staan, terwijl de gasprijzen in Europa hoog blijven door de koppeling aan de olieprijs. Bovien is de prijs van CO2-emissierechten in het Europese ETS-systeem bijzonder laag, waardoor de hoge CO2-uitstoot van kolencentrales niet bestraft wordt. Daardoor zijn Europese elektriciteitsproducenten eerder geneigd om steenkoolcentrales open te houden, dan te investeren in gascentrales. [5] Tot slot worden producenten gedemotiveerd om gascentrales open te houden of om te investeren in nieuwe gascentrales omdat België momenteel nog zeer goedkoop stroom kan invoeren. Vaak is het goedkoper om elektriciteit in te voeren dan om ze zelf te produceren in gascentrales. Dit is uiteraard nefast voor het aantal draaiuren en dus de winstgevheid van gascentrales. Het Belgische elektriciteitsnet maakt sinds 2010 deel uit van de CWE 2 - koppeling, een interconnectie tussen de Benelux, Frankrijk en Duitsland. De maximale simultane importcapaciteit in België is ongeveer 3500 MW in de winter en 3000 MW tijdens de zomer [6]. De productie in de buurlanden komt meer en meer onder druk te staan met een risico op ondercapaciteit in Frankrijk en Duitsland in situaties van lange koude weersomstandigheden [6]. Wanneer de buurlanden hun stroom zelf nodig zullen hebben, zullen de invoerprijzen sterk toenemen of zal er zelfs geen elektriciteit meer beschikbaar zijn. Een efficiënte samenwerking tussen de geografische gebieden is noodzakelijk, maar toch is het belangrijk om voldoe onafhankelijk te blijven van de invoer van elektriciteit uit het buitenland. 1 Het verschil tussen de marktprijs voor elektriciteit en de brandstofkosten van het gas gebruikt om de elektriciteit op te wekken met inbegrip van de emissiekosten. Hiermee moeten andere kosten (operationeel, onderhoud, kapitaalkost, etc.) gedekt worden. 2 Centraal-West Europa

15 Hoofdstuk 2. Doel van het eindwerk Dit eindwerk bestudeert in het kader van de kernuitstap ( nucleaire phase-out ) de bevoorradingszekerheid ( security of supply ) en het risico op overcapaciteit ( excess productie ) in het Belgische elektriciteitsnet voor de periode Aan de hand van simulaties in Matlab wordt onderzocht wanneer en hoe tekorten of overschotten in de elektriciteitsproductie kunnen ontstaan. Om te beginnen wordt in Hoofdstuk 3 algemeen beschreven hoe het simulatiemodel is opgebouwd. In de hoofdstukken daarna wordt dieper ingegaan op de drie belangrijke componenten die als input dienen voor de simulaties. Deze drie componenten zijn gekenmerkt door een belangrijke mate van onzekerheid, die toeneemt hoe verder men in de toekomst wil kijken. Ten eerste is er onzekerheid over de evolutie van de vraagpatronen in de toekomst. Ten tweede kan ook niet op euidige wijze voorspeld worden hoe de samenstelling van het productiepark zal evolueren gedure de kome jaren. Ten slotte spelen ook de onvoorspelbare weerpatronen een belangrijke rol voor de productie van elektriciteit uit wind en zon. In Hoofdstuk 4 wordt uitgelegd welk referentievraagprofiel als uitgangspunt dient voor de analyse. Vanuit dit referentieprofiel zullen verschille scenario s worden afgeleid die rekening houden met een toename, afname of stagnatie van de vraag. In 0 wordt eerst een gedetailleerde inventaris opgesteld van het huidige productiepark voor elektriciteit in België. Vervolgens wordt ook een inschatting gemaakt van de evolutie van dit productiepark tussen 2013 en Deze inschatting is gebaseerd op enkele vaststaande veranderingen (zoals de kernuitstap tegen 2025), maar vooral op prognoses met een belangrijke mate van onzekerheid. In Hoofdstuk 6 wordt beschreven hoe aan de hand van historische klimatologische gegevens en meetdata random weerpatronen worden gevormd voor de periode Uit deze weerpatronen wordt vervolgens de productie van elektriciteit uit zon en wind afgeleid. Om de invloed van verschille onzekere factoren te begrijpen, worden scenario s gebruikt. Niet enkel de evolutie van de vraag wordt gevarieerd, maar ook voor de evolutie van het productiepark worden verschille mogelijkheden onderzocht. Enerzijds worden drie mogelijke ontwikkelingen bestudeerd met betrekking tot korte termijn investeringen in flexibele capaciteit. Anderzijds wordt nagegaan hoe de resultaten veranderen als een deel van de zogenaamde must run capaciteit op een flexibele manier zou worden ingezet. Door 5

16 Hoofdstuk 2: Doel van het eindwerk 6 drie variaties op de evolutie van de vraag en drie variaties op de evolutie van de productiecapaciteit met elkaar te combineren, worden drie keer drie scenario s gevormd. Een beschrijving van deze scenario s wordt gegeven in Hoofdstuk 7. In Hoofdstuk 8 worden de resultaten van de analyse besproken. Eerst worden enkele algemene beschouwingen gegeven. Daarna worden de scenario s afzonderlijk in meer detail behandeld. Tot slot worden in Hoofdstuk 9 een conclusie en enkele bevindingen geformuleerd.

17 Hoofdstuk 3. Beschrijving van het model in Matlab Het simulatiemodel is volledig opgebouwd in Matlab en heeft als hoofddoel na te gaan in welke mate het elektriciteitsnet in balans is bij een gegeven vraagprofiel, evolutie van de productiecapaciteit en weerprofielen voor zon en wind. De simulaties worden uitgevoerd over een periode van 18 jaar (van 2013 t.e.m. 2030) met een tijdsresolutie van 15 minuten. Het stroomdiagram in Figuur 3.1 stelt de opbouw van het model schematisch voor. De Matlab code is integraal terug te vinden in Bijlage A. Het uitgangspunt is een vraagprofiel dat per kwartier gek is. Van deze vraag wordt eerst de niet-reduceerbare elektriciteitsproductie afgetrokken. Dit is de elektriciteit die onafhankelijk van de vraag wordt geproduceerd en dus niet aangepast wordt aan schommelingen van de vraag. Deze niet-reduceerbare productie bestaat uit: - de intermittere productie door hernieuwbare energiebronnen (i.e. windturbines, zonnepanelen en waterkrachtcentrales), die afhankelijk is van de weercondities, - de elektriciteit geproduceerd door de niet-flexibele baseloadcentrales (kerncentrales en kolencentrales), die altijd op hun volledig vermogen draaien 3, - de productie door must run centrales die zich niet aan de elektriciteitsvraag aanpassen omwille van een warmtevraag (WKK) of groenestroomcertificaten (biomassa). In de analyse is verondersteld dat deze steeds op volledig vermogen werken 3. Wanneer de niet-reduceerbare productie gelijk is aan de vraag, is er evenwicht. Dit is een ideale situatie, maar komt zo goed als nooit voor in de praktijk omdat de niet-reduceerbare productie bijna volledig onafhankelijk is van de vraag. Als de niet-reduceerbare productie groter is dan de vraag, is er een teveel aan elektriciteit. Dit overschot kan gebruikt worden om water op te pompen in de pompcentrales. Dit kan natuurlijk maar gebeuren zo lang de reservoirs van de pompcentrales nog niet volledig zijn volgepompt. Is er na het pompen nog steeds een teveel aan elektriciteit, dan is er een overschot. In de praktijk moet men dit overschot zien kwijt raken, bijvoorbeeld door het over de landsgrenzen heen te verkopen. In deze studie wordt het Belgische net echter vanuit een eilandperspectief bekeken, zodat het teveel aan elektriciteit een onevenwicht betekent. 3 Rekening houd met een beschikbaarheidscoëfficiënt, zie 0. 7

18 Hoofdstuk 3: Beschrijving van het model in Matlab 8 Als de niet-reduceerbare productie kleiner is dan de vraag, dan is er nog een restere vraag die beantwoord moet worden door flexibele gascentrales. Wanneer de gascentrales niet voldoe elektriciteit kunnen produceren om een evenwicht te bereiken, wordt elektriciteit geproduceerd in de pompcentrales, door het eerder opgepompte water neer te laten door de turbines. Deze productie is uiteraard gelimiteerd door de capaciteit van de reservoirs van de pompcentrales. Indien alle bovenstaande productie-eenheden niet aan de vraag kunnen voldoen, komen de piekcentrales in actie. Als de vraag en de productie hierna nog steeds niet in evenwicht zijn, dan is er een tekort aan elektriciteit. Als dit tekort niet te groot is, kan het elektriciteitsnet in de praktijk nog gebalanceerd worden door elektriciteit aan te kopen bij een van de buurlanden. Vanuit het eilandperspectief in deze studie betekent dit tekort echter wel dat er een onevenwicht is. Het model heeft dus drie belangrijke inputs, die in de volge hoofdstukken meer in de diepte worden uitgewerkt: - De vraag naar elektriciteit (Hoofdstuk 4). - De beschikbare capaciteit voor elektriciteitsproductie, onderverdeeld in verschille categorieën (0). - Weerpatronen die de intermittere productie van hernieuwbare energietechnologieën bepalen (Hoofdstuk 6). Als output brengt het model overschotten en tekorten in kaart. Dit gebeurt door het aantal tijdsstappen van 15 minuten te tellen waarin een tekort of overschot ontstaat. Op die manier is voor elk jaar berek hoeveel procent van het jaar een tekort of overschot optreedt. Bovien wordt ook de omvang van de onbalansen berek door te kijken hoeveel van de tekorten en overschotten groter zijn dan 1000 MW, 2000 MW en 3000 MW. Verder tonen de simulaties ook de grootste onbalansen die voorkomen in extreme situaties, zoals een windstille, bewolkte winterdag met een grote vraag naar elektriciteit. Voor de tekorten wordt de Loss Of Load Expectation (LOLE) berek. Dit is het verwachte aantal uren waarin de productiecapaciteit ontoereik is om de belasting te kunnen dekken. Het is een indicator van de bevoorradingszekerheid. Een belangrijke assumptie in de analyse is dat het Belgische elektriciteitsnet wordt bestudeerd vanuit een eilandperspectief. Dit wil zeggen dat het simulatiemodel geen rekening houdt met de koppeling van het Belgische elektriciteitsnet met dat van buurlanden Duitsland, Frankrijk, Nederland en Luxemburg. De overschotten en tekorten die uit de simulaties voortkomen, zijn dus niet absoluut. Ze moeten worden geïnterpreteerd in de reële context waarin wel elektriciteit kan uitgewisseld worden met andere landen. De uitwisselingscapaciteit is echter niet altijd onbeperkt beschikbaar. Bijvoorbeeld, wanneer grote tekorten optreden in België (bijvoorbeeld op een koude winterocht), is de kans vrij groot dat er ook in de andere landen van de CWE-interconnectie een gebrek aan capaciteit is. In dergelijke situaties is elektriciteit invoeren ofwel niet mogelijk ofwel erg duur. [7]

