Federaal ontwikkelingsplan 2010-2020 Voorlopige versie Ontwerp opgesteld in samenwerking met de Algemene Directie Energie van de Federale Overheidsdienst «Economie, KMO, Middenstand en Energie» en het Federaal Planbureau. Dit ontwerp wordt voor advies voorgelegd in het kader van artikel 6 van het Koninklijk Besluit van 20 december 2007 betreffende de procedure voor uitwerking, goedkeuring en bekendmaking van het plan inzake ontwikkeling van het transmissienet voor elektriciteit.
2
Federaal ontwikkelingsplan 2010-2020 Voorlopige versie Ontwerp opgesteld in samenwerking met de Algemene Directie Energie van de Federale Overheidsdienst «Economie, KMO, Middenstand en Energie» en het Federaal Planbureau. Dit ontwerp wordt voor advies voorgelegd in het kader van artikel 6 van het Koninklijk Besluit van 20 december 2007 betreffende de procedure voor uitwerking, goedkeuring en bekendmaking van het plan inzake ontwikkeling van het transmissienet voor elektriciteit. 3
4
Synthese Federaal ontwikkelingsplan 2010-2020
6
1. De ontwikkeling van het transmissienet elektriciteit: een context in beweging voor Elia stelt het federaal ontwikkelingsplan 2010-2020 op volgens de modaliteiten van de wet van 29 april 1999 ("Elektriciteitswet") en van het Koninklijk Besluit van 20 december 2007 betreffende de procedure voor de uitwerking, goedkeuring en bekendmaking van het plan inzake de ontwikkeling van het transmissienet voor elektriciteit. De netbeheerder heeft, in samenwerking met de Algemene Directie Energie en het Federaal Planbureau, het huidige ontwerp van ontwikkelingsplan opgesteld dat een periode van tien jaar bestrijkt. Overeenkomstig de wet bevat het ontwikkelingsplan enerzijds een gedetailleerde raming van de behoeften aan transmissiecapaciteit, met aanduiding van de onderliggende hypothesen, en anderzijds het investeringsprogramma waartoe de netbeheerder zich verbindt het uit te voeren om aan de behoeften inzake transmissiecapaciteit te voldoen. Het ontwikkelingsplan houdt rekening met de nood aan een adequate reservecapaciteit en met de projecten van gemeenschappelijk belang die worden aangewezen door de instellingen van de Europese Unie in het domein van de trans-europese netten. De ontwikkeling van het transmissienet voor elektriciteit is nauw verbonden met het gevoerde energiebeleid en meer in het bijzonder met de invoering van de nieuwe Europese en Belgische bepalingen op het gebied van energie en klimaat. Op Europees vlak, in uitvoering van het derde energiepakket, sluit het plan aan bij het tienjarig niet-bindend ontwikkelingsplan dat de Europese netbeheerders om de twee jaar dienen op te maken. ENTSO-E, de Europese vereniging van netbeheerders, heeft in 2010 een eerste uitgave van dit plan gepubliceerd, in anticipatie op het van kracht worden van het derde energiepakket. 2. Een elektrisch systeem in volle ontwikkeling De vooropgestelde Belgische en Europese doelstellingen inzake energie en klimaat, in combinatie met de gemiddelde leeftijd van het productiepark, doen vermoeden dat de Europese energiemix in de toekomst ingrijpend zal veranderen. De toename van het aandeel van decentrale productie-eenheden en/of productie-eenheden op basis van hernieuwbare energiebronnen zal tot gevolg hebben dat het variabele karakter van de fysieke elektriciteitsstromen tussen de landen van de Unie toeneemt. Bovendien leiden de uiteenlopende strategieën van de verschillende marktspelers tot grote onzekerheid, enerzijds met betrekking tot de toekomstige energiemix en anderzijds op het vlak van de lokalisatie van de productie-eenheden die in dienst zullen worden genomen of buiten dienst zullen worden gesteld. Ten slotte moet worden opgemerkt dat een verbetering van de algemene energie-efficiëntie als gevolg van een substitutie-effect tot een toename van het eindverbruik van elektriciteit zou kunnen leiden. Op het gebied van netontwikkeling worden al deze elementen concreet vertaald in: het uitwerken van mogelijke oplossingen voor de versterking van een transmissienet dat 7
enerzijds efficiënt en robuust is, teneinde een kwalitatieve nettoegang te bieden voor diverse combinaties van hypothesen, en anderzijds aanpasbaar zodat deze oplossingen geheel of gedeeltelijk kunnen worden herzien in functie van de evolutie van de verschillende projecten van de producenten; het voortzetten van de ontwikkeling van de interconnectiecapaciteit om het evenwicht tussen vraag en aanbod te garanderen, zowel in het geval van een productietekort bijvoorbeeld als gevolg van de afwezigheid van bepaalde eenheden - als in het geval van een productieoverschot, bijvoorbeeld door de combinatie van de beperkte soepelheid van het centrale productiepark en een hoog injectieniveau van de productie uit hernieuwbare energiebronnen; het lokaal versterken van het transmissienet ter ondersteuning van de zones waar in de toekomst een toename van het verbruik is gepland. 