19 Hoofdstuk 3: Beschrijving van het model in Matlab 9 Figuur 3.1 : Stroomdiagram van het simulatiemodel

20 Hoofdstuk 4. De vraag naar elektriciteit in België 4.1 Statistieken van de opgevraagde energie Tabel 4-1 toont de evolutie van de opgevraagde elektriciteit in België voor de periode , volgens de statistieken van Synergrid [8]. De hoeveelheid opgevraagde elektrische energie is gelijk aan het netto-eindverbruik van elektriciteit met inbegrip van de transmissieen distributieverliezen en de energie gebruikt door pompcentrales. Ook de geschatte autoproductie (lokale productie) die onmiddellijk verbruikt wordt zonder injectie op het net, is in deze statistiek inbegrepen vanaf Het voorbije decennium ke het niveau van de opgevraagde elektriciteit aanvankelijk een stijging van 2% in 2003, waarna de groei stagneerde in In bereikte de opgevraagde elektriciteit een hoogtepunt (+3%), maar kreeg in 2009 een sterke terugval van 5% door de crisis. In 2010 bereikte de vraag opnieuw hetzelfde niveau als vóór de crisis. In de periode nam de vraag opnieuw af met 3%. Tabel 4-1: Opgevraagde elektriciteit in België voor de periode ([9],[8]) Opgevraagde elektriciteit (GWh) Scenario s voor de vraag In de simulaties worden drie mogelijke scenario s voor de evolutie van de vraag tussen 2013 en 2030 bestudeerd: groei, status quo en efficiëntie. Deze zijn gebaseerd op scenario s uit recente studies zoals het Rapport over de middelen voor elektriciteitsproductie door de FOD Economie [6], de studie Electrical energy savings scenarios for Belgium van Climact [9] en Working Paper 9-11 van het Federaal Planbureau België [11]. 10

21 Hoofdstuk 4 : De vraag naar elektriciteit in België 11 - Groei: o De vraag neemt 18% toe tussen 2013 en Dit betekent een jaarlijkse groei van ongeveer 1%. o Dit scenario weerspiegelt een periode van economische groei en beperkte inspanningen qua energie-efficiëntie. o Gebaseerd op het referentiescenario uit [11] en het SUP+1% scenario in [6]. - Status Quo: o De vraag blijft ongewijzigd over de hele simulatieperiode. o Beperkte economische groei en verhoogde inspanningen op het vlak van energie-efficiëntie. o Gebaseerd op het no-growth scenario uit [9] en het REF-2010 scenario in [6]. - Efficiëntie: o De vraag neemt met 15% af tussen 2013 en 2030, wat neerkomt op een jaarlijkse afname van ongeveer 0.9%. o Dit scenario toont wat mogelijk is als alle mogelijke inspanningen worden gedaan om het potentieel aan energie-efficiëntie maximaal te benutten. o Gebaseerd op het maximum electrical energy efficiency scenario in [9]. Deze drie scenario s vormen een bereik waarbinnen de vraag gedure de simulatieperiode zou kunnen vallen (Figuur 4.1). Dit bereik wordt breder met de jaren, wat samengaat met een grotere onzekerheid als men verder in de toekomst kijkt. Figuur 4.1: Evolutie van de opgevraagde elektriciteit per jaar ( )

22 Hoofdstuk 4 : De vraag naar elektriciteit in België 12 In de simulaties wordt het vraagprofiel voor ieder jaar bepaald door een referentieprofiel te vermenigvuldigen met een groeipercentage dat afhangt van het scenario. Het referentieprofiel is gelijk aan het vraagprofiel van Op de website van netbeheerder Elia [12] kan de elektriciteitsvraag op het Belgische net opgevraagd worden met een tijdsresolutie van 15 minuten. Het jaarprofiel van de opgevraagde elektriciteit in 2013 is op het moment van de analyse nog maar voor de helft gek. Vergelijking met het jaarprofiel van 2012 over dezelfde periode (januari tot juni) toont echter aan dat de vraag in 2013 op hetzelfde niveau ligt als in Daarom wordt verondersteld dat het jaarprofiel van de opgevraagde elektriciteit in 2013 gelijk is aan dat van 2012, verminderd met een dag aangezien 2012 een schrikkeljaar was. Bovien is in het vraagprofiel dat beschikbaar gesteld wordt door Elia geen autoproductie meegerek. Om hier wel rekening mee te houden, wordt het volledige profiel herschaald zodat de totale opgevraagde elektriciteit gelijk is aan GWh (cfr. Tabel 4-1). Het referentieprofiel van 2013 wordt weergegeven in Figuur 4.2. Dit referentieprofiel wordt integraal vermenigvuldigd met een groeipercentage. Bijvoorbeeld, in het groeiscenario (jaarlijkse groei van 1%) is het vraagprofiel van 2014 gelijk aan 101% van het referentieprofiel van De groei slaat dus op het volledige profiel. Zowel de gemiddelde vraag als de piekwaarden zullen met 1% toenemen. Bovien heeft deze methode als gevolg dat alle jaren 365 dagen bevatten en dat elk jaar op dezelfde dag start. Figuur 4.2: Referentieprofiel voor de opgevraagde elektriciteit

23 Hoofdstuk 5. Het Belgische productiepark In dit hoofdstuk wordt een inventaris gemaakt van de geïnstalleerde capaciteit voor elektriciteitsproductie in België en de evolutie ervan tussen 2013 en Eerst worden de productie-eenheden ingedeeld in 6 hoofdcategorieën. De onderverdeling op basis van technisch-economische beschouwingen (flexibiliteit, groenestroomcertificaten, activeringsprioriteit etc.) is groteels overgenomen uit het Rapport over de middelen voor elektriciteitsproductie van de FOD Economie [6]. 5.1 Indeling van de productiecapaciteit Intermittere productie-eenheden Dit zijn de eenheden die elektriciteit produceren uit hernieuwbare energiebronnen, namelijk windenergie (onshore en offshore), fotovoltaïsche energie en waterkrachtcentrales (met uitzondering van de pompcentrales). De productie van deze eenheden is erg variabel omdat ze afhangt van de weersomstandigheden. Op dagen met veel zon en wind kan de productie uitzonderlijk hoog worden, terwijl er op een windstille dag met veel bewolking nauwelijks elektriciteit geproduceerd wordt door deze units. Deze productie-eenheden krijgen de wettelijke voorrang op het net omwille van hun hernieuwbare karakter. Bovien zijn de marginale kosten van elektriciteitsproductie uit zon en wind nagenoeg nul omdat er geen brandstofkost is Baseload centrales Onder deze categorie vallen de kerncentrales en de kolencentrales. Deze elektriciteitscentrales hebben weinig technische flexibiliteit en kunnen niet snel aangepast worden aan de actuele vraag naar elektriciteit. Ze leveren dan ook continu elektriciteit met een constant vermogen en dienen om de basislast te dekken. 13

24 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark Must Run centrales Een eerste type centrale dat onder deze categorie valt, is de WKK-centrale. Een warmtekrachtkoppeling is een installatie die in een gecombineerd proces zowel warmte als elektriciteit opwekt. Een WKK voorziet in de eerste plaats in de warmtebehoefte van de industrie. De elektriciteit die door de WKK-installatie wordt opgewekt, is een bijproduct van het proces en is aldus onafhankelijk van de vraag naar elektriciteit. Een tweede type must run centrales zijn biomassa- en biogascentrales. Zij produceren onafhankelijk van de vraag naar elektriciteit omdat zij groenestroomcertificaten krijgen. Ook centrales die op afgeleide gassen draaien en afvalverbrandingscentrales worden onder de categorie must run ondergebracht Flexibele gascentrales De productie-eenheden uit de drie bovenstaande categorieën passen hun elektriciteitsproductie niet aan aan de vraag naar elektriciteit. De flexibiliteit die nodig is om het aanbod en de vraag op elkaar af te stemmen, wordt geboden door flexibele thermische centrales. Dit zijn typisch stoom- en gascentrales (STEG-centrales) Pompcentrales Een andere manier om de flexibiliteit van het productiepark te verhogen zijn pompcentrales. Wanneer de productie uit hernieuwbare energiebronnen, baseloadcentrales en must run centrales tot een overschot aan elektriciteit leidt, kan met dit elektriciteitsoverschot water opgepompt worden in stuwmeren. Op momenten van piekbelasting kan deze energie later weer gerecupereerd worden door elektriciteit op te wekken in de turbines van de stuwdammen. Pompcentrales zijn echter beperkt in hun opslagcapaciteit en kunnen maar gedure een beperkt aantal uren vermogen leveren. Bovien is de efficiëntie van een pompcentrale gelimiteerd: van de energie die nodig is om het water op te pompen, komt slechts 70 à 80% vrij bij de productie in de turbines [13]. In de simulaties wordt een efficiëntie van 75% verondersteld Piekcentrales Piekcentrales zijn centrales die enkel worden ingezet als al de overige productiecapaciteit niet in staat is om aan de vraag te beantwoorden. Turbojets, turbocentrales met open cyclus en dieselcentrales vallen onder deze categorie. Deze centrales hebben als voordeel dat ze uiterst flexibel zijn, maar worden slechts voor de piekbelasting gebruikt omdat ze hoge marginale kosten hebben of omdat ze niet geschikt zijn om voor lange periodes te werken.