3. Onzekere factoren en hypotheses Om een zo goed mogelijk inzicht te krijgen in het onzekere karakter van externe factoren die de ontwikkeling van het net beïnvloeden, wordt in het kader van het ontwikkelingsplan gekozen voor een benadering die gebaseerd is op het uitwerken van een aantal scenario s die sterk van elkaar verschillen. Deze aanpak maakt het mogelijk om een brede waaier van situaties te definiëren waarvoor de verdere ontwikkeling van het net in overweging moet worden genomen. Postulaat Het ontwikkelingsplan gaat er van uit dat de doelstellingen die in het kader van het Europese energie- en klimaatpakket zijn aangenomen met betrekking tot het aandeel van hernieuwbare energie zich in het totale energieverbruik realiseren. Hypothesen over de onzekerheden en scenario's Op het moment van de indiening van het ontwikkelingsplan, werd overheidsberichtgeving met het oog op de wetsherziening van de uitstap in 2003 uit kernenergie niet vertaald in wetgeving. Het plan behandelt dus tegelijkertijd de uitstap uit kernenergie, beschreven in de van kracht zijnde wet, en een mogelijke herziening hiervan.. Voor elk van de drie onzekerheden die een belangrijke invloed hebben op de ontwikkeling van het net worden meerdere sterk gedifferentieerde varianten in overweging genomen om een representatieve waaier van mogelijke situaties in aanmerking te nemen. De logische combinatie van de varianten in verband met deze drie onzekerheden leidt tot acht scenario's die bij het opstellen van het ontwikkelingsplan 2010-2020 in overweging zijn genomen. Evolutie van het elektriciteitsverbruik: een lage variant versus een hoge variant. Deze zijn gebaseerd op scenario s van de prospectieve studie, maar werden geactualiseerd om rekening te houden met de verbruiksevolutie in 2008-2009 tengevolge van de financieeleconomische crisis. De gemiddelde jaarlijkse verbruikstoename voor 2010-2020 bedraagt 0,4% voor de lage variante en 1,8% voor de hoge variante. De hoge variante is van belang om de robuustheid van de plannen hieraan te toetsen. Twee varianten voor de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen (HEB) : één op basis van overwegend windproductie ( windenergie aan land - WL), een tweede die 8
aanneemt dat de onshore ontwikkeling overwegend op basis van biomassa gebeurt ( BM ) (in overeenstemming met de geïnstalleerde vermogens vermeld in de WP 21-08 van het Federaal Planbureau). De productiecapaciteit in 2020 voor beide scenario s is weergegeven in onderstaande tabel. Het betreft de totale nationale capaciteit in MW en niet de capaciteit rechtstreeks aangesloten op het Elia-net. De publicatie van het Belgische Actieplan in verband met hernieuwbare energie, dat in het kader van het energie- en klimaatpakket bij de Europese Commissie moet worden ingediend, zal de onzekerheid hieraangaande gedeeltelijk wegnemen. Variante WL Variante BM Biomassa 1027 2474 Wind onshore 3350 1240 Wind offshore 2000 2000 Fotovoltaïsch 1008 1008 Hydraulisch (excl. pompcentrales) 113 113 WKK (niet HEB) 3290 3290 TOTAAL 10788 10125 Voor de net- en systeemplanning is het van essentieel belang rekening te houden met het feit dat zowel wind- als zonne-energie quasi onbeschikbaar kunnen zijn bij de winterpiek, die bepalend is voor de dimensionering van het net (voor wind wordt een minimum van 10% aangenomen). Het is daarom van essentieel belang om wind- en zonne-energie in de mate van het mogelijke te combineren met biomassa, die door haar stockeerbaar karakter niet alleen bijdraagt aan de winterpiek, maar ook buiten piekperiodes als compenserend element kan optreden voor het variabele karakter van de andere HEB. Evolutie van de centrale productie: In de context van de vrijgemaakte markt beschikt de netbeheerder over een zeer beperkte zichtbaarheid m.b.t. de investeringsplannen en de buitendienststellingsplannen van de producenten. Voor de buitendienststelling van centrales geldt volgens het technisch reglement een aankondigingstermijn van slechts 12 maanden. Voor projecten van nieuwe centrales beschikt de netbeheerder over een relatief omvangrijke lijst met projecten in voorbereiding. De ervaring tot op heden leert echter dat veel van deze projecten niet tot definitieve bouwbeslissingen leiden. Bovendien lopen de meeste van deze projecten belangrijke vertraging op door de vergunningsproblematiek of door fusie- en overnamebewegingen. Het plan omvat een beperkte lijst van officieel aangekondigde buitendienststellingen van centrales in de periode 2010-2020 (totaal : 411 MW). Een tweede lijst omvat centrales waarvoor de netbeheerder aanwijzingen heeft dat deze waarschijnlijk tijdens dezelfde periode zullen gesloten worden (totaal: 786 MW). Op basis van een inschatting van de restlevensduur van het Belgische productiepark aan de hand van een vergelijking met de in ENTSO-E vastgestelde levensduur voor centrales met fossiele brandstoffen, zou het totaal van de buitendienststellingen binnen de beschouwde periode 2974 MW bedragen, dus ongeveer 1800 MW meer dan de som van beide voorgaande lijsten in dit plan, die in dit plan als de referentie beschouwd worden. Dit cijfer van 2974 MW omvat de Federale Regeringscommunicatie in oktober 2009 over 9