25 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark Beschikbaarheidsfactoren Het rapport van de FOD Economie [6] vermeldt per type eenheid ook beschikbaarheidsfactoren die rekening houden met de technische inzetbaarheid van de eenheden. Deze is gelimiteerd door onderbrekingen voor onderhoud en diverse interventies die ervoor zorgen dat het effectieve geïnstalleerd vermogen lager is dan het nominale vermogen. In de simulaties wordt het nominale vermogen steeds vermenigvuldigd met deze beschikbaarheidsfactoren. Onderstaande tabel geeft een overzicht: Tabel 5-1: Beschikbaarheidsfactoren van de elektriciteitsproductie-eenheden [6] Type centrale Beschikbaarheidsfactor Intermittere productie Windenergie (onshore en offshore) 98% Fotovoltaïsche productie 85% (1) Waterkrachtcentrale (excl. Pompcentrales) 88% Baseload Kerncentrale 98% Kolencentrale 80% Must Run WKK 80% Biomassa 80% Flexibele gascentrale STEG 90% Pompcentrale Pompcentrale 98% (2) Piekcentrale Turbojet, turbogascentrale met open cyclus, dieselcentrale 84% (1) Niet de waarde uit [6], wel de beschikbaarheidsfactor berek uit de gegevens over de pv-zonneproductie op de website van Elia [12]. De beschikbaarheidsfactor voor zonnepanelen heeft in deze studie een ietwat afwijke betekenis: zie paragraaf 6.1. (2) Gedure maximaal 5 of 6 opeenvolge uren

26 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark Huidige productiecapaciteit Als uitgangspunt voor de simulaties wordt eerst een uitgebreide inventaris gemaakt van de geïnstalleerde productiecapaciteit in België. De nodige gegevens werden teruggevonden bij netbeheerder Elia en de drie gewestelijke regulatoren BRUGEL, CWaPE envreg. Op de website van Elia wordt op continue basis een lijst bijgehouden met een overzicht van de productie-eenheden die aan het Elia-net zijn aangesloten [14]. Dit zijn enkel de eenheden met een vermogen groter dan 1 MW die in het Elia-net injecteren op een spanning van minstens 30 kv. De Vlaamse en Waalse regulatoren,vreg en CWaPE, publiceren op hun website lijsten met de productie-installaties waaraan groenestroomcertificaten en warmtekrachtcertificaten zijn toegek [15],[16],[17],[18]. Deze lijsten geven informatie over de producent, de productietechnologie en het geïnstalleerde vermogen dat in rekening werd gebracht voor de toekenning van de certificaten. Tabel 5-2 geeft een beknopte samenvatting van deze lijsten. De regulator van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest, BRUGEL, stelt geen dergelijke gedetailleerde lijsten ter beschikking op haar website. Daarom worden hiervoor de algemene statistieken met betrekking tot groene stroom gebruikt, die door BRUGEL in juli 2013 gepubliceerd zijn [19]. Tabel 5-2: Productie-installaties waaraan groenestroomcertificaten en warmtekrachtcertificaten zijn toegek door VREG, CWaPE en BRUGEL. Type centrale Geïnstalleerd vermogen Vlaanderen Wallonië BHG Groenestroomcertificaten Wind op het land 362 MW 548 MW - PV (zon) 951 MW (1) 513 MW 21 MW Waterkracht 1 MW 111 MW - Biomassa + Biogas 791 MW 276 MW - Warmtekrachtcertificaten WKK 1693 MW 199 MW 35 MW (1) Installaties voor zonne-energie met een vermogen < 10 kw zijn niet in de lijst van VREG opgenomen.

27 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 17 Op basis van de lijsten van de gewestelijke regulatoren kan geen nauwkeurig beeld gevormd worden van het geïnstalleerde vermogen aan fotovoltaïsche installaties. Bij de VREG ontbreken immers alle PV-installaties met een vermogen kleiner dan 10 kw. Bovien is de zonnepanelensector in België de laatste jaren erg dynamisch waardoor gegevens over geïnstalleerde PV-installaties al snel verouderd zijn. APERe, een Franstalige federatie voor hernieuwbare energie, noteert begin 2013 een totaal geïnstalleerd vermogen aan zonnepanelen van 2567 MW, gebaseerd op statistieken van BRUGEL, VREG en CWaPE [20]. In de lijsten van de gewestelijke regulatoren komen enkele productie-eenheden voor die ook in de opsomming van Elia vermeld worden. Alle deze eenheden worden weggefilterd uit de lijsten van de gewestelijke regulatoren, zodat er geen dubbeltellingen zijn. In Tabel 5-3 zijn alle bovenstaande gegevens verzameld. Deze samenstelling van het Belgische productiepark wordt in de simulaties gebruikt als beginsituatie in Tabel 5-3: Productiepark België - geïnstalleerde capaciteit begin 2013 Type centrale Geïnstalleerd vermogen begin 2013 (MW) Vlaanderen Wallonië BHG Noordzee Totaal Intermittere productie Baseload Wind offshore Wind onshore PV (zon) Waterkracht Nucleair Steenkool Must Run WKK Biomassa en biogas Flexibele gascentrale STEG Pompcentrale Pompcentrale Piekcentrale Turbojet, turbogascentrale met open cyclus, dieselcentrale Totaal

28 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark Evolutie van de productiecapaciteit Over de toekomstige evolutie van de productiecapaciteit bestaat heel wat onzekerheid. De huidige toestand op de elektriciteitsmarkt zorgt ervoor dat bestaande gascentrales dreigen te sluiten wegens een gebrek aan rentabiliteit. Door het ongunstige investeringsklimaat stellen producenten hun investeringsbeslissingen voor nieuwe flexibele gascentrales uit. De toeneme hoeveelheid decentrale en kleinschalige productie zorgt ervoor dat het productiepark complexer wordt en dat de evolutie ervan moeilijker te voorspellen is. Ook over de toekomst van de ondersteuningsmechanismen voor hernieuwbare energieproductie bestaat er nog enige vaagheid Uitdove capaciteit In Bijlage B staat een tabel waarin capaciteitswijzigingen tussen 2013 en 2030 worden weergegeven. Deze lijst is opgesteld in maart 2013 en is gebaseerd op de huidige verwachtingen van Electrabel omtrent declasseringen van de Belgische centrales, mits enkele aanpassingen aan de laatste evoluties in de elektriciteitsmarkt. Enkele opmerkingen bij deze tabel: - Wanneer de datum van de declassering onbek is, wordt verondersteld dat de sluiting plaatsvindt op 1 juli. Dit wil zeggen dat de centrale buiten dienst wordt genomen in de periode waarin de vraag het laagst is. Deze hypothese heeft als gevolg dat de sluiting van centrales in een bepaald jaar geen tekorten veroorzaakt in de winter van dat jaar (wanneer de vraag het grootst is). - Voor de nucleaire phase-out is de uitstapkaler toegepast die voorgesteld wordt in het Plan Wathelet [21]. Er is beslist om de kernreactor Tihange 1 tien jaar langer open te houden. Verder is deze voorgestelde uitstapkaler ook opgesteld met als doel de bevoorradingszekerheid optimaal te waarborgen. De logica hierbij is dat de kernreactoren vlak na de winter worden stilgelegd, na de periode van het jaar waarin het verbruik het hoogst ligt [21]: Tabel 5-4: Uitstapkaler voorgesteld in het Plan Wahtelet [21] Sluitingsdatum Kernreactor Vermogen (MW) Oorspronkelijke sluitingsdatum (1) 1 april 2016 Doel 1 en 2 2x433 februari-december april 2022 Doel oktober april 2023 Tihange oktober april 2025 Tihange 1 Tihange 3 Doel (1) Volgens de Wet van 31 januari 2003 op de geleidelijke kernuitstap. oktober 2015 september 2025 juli 2025

29 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 19 - Zowel EDF Luminus als E-ON hebben aangekondigd om in 2014 een grote gascentrale vervroegd te sluiten wegens een gebrek aan rentabiliteit. Die centrales worden echter tijdelijk buiten werking gesteld voor onbepaalde duur (zgn. cocooning of mothballing ). Deze capaciteit kan dus na een tijd weer in het productiepark opgenomen worden, uit noodzaak of wanneer de omstandigheden gunstiger zijn voor de producent. - Electrabel heeft beslist om twee STEG-centrales om te bouwen naar piekeenheden. Bij deze ombouw zal ook het vermogen van de centrales afnemen. STEG Herdersbrug wordt omgebouwd in 2014 en STEG Drogenbos in E-On heeft heel concrete plannen om de steenkoolcentrale van Langerlo om te bouwen naar een zuivere biomassacentrale op houtpellets. Volgens de huidige planning zou deze midden 2015 operationeel kunnen zijn Nieuwe gascentrales vóór 2020 Op dit moment zijn er zes projecten voor de bouw van nieuwe gascentrales die al een productievergunning hebben verkregen [22], maar waarvoor de investeringsbeslissing nog niet genomen is: Tabel 5-5: Projecten in de pipeline voor de bouw van nieuwe gascentrales Naam centrale Type Capaciteit Dils-Energie 2 x STEG 920 MW Manage - Eni 1 x STEG 450 MW Amercoeur 2 - Electrabel Blue Sky Investment 1 x STEG 420 MW Beringen - Eneco 2 x STEG + 1 x Piek 930 MW MW Nest Energie -? 2 x STEG 920 MW Navagne - SPE 2 x STEG 920 MW Het is gissen welke van deze centrales uiteindelijk het daglicht zullen zien. Op basis van de informatie die momenteel beschikbaar is, lijkt Dils-Energie de enige die aankondigt te willen doorgaan met de investering. Niettemin verklaart de projectvennootschap dat capaciteitssubsidies van de regering (cfr. Plan Wathelet [21]) een noodzakelijke voorwaarde zijn voor een economische uitbating van de centrale. De producent kondigt aan ten vroegste operationeel te kunnen zijn in 2017, maar zonder capaciteitssubsidies kan dit mogelijk naar een latere datum verschuiven [23]. Producenten Eni en Eneco verklaarden al dat ze met hun investeringsbeslissing wachten tot er meer zekerheid is over de rentabiliteit van nieuwe gascentrales, onder meer door beslissingen vanwege de regering [24],[25]. Rond de centrales van Amercoeur 2 en Navagne blijft het de laatste tijd erg stil en het project Nest Energie moet op zoek naar een nieuwe

30 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 20 investeerder nadat EDF in het kader van een overname door het gerecht gedwongen is het project Nest Energie af te stoten [26]. Het uitblijven van investeringsbeslissingen zorgt ervoor dat de tijdige realiseerbaarheid van noodzakelijke projecten problematisch wordt. Tussen het moment van de investeringsbeslissing en het operationeel worden van een centrale zit een periode van 3 à 4 jaar, afhankelijk van het type en de omvang van de centrale [3]. Dit betekent dat de eerste nieuwe capaciteit ten vroegste in 2017 operationeel zou kunnen zijn, op voorwaarde dat eind begin 2014 een beslissing tot investeren wordt genomen. Eventuele bevoorradingsproblemen in de periode vóór 2017 kunnen dus niet meer opgevangen worden met de projecten die momenteel op een beslissing wachten. Vanwege de onzekerheid over de investeringen in flexibele capaciteit, zullen scenario s worden vooropgesteld die verschille mogelijke evoluties vertegenwoordigen. De scenario s worden toegelicht in Hoofdstuk Evolutie van warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energieproductie Omdat de beschikbare prognoses over de evolutie van WKK en hernieuwbare elektriciteitsproductie in België zich meestal beperken tot 2020, wordt in deze studie een onderscheid gemaakt tussen de evolutie vóór 2020 en de ontwikkeling na dat jaar, waarover de onzekerheid nog veel groter is. Vóór 2020 Een eerste belangrijke bron voor prognoses over de evolutie van WKK en hernieuwbare elektriciteitsproductie, is de studie van de CREG naar de nood aan productiecapaciteit in België over de periode [3]. De CREG baseert zich op bestaande studies met betrekking tot WKK en hernieuwbare elektriciteit in de gewesten, onder meer van VITO, CWaPE en het Brussels Instituut voor Milieubeheer. De evoluties van WKK, biomassa, onshore wind en waterkracht worden op deze studie van de CREG gebaseerd door de absolute jaarlijkse toename uit het CREG-rapport op te tellen bij de begincapaciteit in 2013 uit deze studie (Tabel 5-3). Er wordt verondersteld dat WKK installaties bij grote industriële spelers op het einde van hun levensduur vervangen worden door nieuwe installaties. Daardoor heeft de sluiting van een hele reeks WKK centrales in 2016, 2020 en 2025 (zie Bijlage B) geen merkbare invloed op de productiecapaciteit.

31 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 21 De evolutie van offshore windenergie is in vergelijking met de andere hernieuwbare energiebronnen wel vrij goed te voorspellen. De concessies voor windmolenparken op de Noordzee zijn verdeeld en de projecten hebben een concrete vorm. De enige onzekerheid kan nog bestaan over de precieze timing van de inbedrijfstelling en over het totale vermogen van enkele windparken: Tabel 5-6: Offshore windparken voor de Belgische kust Naam Windpark Totaal Vermogen Verwachte jaar ingebruikname C-Power 325 MW 2013 Northwind 216 MW 2014 Belwind 2x165 MW 2015 Norther MW 2016 Mermaid MW Rentel 288 MW 2017 (?) Seastar 246 MW 2018 (?) Het Belwind park is al voor de helft operationeel sinds De bouw van een bijkome 165 MW is gepland tegen Voor het project Norther wordt in deze studie een vermogen van 360 MW ondersteld en voor Mermaid 450 MW. Wat betreft zonne-energie wordt de CREG-studie [3] niet gevolgd. Deze baseert zich namelijk op het nationaal actieplan voor hernieuwbare energie, dat een capaciteit van 1340 MW vooropstelt voor Dit streefcijfer is al bereikt in 2011 en is dus achterhaald. Het rapport Global Market Outlook for Photovoltaics 2016 van EPIA [27] verwacht in haar moderate scenario dat de geïnstalleerde PV capaciteit tussen 2012 en 2016 jaarlijks met 350 MW zal stijgen. De Global Market Outlook for PV [28] maakt gewag van een potentiële jaarlijkse groei van 544 MW tot 2020 in een scenario van versnelde groei. Voor de periode zal aldus een toename van 350 MW per jaar verondersteld worden in de analyse. Omwille van het feit dat de overheidssteun voor zonnepanelen sterk teruggeschroefd wordt en het onzeker is hoe de subsidiemechanismen zullen veranderen in de nabije toekomst wordt tussen 2016 en 2020 voorzichtigheidshalve een groei verondersteld die nog maar half zo groot is, dus 175 MW per jaar.

32 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 22 Na 2020 Voor de periode is de onzekerheid over de evolutie van WKK en hernieuwbare elektriciteitsproductie in België erg groot omdat er weinig bronnen zijn die zich hier over uitspreken. VITO maakt in haar studie Towards 100% renewable energy in Belgium by 2050 een schatting van het potentieel aan hernieuwbare energiecapaciteit in België [29]. Voor onshore wind komt VITO tot de conclusie dat op het Belgische vasteland plaats is voor een kleine 9000 MW aan windmolens, in een realistisch scenario dat rekening houdt met landschappelijke beperkingen. In deze studie wordt verondersteld dat de geïnstalleerde capaciteit na 2020 nog met 88 MW per jaar toeneemt - een halvering van de groei in de jaren vóór Op die manier wordt tegen 2030 een capaciteit van ongeveer 3000 MW bereikt, zodat het totale potentieel van 9000 MW voor een derde benut is. Er wordt aangenomen dat de toename lineair verloopt tussen 2020 en Wat betreft offshore wind stelt VITO een realistisch potentieel van 8000 MW voorop. In het huidige ontwerp van het marien ruimtelijk plan voor de Belgische kust [30] worden echter nog geen nieuwe concessiegebieden voor offshore windenergie bekgemaakt. Wegens concessies voor het ontginnen van zand in potentiële zones voor windparken, zal er vóór 2022 geen nieuw concessiegebied voor offshore windenergie bijkomen [31]. Daarom wordt in deze studie geen verdere aangroei van het Belgische offshore windpark voorzien vóór Het potentieel voor zonne-energie wordt door VITO geschat door een schatting te maken van totale dakoppervlak dat gebruikt kan worden om zonnepanelen op te installeren, namelijk 250 km². Bij een vermogen van 200 Wp/m² betekent dit een potentieel van MW geïnstalleerde zonnepanelen, bijna twintig keer de huidige geïnstalleerde capaciteit. Een verdubbeling van de huidige 2600 MW geïnstalleerde zonnepanelen tegen 2030, lijkt dus een realistisch scenario om in deze studie voorop te stellen. Dit betekent dat de groei tussen 2020 en 2030 jaarlijks met 85 MW toeneemt, de helft van de toename in de jaren vóór VITO stelt dat het potentieel voor hydro-elektriciteit in België al voor het grootste deel is benut en dat geen grote evoluties meer te verwachten zijn in de toekomst. Daarom komt er geen waterkrachtcapaciteit meer bij na Omtrent het potentieel voor biomassa is er nog grote onduidelijkheid. VITO berekent uit een internationale studie over het globale potentieel aan biomassa dat productie aan biomassaenergie in 2050 tussen 300 en 1097 PJ/jaar ligt (zowel Belgische productie als import). Vrij omgerek geeft dit een potentieel van ongeveer MW in Voor onderligge studie wordt verondersteld dat in 2030 een capaciteit van 4000 MW wordt behaald, de helft van het minimale potentieel voor Er wordt ook aangenomen dat de toename lineair gebeurt, met uitzondering van het jaar 2025 waarin een groot deel van de bestaande biomassa capaciteit wordt gesloten (zie ook Bijlage B).

33 Geïnstalleerd vermogen (MW) Geïnstalleerd vermogen (MW) Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark 23 Voor de evolutie van WKK wordt bij gebrek aan duidelijke bronnen een halvering van de toename in de jaren vóór 2020 aangenomen. Dit wil zeggen dat tussen 2020 en 2030 een groei van 42 MW per jaar wordt verondersteld. Een overzicht van de evolutie van WKK en hernieuwbare elektriciteitsproductie in België in deze studie wordt gegeven in de onderstaande grafieken. De centrales worden opgedeeld volgens de hoofdcategorieën, namelijk intermittere capaciteit en must run centrales: Offshore wind Onshore wind PV (zon) Waterkracht Figuur 5.1: Evolutie van de capaciteit van intermittere productie-eenheden WKK Biomassa Figuur 5.2: Evolutie van de capaciteit van must run centrales

34 Hoofdstuk 5 : Het Belgische productiepark Overzicht : evolutie van de capaciteitsbalans Tabel 5-7 toont de balans van de productiecapaciteit op 31 december van ieder jaar tussen 2013 en De beginbalans is deze uit Tabel 5-3. Daarbij zijn de evolutie van de huidige capaciteit (Bijlage B) en de evolutie van warmtekrachtinstallaties en hernieuwbare energie (Figuur 5.1 en Figuur 5.2) opgeteld. De gascentrales die mogelijk nog vóór 2020 gebouwd kunnen worden (cfr. paragraaf 5.4.2), zijn niet in deze balans opgenomen. Tabel 5-7: Balans van de productiecapaciteit op 31 december

35 Hoofdstuk 6. Intermittere productie In dit hoofdstuk wordt uitgelegd hoe het simulatiemodel productiepatronen aanmaakt voor de productie van wind- en zonne-energie. Voor de productie uit zonnepanelen wordt vertrokken vanuit klimatologische gegevens. De windproductie daarentegen is gebaseerd op meetgegevens van windproductie in België. De productie uit waterkrachtcentrales is constant verondersteld. De Matlab code die gebruikt is om de productiepatronen samen te stellen is terug te vinden in Bijlage A. 6.1 PV productie model De productie van zonne-energie vertoont een duidelijk dagpatroon. Wanneer de zon opkomt, neemt de productie toe om rond de middag haar maximum te bereiken, waarna de productie weer afneemt en nul wordt zodra de zon ondergaat. Bovien is er ook een duidelijk verschil tussen de seizoenen: tijdens de zomermaanden is de productie van zonnepanelen een stuk hoger dan in de winter. Om een productiepatroon voor zonnepanelen te simuleren, worden historische klimatologische gegevens gebruikt van Meteonorm [32], een databank met klimaatgegevens van weerstations over de hele wereld. Hierin staan data van het TMY 4 -type, een standaard referentiejaar dat een gebalanceerd gemiddelde is van historische klimaatgegevens. Uit deze databank wordt met een tijdsresolutie van 15 minuten de zoninstraling in W/m² onttrokken voor drie Belgische weerstations in Ukkel, St. Hubert en Ooste. Deze gegevens worden als volgt verwerkt: 1) Voor elke tijdsstap wordt het gemiddelde van Ukkel, St. Hubert en Ooste berek. 2) Dit gemiddelde referentiepatroon van zoninstraling wordt herschaald zodat een patroon met waarden van 0% tot 100% ontstaat. Daartoe wordt de waarde in W/m² op elke tijdsstap gedeeld door de maximale waarde die voorkomt in het referentiejaar. 3) Van elke dag (= 96 tijdsstappen van een kwartier) wordt het maximale percentage bepaald:. 4) Voor elke maand wordt de standaarddeviatie van de maxima bepaald:. 4 Typical Meteorological Year 25