de intentie om de wet van 31 januari 2003 op de voortschrijdende nucleaire uitstap te herzien. Ingeval de nucleaire uitstap behouden blijft, zal dit cijfer stijgen naar ongeveer 4800 MW. De lijst met de vast gekende investeringsprojecten aan centrale productiemiddelen geeft een totaal van 1318 MW voor de periode 2010-2020. De projecten die tamelijk gevorderd zijn, maar waarvan de definitieve bouwbeslissing nog niet is genomen, zijn niet opgenomen in deze lijst. Ze worden in het hoofdstuk over de aansluitingsproblematiek van centrales besproken. Op basis van voorgaande hypothesen van de bouw en buitendienststellingen van centrale productiemiddelen, zoals in de rubrieken hierboven vermeld, is berekend welke beslissingen inzake bijkomende centrale productie nodig zouden zijn ten opzichte van de bovenvermelde vaste lijst, opdat het Belgische park op de verbruikspiek niet structureel van import zou afhangen. Dit leidt tot volgende resultaten: bij de lage hypothese van het verbruik zou een bijkomende indienststelling van ongeveer 1200 MW nodig zijn; bij de hoge hypothese van het verbruik zou een bijkomende indienststelling van ongeveer 3200 MW nodig zijn. Bij deze cijfers volgende bedenkingen: voorgaande cijfers zijn relatief ongevoelig voor de onzekerheidsfactor rond de ontwikkeling van wind- en zonne-energie omdat deze bronnen vanwege hun variabel karakter een minieme impact hebben op de piekhypothesen; niettemin zullen wind en zon wel een grote impact hebben op de exploitatiewijze van deze bijkomende centrales. Deze zullen een grote flexibiliteit moeten hebben om bij periodes van sterke wind- en zoninbreng, vooral buiten de piekuren, het systeem in evenwicht te houden. Het toevoegen van bijkomende productiecapaciteit met grote exploitatieflexibiliteit is in dit verband duidelijk een pluspunt in vergelijking met de traditionele centrale productiemiddelen met beperkte flexibiteit; het (eventueel) nastreven van structureel evenwicht op de piek is een beleidskeuze. Het Elia-net is in staat om zowel structurele import als export tot meer dan 2000 MW te verzekeren. Dit is trouwens recent het geval geweest in de jaren voor de financieeleconomische crisis, met structurele import rond 1000 MW en tijdelijke import rond 3500 MW bij nucleaire onderhoudsbeurten. De vraag of de markten in de buurlanden deze energie op duurzame wijze kunnen leveren is hierbij belangrijk, maar behoort niet tot het onderwerp van dit ontwikkelingsplan; bij de buitendienststelling van nucleaire eenheden moeten deze cijfers met ongeveer het equivalent nucleair vermogen verhoogd worden. 4. De vier pijlers van de ontwikkeling van de infrastructuur voor de transmissie van elektriciteit Elia werkt het netontwikkelingsplan uit rond vier pijlers: de ontwikkeling van de interconnecties; de aansluiting van klassieke productie-eenheden; de aansluiting van decentrale productie-eenheden en/of productie-eenheden op basis van hernieuwbare energiebronnen; de versterking van het net om tegemoet te komen aan de evolutie van het elektriciteitsverbruik. 10
De in het ontwikkelingsplan opgenomen infrastructuurprojecten zijn gekozen op basis van criteria met betrekking tot de betrouwbaarheid, de doeltreffendheid en het duurzame karakter van de voorgestelde oplossingen. Daarenboven zal het ontwikkelingsplan aan een strategische milieueffectrapportage worden onderworpen, zoals bepaald in de wet van 16 februari 2006. Ontwikkeling van de interconnecties Het Elia-net is vandaag reeds één van de meest geïnterconnecteerde netten van Europa. Het plan omvat een statistisch overzicht van de commercieel beschikbaar gestelde importen exportcapaciteit voor de periode 2007-2010, samen met een statistiek van de effectief door de marktpartijen gebruikte capaciteit. Hieruit blijkt dat importcapaciteit die aan de marktpartijen beschikbaar wordt gesteld, gemiddeld rond de 35 % van het verbruik bedraagt, met een minimum dat de 25 % benadert, terwijl gemiddeld minder dan 40 % van deze capaciteit effectief gebruikt wordt door de marktpartijen. Deze cijfers weerleggen duidelijk de soms onterecht verspreide mening dat het chronisch gebrek aan importcapaciteit de werking van de markt zou verhinderen. Deze vaststelling ligt ook in lijn met de prijsevoluties op de groothandelsmarkt sinds de marktkoppeling met Nederland en Frankrijk op initiatief van Elia werd gerealiseerd in november 2006: sindsdien zijn de gemiddelde groothandelsprijzen in België en de twee buurlanden binnen een prijsvork van +/- 4 % geëvolueerd. Dit toont aan dat de beschikbare interconnectiecapaciteit voldoende is om te spreken van een ééngemaakte groothandelsmarkt met de twee verbonden buurlanden. Sinds medio 2009 stellen we bovendien vast dat wanneer er geen volledige prijsconvergentie is, de Belgische groothandelsprijzen in 99% van de tijd lager liggen dan de Franse groothandelsprijzen en in 53 % van de tijd lager dan de Nederlandse prijzen. De uitbreiding van de marktkoppeling naar Duitsland en de Scandinavische landen, voorzien in november 2010, zal deze convergentie-effecten nog versterken. Deze marktkoppeling via Duitsland zal leiden tot een grotere convergentie tussen de groothandelsprijzen van Nederland en Frankrijk, wat op zijn beurt een gunstige invloed zal hebben op de prijsvork tussen België en de twee buurlanden. Niettemin blijft de verdere ontwikkeling van