36 Hoofdstuk 6: Intermittere productie 26 5) Voor elke dag wordt een random maximum waarde bekomen uit een normale verdeling met het maximum instralingspercentage voor die dag ( en de standaarddeviatie per maand : Een andere input voor het PV productie model zijn de tijdstippen van zonsopkomst en zonsondergang. Op basis van de gegevens op [33], wordt voor iedere maand een gemiddeld tijdstip bepaald voor het opkomen en ondergaan van de zon ( en ). Met bovenstaande gegevens als input worden vervolgens dagelijkse patronen gegenereerd volgens de volge formule: ( ( ) ) Deze formule is afgeregeld en fijgesteld zodat de patronen uit dit model consistent zijn met meetdata over de PV productie in België vanaf 14/11/2012 die beschikbaar zijn op de website van Elia [12]. Bijvoorbeeld, op een dag in februari waarop de zon opkomt om 8u30 en ondergaat om 17u00, zou een maximum instralingspercentage van 40% ( kunnen voorkomen. Het dagprofiel voor deze dag ziet er dan als volgt uit: Figuur 6.1: Dagprofiel van PV productie Op deze manier worden 365 dagprofielen gegenereerd zodat een jaarpatroon wordt bekomen. Dit proces wordt herhaald voor elk jaar tussen 2013 en In Tabel 5-1 staat dat in deze studie 85% als beschikbaarheidsfactor voor zonne-energie genomen wordt. Dit percentage betekent dat het geïnstalleerde nominale vermogen van

37 Hoofdstuk 6: Intermittere productie 27 zonnepanelen nooit volledig benut wordt. Het nominale vermogen is immers bepaald bij Standard Test Conditions 5 (STC) die in België onder normale omstandigheden niet voorkomen. Analyse van de gegevens over de pv-zonneproductie op de website van Elia [12] toont aan dat maximaal 85% van het geïnstalleerde vermogen werkelijk benut wordt. Voor elke MW geïnstalleerd vermogen wordt dus maximaal 0.85 MW geproduceerd. De betekenis van de benuttigingsgraad voor zonnepanelen wijkt in deze studie dus af van de betekenis van de beschikbaarheidsfactor bij andere technologieën, in de zin dat ze niet enkel onderhoud en interventies omvat, maar ook de beperkte captatie van zonne-instraling. Het jaarpatroon dat met bovenstaande profielgenerator is bekomen, wordt vermenigvuldigd met de beschikbaarheidsfactor. Dit levert een jaarpatroon op dat varieert tussen 0 en 85%. Door bij elke tijdsstap dit patroon te vermenigvuldigen met de geïnstalleerde capaciteit op dat moment, wordt een productiepatroon in MW bekomen. Figuur 6.2 illustreert dit patroon voor januari-maart 2013, wanneer de geïnstalleerde capaciteit 2600 MWp is: Figuur 6.2: Productiepatroon PV voor de periode januari-maart Het nominale wattpiek vermogen wordt bepaald bij een zoninstraling van 1000 W/m², loodrecht invalle zonnestralen, een luchtmassa van 1.5 en een zonneceltemperatuur van 25 C.

38 Hoofdstuk 6: Intermittere productie Wind productie model Op de website van Elia [12] worden sinds februari 2012 meetgegevens voor windproductie in België gepubliceerd. De tijdsresolutie van de meetdata is 15 minuten. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen offshore en onshore windenergie. Het grote verschil met de patronen van PV productie is dat er bij wind geen vast patroon terug te vinden is in de productie. Er is geen onderscheid tussen dag en nacht en de seizoenen verschillen ook nauwelijks. Daarom wordt ervoor gekozen om productiepatronen samen te stellen door telkens random 5 dagen uit de windpatronen van Elia te selecteren en aan elkaar te plakken tot een patroon van 365 dagen bekomen wordt. Het bekomen productiepatroon wordt vervolgens herschaald door het te delen door de geïnstalleerde capaciteit die door Elia is gemonitord. Op die manier worden productiepercentages bekomen tussen 0% en 100%. Deze percentages worden per tijdsstap vermenigvuldigd met het geïnstalleerde vermogen op dat moment, zodat een productiepatroon in MW wordt bekomen. Figuur 6.3 illustreert dit voor offshore windenergie in de periode januari-maart 2013, wanneer de geïnstalleerde capaciteit 490 MW is. Figuur 6.4 toont een patroon voor onshore windproductie in dezelfde periode, met een geïnstalleerd vermogen van 984 MW. Merk op dat de beschikbaarheidsfactor (98%, zie Tabel 5-1) in dit geval weer gewoon de betekenis heeft van de benuttigingsgraad van de capaciteit, die bepaald wordt door onderhoud en diverse interventies die ervoor zorgen dat het effectieve geïnstalleerd vermogen lager is dan het nominale vermogen. Figuur 6.3: Productiepatroon voor offshore wind voor de periode januari-maart 2013

39 Hoofdstuk 6: Intermittere productie 29 Figuur 6.4: Productiepatroon voor onshore wind voor de periode januari-maart Waterkrachtcentrales De elektriciteitsproductie van waterkrachtcentrales is niet gemodelleerd. In de simulaties wordt aangenomen dat de productie steeds gelijk is aan het geïnstalleerde vermogen vermenigvuldigd met een capaciteitsfactor van 90%. Aangezien de geïnstalleerde capaciteit van waterkrachtcentrales in België zeer klein is, kan dit als een aanvaardbare benadering beschouwd worden die de resultaten nauwelijks beïnvloedt.

40 Hoofdstuk 7. Beschrijving van de scenario s Om te begrijpen hoe onzekerheden over de toekomstige evoluties van het Belgische elektriciteitsnet de simulaties beïnvloeden, worden verschille hypotheses vooropgesteld met betrekking tot de evolutie van de vraag, de productiecapaciteit en de aanwing van de productie-eenheden. De hypotheses worden gecombineerd in drie keer drie scenario s die gebruikt worden om de simulaties uit te voeren. 7.1 Vraagprofielen Voor de evolutie van de vraag naar elektriciteit onderzoekt deze studie drie mogelijke hypotheses. De mogelijke evoluties van het vraagprofiel zijn in Hoofdstuk 4 al in detail toegelicht: 1) Groei: de vraag neemt jaarlijks toe tussen 2013 en ) Status-quo: de vraag blijft steeds op hetzelfde niveau als in ) Efficiëntie: een monotoon dale vraag ten gevolge van doorgedreven maatregelen voor energie-efficiëntie. 7.2 Bijkome productiecapaciteit op korte termijn Om eventuele bevoorradingsproblemen vóór 2020 te kunnen opvangen, moet er geïnvesteerd worden in productiecapaciteit die de toereikheid van het productiepark kan waarborgen. Om zowel elektriciteitstekorten als overproductie te vermijden, is er vooral nood aan flexibele centrales. Zoals in paragraaf is beschreven, zijn er momenteel zes gascentrales die productievergunningen hebben verkregen en op relatief korte termijn operationeel kunnen zijn. Over welke centrales gebouwd zullen worden en de timing van hun indienstneming is er nog geen duidelijkheid. Omdat het weinig waarschijnlijk is dat de centrales alle zes gebouwd zullen worden, worden drie mogelijke ontwikkelingen onderzocht. In de eerste ontwikkeling wordt er niet meer geïnvesteerd in gascentrales die operationeel kunnen zijn vóór De tweede mogelijkheid is dat er twee gascentrales bijkomen. In een derde scenario komen er vier nieuwe gascentrales bij tegen

41 Hoofdstuk 7 : Beschrijving van de scenario s 31 De vier centrales die in de scenario s van deze studie al dan niet worden gebouwd zijn: - Dils-Energie (920 MW): Volgens de huidige planning wordt de bouw van de dubbele STEG - centrale gestart in 2015 en kan de centrale operationeel zijn in 2017 [23]. - Eni - Manage (450 MW): Omdat de productievergunning in juni 2013 is vervallen [25], moet de aanvraagprocedure voor de vergunning opnieuw aangevat worden. Als verondersteld wordt dat de nodige vergunningen tijdig worden bekomen en de bouwwerken 3 jaar in beslag nemen, kan de centrale in 2019 operationeel zijn. - Eneco - Beringen (1030 MW): Volgens de oorspronkelijke planning zouden de bouwwerken van de dubbele STEG - centrale met piekeenheid ongeveer 4 jaar in beslag nemen [35]. Als aangenomen wordt dat de investeringsbeslissing begin 2014 wordt genomen, kan de centrale in 2018 operationeel zijn. - Electrabel - Amercoeur 2 (420 MW): De duur van de bouwwerken wordt op 35 maanden geschat [34]. Indien een investeringsbeslissing genomen wordt in het begin van 2014, kan de centrale tegen begin 2017 elektriciteit produceren. De keuze voor deze vier centrales betekent niet dat deze de voorkeur hebben op andere projecten en is allerminst gebaseerd op garanties over de uitvoering van de projecten. De bedoeling is vooral om de gedachten te vestigen en de invloed van bijkome flexibele capaciteit te onderzoeken. De nieuwe productiecapaciteit kan in theorie evengoed slaan op de overige twee van de zes aangekondigde projecten of zelfs andere flexibele capaciteit die nog binnen dezelfde termijn realiseerbaar is. De drie hypothesen met betrekking tot bijkome gascentrales vóór 2020 zijn: 1) Geen bijkome centrales. 2) Twee nieuwe gascentrales: o Dils Energie (920 MW - 01/09/2017) o Manage (450 MW - 01/09/2019) 3) Vier nieuwe gascentrales: o Dils Energie (920 MW - 01/09/2017) o Manage (450 MW - 01/09/2019) o Eneco Beringen (1030 MW - 01/09/2018) o Amercoeur 2 (420 MW - 01/01/2017)

42 Hoofdstuk 7 : Beschrijving van de scenario s Flexibele Must Run Door de grote hoeveelheid niet-reduceerbare elektriciteitsproductie op het Belgische net kunnen er problemen ontstaan door overcapaciteit. Een belangrijk deel van de nietreduceerbare elektriciteitsproductie bestaat uit must run productie-eenheden. Een warmtekrachtkoppeling is voor het elektriciteitssysteem must run in de technische betekenis: als een WKK-installatie draait om in een warmtebehoefte te voorzien, wordt er elektriciteit in het net geïnjecteerd, ook al is hier geen vraag naar. Biomassacentrales zijn dan weer must run omwille van een politiek-economische reden: de groenestroomcertificaten. Door dit systeem draaien biomassacentrales niet in functie van de elektriciteitsvraag, maar wel in functie van de GSC-quota die moeten gehaald worden. In de simulaties is verondersteld dat alle must run capaciteit steeds op het volledige vermogen produceert. In de praktijk draaien uiteraard niet alle must run centrales altijd op volle capaciteit. De beschikbaarheidsfactoren houden hier in beperkte mate rekening mee. Daarnaast is ook de classificatie van verscheidene productie-eenheden onder de algemene noemer must run niet waterdicht. Zo worden biomassa-centrales, centrales op afgeleide gassen, afvalverbrandingscentrales en WKK-installaties allen op dezelfde manier behandeld. In de scenario analyse wordt onderzocht wat de invloed is van een meer flexibele exploitatie van de must run capaciteit. Dit komt voor een stuk tegemoet aan de ongedifferentieerde classificatie waarbij diverse technologieën als must run centrales beschouwd worden die altijd op volle capaciteit werken. De scenario analyse moet ook aantonen in welke mate de flexibilisering van must run installaties een oplossing biedt voor de problematiek van de overcapaciteit. Er worden drie hypotheses over de flexibiliteit van de must run capaciteit vooropgesteld: 1) 0% flexibele must run 2) 30% flexibele must run 3) 50% flexibilele must run In de praktijk ligt de waarheid wellicht ergens tussen de eerste en tweede hypothese (tussen de 0% en 30% flexibiliteit). De derde hypothese toont wat de impact is van een verder doorgedreven flexibilisering.

43 Flexibiliteit van Must Run capaciteit 50% 30% 0% Hoofdstuk 7 : Beschrijving van de scenario s Gecombineerde scenario s Bijkome gascentrales verhogen de beschikbare productiecapaciteit en verminderen op die manier het risico op tekorten. Aangezien ze niet tot de niet-reduceerbare capaciteit behoren, hebben ze geen impact op de overproductie. De toegenomen flexibiliteit van de must run capaciteit heeft een invloed op de overproductie omdat de hoeveelheid niet-reduceerbare capaciteit afneemt ten voordele van de flexibele capaciteit. Het aantal tekorten zal echter niet veranderen door de toegenomen flexibiliteit. Er komt immers geen productievermogen bij, maar enkel de exploitatie van de beschikbare capaciteit verandert. De hypothesen over bijkome gascentrales en over de flexibiliteit van must run kunnen dus gecombineerd worden met behoud van de transparantie van de resultaten. Ze zijn samengebracht in drie scenario s zoals in Figuur 7.1. Voor elk van deze drie scenario s wordt de analyse uitgevoerd met de drie vraagprofielen. Op die manier zijn er in totaal drie keer drie scenario s. Aantal bijkome gascentrales vóór xSTEG + 30%FlexMR 2xSTEG + 30%FlexMR 4xSTEG + 50%FlexMR Figuur 7.1 : Gecombineerde scenario s voor de evolutie van de capaciteit.

44 Hoofdstuk 8. Scenario Analyse In dit hoofdstuk worden de resultaten van de simulaties besproken. Eerst worden enkele algemene beschouwingen gegeven die gelden voor alle scenario s. Daarna worden de scenario s elk afzonderlijk onder de loep genomen. De invloed van de evolutie van het productiepark en het belang van de evolutie van de vraag worden uit de doeken gedaan. 8.1 Algemene beschouwingen Ontstaan van tekorten en overproductie De belangrijkste output van de analyse is de evolutie van overschotten en tekorten tussen 2013 en Een overschot ontstaat in de simulatie wanneer de niet-reduceerbare productie groter is dan de vraag naar elektriciteit en als dit teveel aan elektriciteit niet kan gebruikt worden om de pompcentrales op te laden. Een tekort ontstaat als de productie van alle beschikbare capaciteit niet volstaat om de vraag te dekken. Figuur 8.1 illustreert voor een week in november 2024 hoe overschotten en tekorten ontstaan. Links op de figuur komt de vraag (zwarte lijn) lager dan de productie (gekleurde vlakken) omdat er veel productie is uit wind en zon, bovenop een grote hoeveelheid must run en baseload capaciteit. Enkele dagen later is er echter een tekort aan elektriciteit, wegens een hoge vraag op een windstille dag. Figuur 8.1: Voorbeeld van elektriciteitsoverschotten en -tekorten 34

45 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Algemene trs in de evolutie van tekorten en overproductie Het simulatiemodel berekent hoeveel uren per jaar overschotten en tekorten optreden. De absolute waarden verschillen van scenario tot scenario, maar globaal gezien worden bij alle scenario s gelijkaardige trs teruggevonden. De algemene trs in de evoluties van overproductie en tekorten worden respectievelijk weergegeven in Figuur 8.2 en Figuur 8.3. Figuur 8.2: Evolutie van het aantal uren overproductie: algemene tr voor Het aantal uren per jaar waarin er een elektriciteitsoverschot is, neemt toe tussen 2013 en 2019, met uitzondering van het jaar 2016, waarin de overproductie weer een stuk lager ligt door de sluiting van de baseloadcentrales Doel 1 & 2. De globale stijging van het aantal uren met een teveel aan elektriciteit tot 2019 is toe te schrijven aan de continue toename van hernieuwbare energieproductie, warmtekrachtkoppelingen en biomassacentrales. Al deze capaciteit leidt tot meer niet-reduceerbare productie, waardoor het risico op elektriciteitsoverschotten groter wordt. Ook de beslissing om de sluiting van Tihange 1 met tien jaar uit te stellen met als doel de bevoorradingszekerheid veilig te stellen, zorgt ervoor dat de overcapaciteit in de periode vóór 2022 hoog oploopt. Deze centrale staat immers voor 962 MW niet-reduceerbare capaciteit die langer in het productiepark wordt gehouden. Tussen 2019 en 2021 neemt het aantal uren overproductie niet meer zo sterk toe. De reden hiervoor is dat er geen offshore windparken meer bijkomen in deze periode, wat in de periode daarvoor wel het geval was. Na de maximale waarde in 2021, neemt het aantal uren overproductie weer sterk af door de sluiting van kernreactoren in 2022 (Doel 3), 2023 (Tihange 2) en 2025 (Tihange 1 & 3, Doel 4). In 2026 wordt een minimum bereikt en daarna stijgt het aantal overschotten weer licht tot 2030.

46 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 36 De lagere toename van de overproductie verder in de toekomst is voor een stuk toe te schrijven aan de onzekere evolutie van hernieuwbare energieproductie en WKK die in deze studie lager is ingeschat na Niettemin is duidelijk zichtbaar dat de sluiting van het nucleaire productiepark ervoor zorgt dat het aantal uren met een elektriciteitsoverschot sterk afneemt. Figuur 8.3: Evolutie van het aantal tekorten: algemene tr voor De evolutie van het aantal uren waarin tekorten optreden, ziet er helemaal anders uit. Tot 2022 ligt dit aantal uren op een vrij laag niveau. Tussen 2013 en 2017 neemt het aantal tekorten vooral toe door de sluiting van een aantal gascentrales in 2014 en de sluiting van Doel 1 & 2 in In deze periode blijven de tekorten qua frequentie en omvang wel beperkt door het openhouden van Tihange 1. Na 2017 neemt het aantal tekorten weer af tot in het jaar 2020, waarin er weer een deel van de bestaande capaciteit gesloten wordt (voornamelijk biomassa- en piekcentrales). Tussen 2022 en 2024 neemt het aantal tekorten sterker toe door de sluiting van Doel 3 en Tihange 2 en stijgt explosief in door de buitienststelling van Tihange 1 & 3 en Doel 4. Na 2026 nemen de tekorten nog licht af door de bijkome capaciteit van hernieuwbare energie-technologieën en warmtekrachtinstallaties. Enkele opmerkingen bij bovenstaande trs: - Ondanks de toename van de totale geïnstalleerde capaciteit in absolute waarde tot en met 2021 (zie capaciteitsbalans in Error! Reference source not found.), blijkt toch dat de tekorten kunnen toenemen in deze periode. Dit komt omdat de bijkome capaciteit voor een groot deel uit intermittere technologieën bestaat. Deze produceren slechts uitzonderlijk op hun nominale vermogen, maar wel meestal slechts een fractie hiervan. Zonnepanelen hebben een capaciteitsfactor van ongeveer

47 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 37 12% [29]. Dit wil zeggen dat elke 100 MW geïnstalleerd piekvermogen op jaarbasis overeenkomt met 12 MW effectief vermogen 6. De gemiddelde capaciteitsfactor van windenergie is ongeveer 24% [29]. Daaruit volgt dat naarmate het belang van intermittere capaciteit in het totale productiepark toeneemt, de betekenis van de absolute waarde van het totale geïnstalleerde vermogen steeds meer wordt uitgehold. - Bovenstaande trs zijn waargenomen voor alle vraagscenario s. Naargelang het vraagscenario zullen deze trs meer of minder uitgesproken zijn. Bij het groeiscenario bijvoorbeeld neemt de vraag toe met de jaren. Daardoor zijn er meer tekorten in de latere jaren bij het groeiscenario dan bij het status quo-scenario en het efficiëntie-scenario. Een grotere vraag betekent echter ook dat het risico op overproductie kleiner wordt, waardoor overschotten frequenter voorkomen in de latere jaren bij het efficiëntie-scenario dan bij het status quo- en groeiscenario. - In de scenario s waarin gascentrales worden bijgebouwd, kan verwacht worden dat het risico op tekorten vanaf 2017 afneemt ten gevolge van de bijkome capaciteit. Op de hoeveelheid overproductie hebben de gascentrales geen invloed aangezien ze niet tot de niet-reduceerbare productie-eenheden behoren. - De scenario s met flexibele must run centrales zullen een invloed hebben op de overproductie. Meer flexibiliteit in het productiepark betekent immers dat de nietreduceerbare productie lager zal zijn, met als gevolg een lager risico op overschotten. Het risico op tekorten zal echter niet veranderen in deze scenario s. De totale capaciteit wijzigt immers niet, enkel de exploitatie van de capaciteit verandert. - In de bespreking van de afzonderlijke scenario s verder in dit hoofdstuk worden niet altijd alle resultaten getoond om geen overvloed aan gegevens op te sommen. Daarom worden enkel de resultaten getoond voor 2013, 2030 en de jaren die de evolutie van de tekorten en overcapaciteit karakteriseren. Door de waarden voor de jaren 2021, 2024 en 2026 te geven, wordt de invloed van de sluiting van de kernreactoren in 2022, 2023 en 2025 duidelijk gemaakt. Voor de tekorten worden ook de resultaten in het jaar 2017 getoond omdat in dit jaar de hoogste tekorten (in frequentie en omvang) worden waargenomen voor de periode Tabellen met de resultaten voor alle jaren zijn terug te vinden in Bijlage C tot Bijlage F. 6 De capaciteitsfactor is gedefinieerd als: effectieve productie op jaarbasis [GWh] / (piekvermogen [GW] * 8760 [h]) [29]