grensoverschrijdende interconnecties voor Elia een essentieel onderdeel van het ontwikkelingsplan op termijn. Dit beleid is voornamelijk gestoeld op volgende elementen: de bevoorradingszekerheid handhaven in een context van onzekerheid over de evolutie van de centrale productiemiddelen; de Europese marktwerking verder bevorderen, rekening houdend met de toekomstige Europese energiemix; het milieubeleid ondersteunen door in een context waarin minder flexibele klassieke productie-eenheden en productie-eenheden op basis van hernieuwbare energiebronnen met een variabel karakter naast elkaar bestaan het beheer van de schommelingen van de elektriciteitsstromen te vergemakkelijken, zodat het mogelijk wordt om tijdelijke vermogensoverschotten (verzadiging van het systeem) of -tekorten uit te wisselen tussen de geïnterconnecteerde landen. Het gecoördineerde beheer binnen ENTSO-E van de ontwikkeling van de interconnecties (uitwisselen van gegevens, gemeenschappelijk gebruik van methodes, bespreken van onderzoeksresultaten, enz.) is essentieel voor een optimale geïntegreerde ontwikkeling van het net. 11
Volgende interconnectieprojecten worden voorgesteld. Interconnectie tussen België en het Verenigd Koninkrijk (het NEMO-project) Een onderzeese tweerichtingskabelverbinding tussen Zeebrugge en Richborough (UK) van ongeveer 1000 MW. Economische studies hebben het belang van dergelijke verbinding aangetoond. Zowel Frankrijk (IFA 2000 MW) als Nederland (BritNed 1300 MW, in uitvoering) hebben reeds projecten met het Verenigd Koninkrijk gerealiseerd. De studies voor dit project zijn al aangevat en de realisatie ervan zou in 2016 kunnen gebeuren. Voor de netintegratie aan Belgische zijde zou gebruik gemaakt worden van de beschikbare capaciteit die door het STEVIN-project tussen Zeebrugge en Zomergem wordt gecreëerd. Interconnectie tussen België en Duitsland De voortzetting van de studies voor een directe regelbare verbinding tussen België en Duitsland van ongeveer 1000 MW, met mogelijke realisatie in de periode 2016-2017. Elia heeft samen met Amprion, de betrokken Duitse netbeheerder, een toezegging voor Europese subsidies ontvangen voor de studie van dit project. De aangewezen verbindingsstations zijn Lixhe in België en Verlautenheide in de omgeving van Aken. Interconnecties op de noord- en de zuidgrens Zowel op de noord- als op de zuidgrens zijn recentelijk versterkingen uitgevoerd. Zo zijn in de loop van de afgelopen twee jaar op de noordgrens drie dwarsregeltransformatoren in gebruik genomen en is op de zuidgrens de 220 kv-verbinding Aubange-Moulaine in dienst gesteld. Toch is Elia in samenwerking met de Nederlandse en de Franse netbeheerders TenneT en RTE nieuwe gezamenlijke studies gestart om na te gaan wat de mogelijkheden zijn om de op deze grenzen toegekende capaciteit verder te versterken. Interconnectie tussen België en Luxemburg Het net in het Groothertogdom wordt in twee afzonderlijke delen uitgebaat. Een industrieel gedeelte rond de staalindustrie is verbonden met het Belgische net via het hoogspanningsstation van Aubange. De productie-eenheid van Twinerg injecteert in dit gedeelte. Het openbare transportnet (netbeheerder Creos) is verbonden met de Duitse netbeheerder Amprion. Elia heeft in 2010 in samenwerking met Creos, TenneT, RTE en Amprion een studie aangevat met het doel een coherente langetermijnvisie voor de evolutie van deze interconnectie te ontwikkelen. Aansluiting van decentrale productie en offshore windenergie Zoals eerder vermeld gaan alle scenario s ervan uit dat de 20-20-20 doelstellingen in het kader van het klimaatbeleid worden gehaald. In België worden deze doelstellingen concreet omgezet door: de bouw van windturbineparken op zee met een totaal vermogen van 2000 MW; de oprichting van een groot aantal decentrale eenheden voor productie uit hernieuwbare energiebronnen of milieuvriendelijke productie, van relatief beperkte omvang, die elk op zich geen impact hebben op het transmissienet voor elektriciteit, maar waarvan de 12
gecombineerde integratie vereist dat het net wordt aangepast, versterkt of uitgebreid. Windmolenparken in de Noordzee Eén van de belangrijkste projecten in het kader van dit plan is het STEVIN-project voor de versterking van het net tussen Zeebrugge en Zomergem, met als hoofddoel de aansluiting van tot 2000 MW offshore windenergie. Daarnaast creëert het project ook de mogelijkheid nieuwe interconnectieverbindingen in het kader van toekomstige evoluties in de Noordzee te ontwikkelen, alsook de toekomstige voedingsveiligheid rond Brugge en Zeebrugge te verzekeren. Dit project werd sinds geruime tijd aangevat. Het bevindt zich medio 2010 in het stadium van de plan-mer procedure. Door het grote vermogen van de verbinding en de hiermee gepaard gaande 380 kv spanning moet zij bovengronds gerealiseerd worden. Elia heeft verschillende tracévarianten voorgesteld. Er wordt zoveel mogelijk gebruik gemaakt van bestaande lijntracés. In elk geval zorgt Elia ervoor om de totale lengte van bovengrondse lijnen en het totale aantal masten niet te laten toenemen en het aantal overspanningen van woningen te verminderen. Hiervoor worden bestaande 150 kv lijnen ondergronds gebracht (of onnodig gemaakt door het STEVIN-project zelf). Hiervoor verwijzen wij naar de publieke projectdocumentatie in het kader van de vergunningsprocedure die o.a. op onze website www.elia.be werd gepubliceerd. Het STEVIN-project wordt naar de kust toe begrensd door een hoogspanningsstation te Zeebrugge. Volgens het huidige contractuele en reglementaire kader behoren de verbindingen naar de windparken vanaf dit punt niet tot het algemene Elia-net. Op vraag van de concessionarissen en de Overheid bestudeert Elia de mogelijkheid om één of twee platformen te bouwen in de Noordzee, in de onmiddellijke nabijheid van de geplande windparken, om de aansluitingsverbindingen vanuit de windparken via deze platformen naar het STEVIN-station te Zeebrugge te groeperen. Voor de realisatie hiervan is een herziening van het huidige contractuele-reglementaire kader vereist. In het kader van de ENTSO-E activiteiten en van het North Sea Countries Offshore Grid Initiative werkt Elia mee aan de studies voor een offshore grid in de Noordzee. Dit systeem zou bijkomende interconnecties tussen de betrokken landen en een grootschalig systeem van windparken tot diep in de Noordzee combineren. De realisatie van het STEVIN-project zal toelaten dat het nieuwe hoogspanningsstation te Zeebrugge kan uitgroeien tot één van de belangrijke aanlandingspunten voor dit project. In afwachting van de realisatie van het STEVIN-project heeft Elia zich ertoe verbonden om de eerste drie toegekende concessies via het 150 kv net in de regio Zeebrugge Oostende aan te sluiten. Een indienstneming voor de realisatie van het STEVIN-project, van deze drie concessies in samenhang met de komst in deze regio van gedecentraliseerde producties van kleinere omvang, zal een verzadiging van dit net tussen Zeebrugge en Gent als gevolg hebben. Dit stelt tijdelijk een probleem voor de aansluiting van bijkomende onshore projecten in deze zone. Met de huidige inschatting van de termijnen voor het doorlopen van de vergunningsprocedures hoopt Elia het project tegen einde 2014 te kunnen realiseren. Decentrale productie-eenheden In de eerste plaats kan vastgesteld worden dat het bestaande transmissienet een aanzienlijke capaciteit heeft om decentrale productiemiddelen aan te sluiten. De 13
aansluitcapaciteit die hier bedoeld wordt, is de som van de vermogens die aan de individuele stations aangesloten kunnen worden zonder structurele investeringen in lijnen of kabels, maar eventueel wel met investeringen in ombouw of versterking van de stations zelf. Door het feit dat de vergunningstermijnen voor interne investeringen in stations veel korter zijn dan voor investeringen in kabels en lijnen, is het in de praktijk meestal mogelijk om dergelijke investeringen uit te voeren binnen een termijn die aanvaardbaar is voor de projectontwikkelaars. Een studie voor het Waalse Gewest heeft uitgewezen dat het elektrische aansluitingspotentieel voor onshore windenergie met dergelijke benadering geschat kan worden op 2800 MW. Een gelijkaardige studie is aan de gang voor het Vlaamse Gewest. De resultaten zullen in de loop van 2011 bekendgemaakt worden. Aangezien deze benadering ons niet in staat stelt om aan alle behoeften te voldoen, kan worden nagedacht over andere mogelijkheden om het net verder te ontwikkelen, teneinde de aansluiting van decentrale productie-eenheden mogelijk te maken. De ideale oplossing bestaat erin deze productie-eenheden te groeperen en te concentreren in een beperkt aantal geografische zones die vooraf worden geïdentificeerd en waarvoor het transmissienet op passende wijze zou kunnen worden gedimensioneerd. Een aantal voorbeelden van een dergelijke aanpak zijn: In het oosten van de provincie Luik (Buttgenbach-Bévercé- Houffalize) moeten de 70 kv-lijnen versterkt worden om de verschillende windparken aan te sluiten. Dit project is aangevat in het kader van het Plan d Adaptation van Elia voor het Waalse Gewest. Voor een cluster van potentiële WKK en bio-wkk projecten in de Noorderkempen (Hoogstraten Meer) moet het net een 20-tal kilometer naar het noorden uitgebreid worden. De studies hiervoor zijn tevens aangevat. De jarenlange termijnen die nodig zijn voor het bekomen van de vergunningen voor dergelijke projecten vormen hier de fundamentele uitdaging voor de netbeheerder. Het is veelal bijzonder moeilijk om bij de aanvang van het project een duidelijk beeld te hebben van de effectieve investeringsbehoefte, vooral door het risico dat potentiële investeerders afhaken. Hierdoor wordt het ook moeilijk om de kosten-batenverhouding van dergelijke projecten van bij de aanvang met een redelijke benadering in te schatten. Een planmatig beleid op middellange en lange termijn kan dit proces aanzienlijk verbeteren. Indien de overheid een duidelijk beleid voert over de aangewezen zones en de omvang van de projecten, kan een win-winsituatie ontstaan die aan projectontwikkelaars zekerheid biedt over hun aansluitmogelijkheden en voor de netbeheerder het risico beperkt op ongebruikte investeringen (en dus ook voor de netgebruikers die deze investeringen betalen via de tarieven). Het hoeft geen betoog dat