48 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Loss of Load Expectation Een vaak gebruikt criterium om de bevoorradingszekerheid te evalueren, is de Loss of Load Expectation (LOLE). Dit is het maximaal aantal uren dat de beschikbare productiemiddelen ontoereik zijn om de vraag naar elektriciteit te dekken [6]. De FOD Economie gebruikt in haar rapport [6] een grenswaarde van 16 uur per jaar voor een systeem zonder invoeren en 3 uur per jaar voor een geïnterconnecteerd systeem. In onderligge studie wordt het LOLEcriterium van 16 uur gebruikt, vermits het Belgische elektriciteitsnet vanuit eilandperspectief wordt beschouwd. Dit betekent dat wanneer er minder dan 16 uur per jaar een tekort optreedt, het productiepark als toereik wordt beschouwd om in de vraag te voorzien. Het simulatiemodel berekent voor alle scenario s of aan dit criterium wordt voldaan en zo niet, hoeveel capaciteit er ontbreekt om wel toereik te zijn. 8.2 Scenario 1 : 0xSTEG + 0%FlexMR Overproductie Tabel 8-1 geeft voor de drie vraagscenario s het aantal uren per jaar (in procenten uitgedrukt) waarin er overproductie is. Ook de omvang van de overproductie wordt nagegaan door vier niveaus te beschouwen: 0 MW, 1000 MW, 2000 MW en 3000 MW. Enkel het beginjaar, eindjaar en de referentiejaren tussenin worden getoond. De volledige tabel is terug te vinden in Bijlage E. Overproductie (% uren per jaar) Tabel 8-1: Overproductie in het scenario 0xSTEG + 0%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff % 50% 50% 50% 50% 50% 16% 16% 16% 3% 3% 3% % 78% 91% 69% 78% 85% 41% 50% 63% 17% 26% 39% % 53% 76% 52% 61% 73% 22% 31% 44% 7% 13% 21% % 6% 14% 24% 42% 44% 4% 10% 18% 0% 0% 0% % 9% 24% 34% 44% 49% 8% 17% 22% 1% 5% 9% (1) Gr: groei - SQ: status quo - Eff: efficiëntie In 2013 is er 50% van het jaar een overshot aan elektriciteit, waarvan de helft groter is dan 1000 MW. Zo n 16% van de overschotten is groter dan 2000 MW en in ongeveer 3% van de gevallen loopt de overproductie zelfs op tot meer dan 3000 MW.

49 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 39 Zoals bij Figuur 8.2 al werd opgemerkt, bereikt het aantal uren overproductie een maximum in de jaren In 2021 loopt het aantal uren overproductie op tot 64% (5600 uren) in het groeiscenario en zelfs tot 91% (7972 uren) in het efficiëntie-scenario. Na de sluiting van Doel 3 en Tihange 2 in resp en 2023, is er in 2024 nog in 32% tot 76% van het jaar sprake van overschotten. Wanneer ook de overige kerncentrales dichtgaan in 2025, valt het aantal overschotten helemaal terug naar 2% tot 14% in Een zeer groot deel van de niet-reduceerbare capaciteit van vandaag is tegen dan buiten gebruik gesteld. In 2030, het laatste jaar van de simulatiehorizon, is er weer iets vaker overproductie omwille van de verdere toename van hernieuwbare energietechnologieën, WKK en biomassacentrales. De grootte van de overschotten verandert ook naarmate de samenstelling van het productiepark wijzigt. Zo ligt het aantal overschotten in 2024 gemiddeld gezien op een gelijkaardig niveau als in 2013 (53% t.o.v. 50% in het status quo-scenario), maar de omvang van de overproductie is in 2024 wel toegenomen: in het status-quo scenario bijvoorbeeld is de overproductie in 13% van de gevallen groter dan 3000 MW, terwijl dit in 2013 slechts 3% was. De reden hiervoor is dat het productiepark voor een groter deel uit intermittere productie-eenheden bestaat. Reeds in 2013 is de overproductie vaak te wijten aan een hoge productie door zonnepanelen en windturbines, maar in 2024 is dit effect sterk uitvergroot vanwege de sterke toename van de geïnstalleerde intermittere capaciteit. De tabel in Bijlage F geeft voor elk jaar de maximale overcapaciteit die zich voordoet in dat jaar. Bij een lage vraag in het efficiëntie-scenario kunnen de overschotten in extreme gevallen oplopen tot meer dan 8500 MW tussen 2018 en Verder is het duidelijk dat de hypothesen omtrent de vraag een belangrijke invloed hebben op de resultaten. Zo is bijvoorbeeld in 2024 het verschil tussen de vraagprofielen efficiëntie en groei gelijk aan 22% 7, terwijl het verschil tussen het aantal uren surplus 82%bedraagt 8. Een klein verschil in de evolutie van de vraag heeft dus een relatief grote impact op de overproductie. 7 Efficiëntie = de daling van de vraag is ca. 1% per jaar ; Groei : vraag neemt jaarlijks ca. 1% toe. In 2024 is het verschil tussen beide scenario s dus 11x(1%+1%) = 22% 8 Met het surpluspercentage van Status Quo gelijk aan 100% is het percentage voor Efficiëntie gelijk aan 76/63 = 142% en voor Groei is dit 32/53 = 60%. Het verschil is 82%.

50 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Tekorten Tabel 8-2 toont hoeveel procent van het jaar tekorten voorkomen in het 0xSTEG + 0%FlexMR -scenario voor de referentiejaren die Figuur 8.3 karakteriseren. Er zijn twee sterk verschille periodes die gescheiden worden door de eindfase van de nucleaire phase-out in Tekorten (% uren per jaar) Tabel 8-2: Tekorten in het scenario 0xSTEG + 0%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff ,1% 0,1% 0,1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,1% 2,6% 0,7% 24% 14% 4% 2% 0% 0% 0% 0% 0% ,1% 0,8% 0,0% 23% 6% 0% 2% 0% 0% 0% 0% 0% ,7% 6,4% 0,7% 44% 27% 10% 15% 3% 0% 3% 0% 0% ,8% 77,9% 56,4% 88% 78% 61% 72% 51% 32% 51% 30% 12% ,4% 75,7% 45,7% 91% 76% 51% 76% 48% 18% 56% 24% 4% (1) Gr: groei - SQ: status quo - Eff: efficiëntie Tussen 2013 en 2021 is het aantal uren met een elektriciteitsdeficit relatief beperkt. Na de sluiting van Doel 1&2 in 2016 kan de hoeveelheid tekorten oplopen tot maximum 5,1% in 2017 volgens het groei-scenario. Dit komt overeen met ongeveer 19 dagen op een jaar. Tot 2021 is in het groeiscenario nooit meer dan een kwart van de tekorten groter dan 1000 MW, en maximum 2% hiervan is groter dan 2000 MW. In de andere vraagscenario s ligt het aantal tekorten logischerwijs lager. De bestaande importcapaciteit van 3500 MW kan in theorie dus volstaan om aan deze tekorten tegemoet te komen, op voorwaarde dat de buurlanden in staat zijn om te exporteren. Op koude winterdagen waarop heel Europa een grote vraag kent, is het best mogelijk dat een invoer groter dan 1000 MW niet mogelijk zal zijn, waardoor een black-out toch een bedreiging is. Tussen 2022 en 2025 is er een overgangsfase waarin 5060 MW aan nucleaire capaciteit van het net wordt gehaald. Daardoor zullen vanaf 2026 zeer veel tekorten optreden varier tussen 56,4%% en 91,4% afhankelijk van de evolutie van de vraag. Het grote verschil tussen deze twee percentages duidt nog eens op de belangrijke impact van de evolutie van de vraag. Het grootste deel van de tekorten na 2025 is groter dan 2000 MW en vaak zelfs groter dan 3000 MW. Men kan hier niet meer rekenen op elektriciteitsinvoer, enerzijds omdat de invoercapaciteit niet altijd beschikbaar zal zijn, maar ook omdat België dan structureel afhankelijk zou worden van buitenlandse productie. Het is dus duidelijk dat er tegen deze periode nieuwe capaciteit moet bijkomen om de bevoorradingszekerheid te garanderen.

51 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 41 De bevoorradingszekerheid kan gegarandeerd worden als het LOLE-criterium van 16 uur gehaald wordt. Dit betekent dat er slechts tekorten optreden gedure maximum 16 uur oftewel 0.18% van het jaar. Figuur 8.4 toont voor de drie vraagscenario s hoeveel capaciteit er ontbreekt om de vraag te kunnen dekken. Deze capaciteit kan ingevuld worden door nieuwe productie-eenheden in gebruik te nemen en door elektriciteit in te voeren uit het buitenland. In het 0xSTEG + 0%FlexMR -scenario is er steeds nood aan bijkome capaciteit, behalve in de periode onder de efficiëntie-hypothese. In 2017 is er behoefte aan een bijkome 2000 MW in het groeiscenario en 500 MW in het efficiëntie-scenario. Tegen 2026 moet er al tussen 5000 en 8400 MW capaciteit bijgekomen zijn om de sluiting van het nucleaire productiepark op te vangen. Merk op dat de ontbreke capaciteit volgens het LOLE-criterium niet gelijk is aan het grootste tekort dat zich voordoet. Uitzonderlijke pieken kunnen zich bijvoorbeeld voordoen door een samenloop van bewolkt weer en een windstille periode op een moment waarop de vraag bijzonder hoog is. Als deze pieken slechts zeer beperkt zijn in tijd, worden zij niet opgenomen in de berekening van ontbreke capaciteit. Zo is er op een piekmoment in 2026 volgens het groei-scenario een kortstondig tekort van 9437 MW 9, terwijl de ontbreke capaciteit volgens het LOLE-criterium slechts 8400 MW is. Figuur 8.4: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (0xSTEG + 0%FlexMR) 9 In Bijlage D staan de zowel de maximale tekorten als de ontbreke capaciteit voor LOLE=16h opgelijst voor alle mogelijke scenario s.