elk initiatief tot verkorting van de vergunningstermijnen de efficiëntie van dit proces aanzienlijk zou verhogen. Aansluiting van nieuwe centrale productie-eenheden Het plan vermeldt de lijst van bestaande hoogspanningstations op 150 kv en 380 kv waar één of twee centrale eenheden kunnen aangesloten worden. Er wordt vermeld voor welke van deze sites reeds projecten door kandidaat-producenten zijn aangevat. Deze projecten hebben mogelijk reeds een aansluitingscontract met Elia afgesloten of zelfs een productievergunning verkregen. De vermelding van deze sites samen met deze bijkomende informatie blijft relevant voor de markt. Elia stelt vast dat projecten soms niet voortgezet worden of in het kader van fusie- of overnamedossiers door de concurrentieautoriteiten verplicht aan de markt beschikbaar worden gesteld. 14
In niet alle gevallen kunnen de vermogens vermeld op de lijst met aansluitingscapaciteiten voor de verschillende stations gecumuleerd worden. Deze gevallen moeten individueel bestudeerd worden. Indien mogelijk zal Elia interne netversterkingen doorvoeren om een maximum aan aansluitingscapaciteit te kunnen geven. Een voorbeeld hiervan wordt hierna besproken voor het oosten van de provincie Limburg en het noorden van de provincie Luik. Een speciaal geval is het gebied rond Antwerpen. Daar wordt het BRABO-project voortgezet. Dit project, dat zijn oorsprong vindt in het verzekeren van het stijgend industrieel verbruik in de haven (cfr. infra) zal, in de horizon van het plan, toelaten om bijkomend ongeveer 1000 MW aan te sluiten in het station van Lillo of in andere stations op de Antwerpse noord-zuidas, zodra de eerste 380 kv-verbinding tussen Zandvliet en Mercator in combinatie met het uitbaten op 380 kv van het tweede draadstel 380 kv DoelZandvliet gerealiseerd is. Hier bovenop zou uiteraard nog aansluitingscapaciteit vrijkomen voor zover dat besloten zou worden eenheden te Doel te sluiten. Voor het realiseren van enkele productieprojecten is gebleken dat de meest economische manier om deze projecten aan te sluiten, erin bestaat een nieuw hoogspanningsstation te bouwen, geïntegreerd in het Elia-net en gebouwd in de nabijheid van de geplande centrale waaraan het toegewezen wordt. Dit geldt voor de projecten Baekeland (Rodenhuize Gent), Dilsen-Stokkem en André Dumont (Genk). Combinaties van diverse potentiële productieprojecten in Limburg en het noorden van de provincie Luik, met de mogelijke bouw van de nieuwe stations te Dilsen-Stokkem en André Dumont, noodzaken bijkomende investeringen in het Elia-net. Elia heeft deze investeringen zodanig opgevat dat hun realisatietermijn zoveel mogelijk compatibel is met de bouwtermijnen van deze centrales, eenmaal de definitieve bouwbeslissing is genomen. Dit betekent dat deze investeringen kunnen bestaan uit de uitbreiding van bestaande stations (Lixhe), de bouw van nieuwe stations op hiervoor gereserveerde terreinen (Van Eyck, André Dumont, enz.), het plaatsen van een tweede draadstel op bestaande lijnen of het opvoeren van de spanning van 150 naar 380 kv van een bestaande lijn. De volledige of gedeeltelijke uitvoering van deze lijst van investeringen is afhankelijk van de definitieve beslissingen van de producenten. Om alle voor deze regio geplande productieprojecten te kunnen uitvoeren, moeten in sommige varianten bijkomende maatregelen worden genomen om ervoor te zorgen dat de as Mercator-Avelgem minder zwaar wordt belast. In het totaal zijn bij Elia in september 2010 aansluitingsdossiers in behandeling voor centrale productiemiddelen voor ongeveer 6000 MW (exclusief offshore en decentrale en exclusief centrale projecten waarvoor enkel een niet-bindende oriëntatiestudie werd afgeleverd). Dit zijn voor het grootste deel projecten van nieuwe marktpartijen. Deze projecten bevinden zich in sterk verschillende stadia van hun ontwikkeling, maar van geen enkel is de bouw definitief aangevat. Enerzijds beschouwt Elia het als een opdracht om zoveel mogelijk dergelijke aanvragen positief te behandelen. Anderzijds is het duidelijk dat, gezien de onzekerheid over het verbruik, over de decentrale middelen en over de buitendienststellingen van oude centrales, Elia niet de garantie kan geven dat deze 6000 MW in alle scenario s integreerbaar zijn in het net. De reglementaire procedures voor netaansluiting en productievergunning zijn bedoeld om deze problematiek via het first come first served principe te regelen. Deze procedure leidt echter tot een fundamenteel dilemma: als projecten voor nieuwe centrales met een productievergunning, geldig voor vijf jaar, niet concreet worden opgestart, is het mogelijk dat andere projecten in dezelfde elektrische invloedzone die later werden aangekondigd onterecht worden uitgesteld of zelfs geweigerd; 15
in geval van aanvragen voor een productievergunning die gelijktijdig worden ingediend, kan het advies van de transmissienetbeheerder geen rekening houden met de interactie tussen deze projecten. Bijgevolg bestaat het risico dat dit advies in vraag moet worden gesteld als een eerste vergunning wordt toegekend. Als daarna nog bijkomende vergunningen worden toegekend, kan dit voor de netbeheerder aanleiding geven tot aanzienlijke en onvoorziene investeringen voor de versterking van het net. Een analoge problematiek stelt zich voor de offshore concessies. Inspelen op de evolutie van het elektriciteitsverbruik De lijst van de investeringsprojecten die noodzakelijk zijn om een antwoord te bieden op de toename van het verbruik kan worden opgedeeld in twee tijdvakken: een eerste fase die beperkt is tot de korte termijn (2010-2014) en waarin de aangekondigde investeringen worden uitgevoerd; een tweede fase die betrekking heeft op een periode op langere termijn (2015-2020) en waarvoor het nu niet opportuun is om definitieve beslissingen te nemen bij gebrek aan voldoende nauwkeurige informatie over de parameters die hierop een invloed hebben. In het algemeen kan vastgesteld worden dat het aandeel toeneemt van de ondergrondse kabelverbindingen op 150 kv, met transformatie vanuit 150 kv naar de middenspanningsniveaus van de distributienetbeheerder. Dit volgt uit de technisch-economische ontwikkeling van de verschillende spanningsniveaus. De netten op 70 en 36 kv blijven essentieel in het Elia-net, maar in veel zones ligt het zwaartepunt van de investeringen op 150 kv. Er moet op gewezen worden dat bij een groot aantal van de in deze categorie voorgestelde netversterkingsprojecten ook rekening is gehouden met overwegingen met betrekking tot de vernieuwing van uitrustingen. Bijvoorbeeld zal een vervangingsinvestering voor 70 kv leiden tot een investering op 150 kv. Bijvoorbeeld: voor de 70 kv-stations van Zurenborg, Wilrijk en Hoboken zijn vervangingsinvesteringen nodig. De oude netstructuur rond deze stations was gebaseerd op de spanningsniveaus 70 kv (Elia) en 6 kv (Eandis). Na de voorgestelde investeringen zal de netstructuur in deze zone overwegend gebaseerd zijn op de spanningen 150 kv en 15 kv. In sommige zones, waar de netten zich historisch op een andere manier hebben ontwikkeld, komt Elia tot andere besluiten. In de provincie Namen bijvoorbeeld en in grote gedeelten van Luxemburg is het transport historisch uitgebouwd met de spanningsniveaus van 380 kv en 70 kv, zonder aanwezigheid van 150 kv. Studies hebben aangetoond dat de ontwikkeling van een 150 kv-net in deze zone geen technisch-economisch optimum is. Het 150 kv-net is uitgesproken inter-regionaal. Zo bijvoorbeeld strekt de 150 kvruggengraat voor de voeding van Brussel zich uit van Baisy-Thy in het zuiden naar Verbrande Brug (Vilvoorde) in het noorden. De verbindingen op 150 kv worden in de meeste gevallen voorgesteld als ondergrondse kabels. In specifieke gevallen, waar over een significante afstand een bestaande lijninfrastructuur kan worden gevolgd met een minimum aan overspanningen van bewoonde percelen, kan Elia nog een bovengrondse oplossing voorstellen. Elia stelt vast dat het gebruik van ondergrondse kabels op 150 kv niet steeds leidt tot het gemakkelijker of sneller bekomen van de vergunningen. De drie Gewesten hebben op dit 16
vlak verschillende regelgevingen. In vergelijking met de buurlanden en met het Brussels Gewest, waar kabels op spanningsniveaus tussen 110 en 220 kv courant worden aangelegd voor de stroomvoorziening, ook in de binnenstad, stelt Elia vast dat de regelgeving tot moeilijkheden kan leiden in de andere Gewesten. Als voorbeeld vermelden wij de grote vertragingen die in het kader van de Gewestplanwijziging opgelopen worden voor de voeding van Eupen (kabelproject 150 kv Lixhe-Battice) en voor de ontwikkeling van de farma-industrie rond Waver-Noord (kabelproject 150 kv Corbais Basse Wavre). Voor dit laatste project is Elia in 2009 genoodzaakt geweest om een tijdelijke oplossing op 36 kv voor te bereiden. Dit kan op termijn leiden tot suboptimale investeringen. Het ontwikkelingsplan omvat één project op 380 kv, dat gedreven wordt door de evolutie van het verbruik, het BRABO-project. Dit project is noodzakelijk om te voorzien in de toename van het industriële verbruik in de Antwerpse haven. Het bestaat voornamelijk uit een noord-zuidas van Zandvliet via Lillo naar Mercator (gemeente Kruibeke), met een transformatorstation in Lillo. Gezien het spanningsniveau van 380 kv moet deze as, zoals voor het STEVIN-project, bovengronds uitgevoerd worden. Het voorstel van Elia voor dit project zorgt voor een minimale milieu- en landschappelijke impact. Het noordelijk gedeelte tussen Zandvliet en Lillo en de oversteek tussen Lillo en Kallo bestaat uit een nieuwe lijn aangelegd volledig in industrieel gebied. Het gedeelte tussen Kallo en Mercator, waar wel bewoning aanwezig is, kan gerealiseerd worden door het opvoeren van de spanning van 150 kv naar 380 kv op een bestaande lijn. Het vergunningstraject voor het gedeelte Zandvliet-Lillo is ver gevorderd. Elia en de industriële verbruikers in deze zone rekenen erop dat de werken van dit gedeelte in 2011 kunnen aanvangen. 