52 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Scenario 2 : 2xSTEG + 30%Flex MR Volgens deze hypothese worden in 2017 en 2019 twee nieuwe gascentrales bijgeplaatst van respectievelijk 920 MW en 450 MW. Daarnaast wordt slechts 70% van de must run centrales daadwerkelijk als must run gebruikt. De overige 30% kan op een flexibele manier worden ingezet, en wordt equivalent met flexibele gascentrales Overproductie De impact van de versoepeling van de must run capaciteit op het aantal uren met overproductie is duidelijk merkbaar in de simulatieresultaten (Tabel 8-3). Door 30% van de must run als flexibel te beschouwen, wordt het aantal uren met overproductie in vergelijking met het scenario zonder flexibele must run gehalveerd in Ook het aantal grote overschotten neemt af. Waar in 2013 volgens het 0%FlexMR -scenario nog 50% van de overschotten groter was dan 1000 MW, is dit in het scenario 30%FlexMR nog maar 32%. Het aandeel van overschotten groter dan 2000 MW en 3000 MW wordt meer dan gehalveerd in vergelijking met het 0%FlexMR scenario. Daarnaast wordt ook de maximale overproductie, die plaatsvindt in 2020 voor de drie vraagscenario s, teruggedrongen met ongeveer 18% (bijvoorbeeld van 8228 MW naar 6738 MW in het status quo-scenario, zie Bijlage F). Overproductie (% uren per jaar) Tabel 8-3: Overproductie in het scenario 2xSTEG + 30%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff % 24% 24% 32% 32% 32% 6% 6% 6% 1% 1% 1% % 50% 68% 52% 60% 68% 22% 28% 38% 9% 12% 18% % 22% 41% 35% 44% 52% 11% 15% 22% 2% 4% 8% % 1% 4% 12% 21% 35% 0% 2% 7% 0% 0% 0% % 2% 8% 13% 32% 40% 0% 7% 14% 0% 0% 1%

53 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Tekorten Omdat de bijkome flexibele capaciteit pas in 2017 en 2019 operationeel kan zijn, begint het aantal uren waarin een elektriciteitstekort optreedt pas na deze jaren te dalen. Tussen 2013 en 2021 is het aantal tekorten zeer beperkt. In het ergste geval is er 3,3% van het jaar een ontoereikheid, die bijna nooit boven 2000 MW uitkomt. De bestaande interconnecties met de buurlanden kunnen in principe volstaan om deze sporadische tekorten op te vangen. In 2017 kan de situatie volgens het groei-scenario wel kritisch worden met 66,5 uren met een tekort dat groter is dan 1000 MW. 10 Na de nucleaire phase-out in zal de ontoereikheid van de productiecapaciteit oplopen tot waarden tussen 27,1% en 77,5%, afhankelijk van de evolutie van de vraag. Het verschil tussen deze twee percentages is erg groot, wat nog eens de belangrijke impact van het vraagprofiel aantoont. Onder de efficiëntie-hypothese zorgen zowel de neerwaartse evolutie van de vraag als de bijkome gascentrales voor een sterke daling van het aantal tekorten ten opzichte van het 0xSTEG + 0%FlexMR -scenario. Onder de groei-hypothese veroorzaakt de bijkome capaciteit een minder grote daling van het aantal tekorten omdat het productiepark ondanks de bijkome capaciteit in vele gevallen nog steeds niet toereik is door de stijge vraag. Tekorten (% uren per jaar) Tabel 8-4: Tekorten in het scenario 2xSTEG + 30%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff ,1% 0,1% 0,1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,3% 1,7% 0,4% 23% 12% 3% 2% 0% 0% 0% 0% 0% ,4% 0,0% 0,0% 3% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,6% 0,8% 0,0% 29% 11% 0% 4% 0% 0% 0% 0% 0% ,6% 52,5% 27,1% 77% 62% 48% 52% 34% 16% 31% 15% 3% ,5% 48,7% 15,5% 80% 58% 29% 55% 25% 6% 33% 8% 0% *0.033*365*24=66.5uren

54 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 44 Figuur 8.5 toont de capaciteit die nodig is om bevoorradingszekerheid te garanderen met een LOLE van 16 uur. Tussen 2013 en 2017 loopt de behoefte aan bijkome capaciteit op tot 1500 MW. Door de gascentrales die in 2017 en 2019 operationeel worden, nemen de tekorten sterk af. Tussen 2019 en 2022 is er zelfs geen ontbreke capaciteit in het status quo- en efficiëntiescenario. In het groei-scenario is de ontbreke vermogen in deze periode steeds kleiner dan 750 MW. Het wegvallen van 5060 MW aan nucleaire capaciteit tussen 2022 en 2025 maakt dat er na 2025 tussen 3200 en 6300 MW capaciteit moet bijkomen om de bevoorradingszekerheid te garanderen. Figuur 8.5: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (2xSTEG + 30%FlexMR)

55 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Scenario 3 : 4xSTEG + 50%FlexMR In dit scenario wordt het Belgische productiepark tussen 2017 en 2019 uitgebreid met vier gascentrales met een totaal vermogen van 2820 MW. Tegelijkertijd wordt uitgegaan van de hypothese dat de helft van de must run centrales op een flexibele manier kan ingezet worden. De bevindingen zijn gelijkaardig aan deze bij scenario 2xSTEG + 30%FlexMR, maar de impact van de hypothesen is groter Overproductie De verdere versoepeling van het gebruik van must run productie-eenheden maakt dat het aantal uren overproductie nog verder wordt teruggedrongen van 50% ( 0%FlexMR ) naar 11% ( 50%FlexMR ) in Enkel in de periode zal er nog een aanzienlijke hoeveelheid overproductie zijn: 18% tot 46% van het jaar, waarvan ongeveer de helft groter dan 1000 MW. Zelfs het aantal overschotten groter dan 3000 MW kan in deze periode in het slechtste geval nog oplopen tot ongeveer 17 dagen per jaar 11, met pieken tot meer dan 6000 MW (zie Bijlage F). Het risico op overproductie kan dus wel voor een stuk teruggedrongen worden door must run te flexibiliseren, maar de hoeveelheid niet-reduceerbare capaciteit zal tegen 2020 danig hoog opgelopen zijn dat er bij momenten toch nog grote hoeveelheden stroom moeten weggewerkt worden. Na 2025 is er bijna helemaal geen overproductie meer. Enkel in het efficiëntie-scenario kunnen de overschotten in zeldzame gevallen nog oplopen tot boven 2000 en zelfs 3000 MW in Dit is echter in de meest extreme situatie, waarbij de vraag 15% gedaald is ten opzichte van het niveau van Er kan dus gesteld worden dat in het 4xSTEG + 50%FlexMR - scenario de overproductie volledig geëlimineerd is na het einde van de nucleaire phase-out. Overproductie (% uren per jaar) Tabel 8-5: Overproductie in het scenario 4xSTEG + 50%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff % 11% 11% 20% 20% 20% 4% 4% 4% 0% 0% 0% % 30% 46% 45% 48% 56% 17% 20% 26% 5% 7% 10% % 9% 20% 32% 34% 41% 5% 9% 14% 1% 2% 3% % 0% 2% 0% 12% 21% 0% 0% 0% 0% 0% 0% % 1% 3% 0% 22% 34% 0% 0% 5% 0% 0% 1% 11 Efficiëntie-scenario in 2021 : 10% x 46% x 365 dagen = 17 dagen

56 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse Tekorten Ook hier is er pas een verschil met de andere scenario s vanaf de indienstneming van de nieuwe gascentrales in De simulaties maken duidelijk dat er zich tussen 2018 en 2024 zo goed als geen tekorten meer voordoen. De bijkome gascentrales zullen echter een zeer laag aantal draaiuren hebben omdat ze enkel tijdens sporadische piekenmomenten moeten draaien. De globale capaciteitsfactor van de gascentrales (verhouding tussen werkelijk geproduceerde energie en geïnstalleerd vermogen 6 ) is uiterst laag, waardoor ze niet rabel kunnen zijn. Na 2025 is er hoe dan ook nood aan bijkome capaciteit, met in het beste geval tekorten gedure 8,6% van het jaar en in het slechtste geval 49,6%. De ontbreke capaciteit (Figuur 8.6) in de periode blijft beperkt tot zo n 1100 MW in het groei-scenario. In het efficiëntie-scenario is de ontbreke capaciteit in deze periode zelfs zo goed als nul. Zodra alle nieuwe gascentrales in dienst zijn in 2019, is er geen ontbreke capaciteit meer tot aan de sluiting van Doel 3 in In het status quo- en efficiëntie-scenario duurt het zelfs tot de sluiting van de laatste kerncentrales in 2025 vooraleer er weer een gebrek aan productiecapaciteit is. Vanaf dan is er nood aan 2000 MW tot 5500 MW bijkom productievermogen. Tekorten (% uren per jaar) Tabel 8-6: Tekorten in het scenario 4xSTEG + 50%FlexMR Waarvan > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Gr SQ Eff (1) Gr SQ Eff Gr SQ Eff Gr SQ Eff ,1% 0,1% 0,1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,7% 0,7% 0,1% 13% 6% 0% 1% 0% 0% 0% 0% 0% ,0% 0,0% 0,0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,8% 0,0% 0,0% 13% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% ,6% 25,8% 8,6% 64% 50% 27% 37% 19% 3% 18% 5% 0% ,8% 20,7% 2,4% 65% 38% 13% 35% 10% 0% 14% 2% 0%

57 Hoofdstuk 8 : Scenario Analyse 47 Figuur 8.6: Ontbreke capaciteit voor LOLE=16h (4xSTEG + 50%FlexMR)