5. Succesfactoren Om volledig aan de verwachtingen van het energie- en klimaatbeleid te kunnen voldoen, moet de uitvoering van het ontwikkelingsplan gepaard gaan met oplossingen voor zes problemen die verband houden met de ontwikkeling van het net, maar die niet uitdrukkelijk in het kader van het plan worden behandeld: de beslissingen van de overheid en de operatoren in verband met centrale productiemiddelen. Een herziening van de regelgeving in verband met aansluitingsprocedures en productievergunningen dient overwogen te worden; de beslissing van de overheid en de operatoren in verband met de evolutie van het nucleaire productiepark, beslissing die een bijzonder grote impact heeft op de evolutie van het transmissienet en de bevoorradingszekerheid van het land; de beschikbaarheid van productiemiddelen nodig voor het leveren van ondersteunende diensten voor de netveiligheid (reserves met snelle beschikbaarheid, black start, reactief vermogen voor spanningsregeling, etc ); stimulansen om de decentrale productie (HEB en WKK) te ontwikkelen op de locaties die voor de gemeenschap de optimale kosten-batenverhouding opleveren; een vergunningsbeleid dat sociale aanvaardbaarheid van de projecten ondersteunt en de termijnen zoveel als mogelijk compatibel maakt met de noden van de projectontwikkelaars, zowel in vestigingen van industriële verbruikers als voor centrale en decentrale productiemiddelen; een regelgevend kader voor de netbeheerder met een voldoende terugverdieneffect zodat de netbeheerder voor investeringen die zijn autofinancieringscapaciteit overstijgen, de nodige fondsen kan verwerven in het algemeen belang. De netinvesteringen die voortvloeien uit het energie- en klimaatbeleid overstijgen immers duidelijk de business as usual ontwikkelingen. 17
18
Inhoudsopgave Synthese 5 1. De ontwikkeling van het transmissienet voor elektriciteit: een context in beweging 7 2. Een elektrisch systeem in volle ontwikkeling 7 3. Onzekere factoren en hypotheses 8 4. De vier pijlers van de ontwikkeling van de infrastructuur voor de transmissie van elektriciteit 10 Ontwikkeling van de interconnecties 11 Aansluiting van decentrale productie en offshore windenergie 12 Aansluiting van nieuwe centrale productie-eenheden 14 Inspelen op de evolutie van het elektriciteitsverbruik 16 5. Succesfactoren 17 1 27 Voorwerp en wettelijke context 1.1 Elia 29 1.2 De vrije elektriciteitsmarkt en de rol van de transmissienetbeheerder voor elektriciteit in België 29 1.3 Opstellen van een ontwikkelingsplan voor het transmissienet voor elektriciteit 31 1.3.1 1.3.2 Wettelijke context aangaande het ontwikkelingsplan Het regionale aspect 31 33 2 Belang en uitdagingen van de ontwikkeling van het elektrische systeem 35 2.1 Een ambitieus energie- en klimaatbeleid 37 2.2 Gevolgen voor de ontwikkeling van het elektrische systeem40 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 Aanpassing van het Europese productiepark en marktwerking 42 Bijzonder geval: de aansluiting van decentrale productie en/of productie uit hernieuwbare energiebronnen 44 Het beheer van het variabele karakter van de productie uit hernieuwbare energiebronnen en de verzadiging van het systeem45 Anticiperen op verschillende mogelijke scenario s, het handhaven van de bevoorradingszekerheid en de voortzetting van de integratie van de elektriciteitsmarkt 46 2.3 Uitdagingen en kansen 2.3.1 2.3.2 2.3.3 48 Technologische mogelijkheden 48 Mogelijke synergieën 49 De sociale aanvaarding en het administratieve kader voor het verkrijgen van vergunningen, twee noodzakelijke aspecten voor de uitvoering van de werken 49 19
2.3.4 3 Het bestaande regelgevende kader volgens het scenario "Business as usual" 50 Aanpak van de netontwikkeling 53 3.1 De vier pijlers van de ontwikkeling van het net 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 55 Ontwikkeling van interconnecties 55 Aansluiting van decentrale productie en/of van productie op basis van hernieuwbare energie 56 Aansluiting van centrale productie-eenheden 58 Evolutie van het verbruik 58 3.2 Drie belangrijke aandachtspunten 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 4 58 De betrouwbaarheid van het net Economische efficiëntie Het duurzame karakter van de gekozen oplossingen Smart grids 58 62 64 67 Gekozen hypotheses voor de ontwikkeling van het net69 4.1 Synthese van de hypotheses 71 4.2 Context 73 4.2.1. Onzekerheden, varianten en scenario's 4.2.2. Uitgangsbasis 74 74 4.3 De evolutie van het finale elektriciteitsverbruik 4.3.1 4.3.2 76 Geselecteerde basishypotheses in het kader van de prospectieve studie elektriciteit 78 Jaarlijkse vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik, integratie van overwegingen op korte en op middellange termijn en sectorale structuur 82 4.4 De evolutie van de decentrale productie 4.4.1 4.4.2 4.4.3 87 De evolutie van het aandeel van hernieuwbare energiebronnen (HEB) 88 Hypotheses met betrekking tot hernieuwbare energiebronnen (HEB) 90 Hypotheses met betrekking tot niet-heb-warmtekrachtkoppeling95 4.5 De evolutie van het centrale productiepark 4.5.1 4.5.2 96 Context en keuze van informatiebronnen 96 Opstellen van drie verschillende varianten met betrekking tot de evolutie van het centrale productiepark 98 4.6 Combinatie van varianten in scenario's en sensibiliteitsanalyses 100 4.7 Analyseren van de adequaatheid van het systeem in de geselecteerde scenario's 101 5 105 Referentienet 5.1 Referentienet van het ontwikkelingsplan 2010-2020 20 108