Issuu on Google+


Ontwikkelingsplan – september 2003

3


4

Ontwikkelingsplan – september 2003


INHOUDSTAFEL Inleiding

13

WETTELIJKE CONTEXT

15

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

16

KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN

17

BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET

18

ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN

18

1

1.1

1.2

Inzet en belang van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet

21

ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET

23

1.1.1 Algemeen 1.1.2 Het Belgische elektriciteitstransmissienet

23 23

METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING 25

VAN HET ELEKTRICITEITSNET

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

25 26 31

2

Evolutie van het verbruik

33

2.1

ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL PLANBUREAU

36

2.1.1 Basishypotheses 2.1.2 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik

37 39

MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL AFNAMEPUNT

43

2.2.1 Analyse van historische observatiegegevens 2.2.2 “Bruto”-prognoses van lokaal verbruik 2.2.3 “Definitieve” prognoses van lokaal verbruik

47 48 49

DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S

49

2.3.1 “Kyoto-variant” 2.3.2 “Macro-economische variant”

50 51

2.2

2.3

Ontwikkelingsplan – september 2003

5


3

Evolutie van de productie

53

3.1

EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK

55

3.2

HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE PRODUCTIEMIDDELEN

55

3.2.1 Centrale productie 3.2.2 Decentrale productie

55 56

HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN

57

3.3.1 Centrale productie 3.3.2 Decentrale productie

57 58

3.4

VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT

61

3.5

DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S

61

3.5.1 Basisscenario’s 3.5.2 Scenario’s “verhoging van de import” 3.5.3 Scenario’s “zonder buitengebruikstellingen” en “stillegging van de niet-economische productie-eenheden – 2009” 3.5.4 Scenario’s “gunstige lokalisaties voor de eenheden” 3.5.5 Scenario’s “projecten voor nieuwe productie-eenheden”

62 64

3.3

4

4.1

4.2

De Belgische transacties in de internationale context

67

TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN

69

4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6

69 70 71 73 74 74

België in het midden van Europa Definities Methodiek om de capaciteiten te bepalen Methode voor de simulatie van transacties Berekende transactiecapaciteiten Valorisatie van het blindvermogen

TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN

74

4.2.1 Vragen in verband met de import 4.2.2 Vragen in verband met andere doorslaggevende transacties

75 77

4.3

HET EUROPEES INTERCONNECTIENET

77

5

Criteria voor de ontwikkeling van het transmissienet

79

5.1

TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET TRANSMISSIENET

5.1.1 Beschrijving van het load-flowmodel 5.1.2 Methodes voor dimensionering 5.1.3 Ontwikkelingscriteria

6

65 65 66

Ontwikkelingsplan – september 2003

81 81 83 87


5.2

6

5.1.4 Standaardinfrastructuur en -uitrusting 5.1.5 Voorziene evoluties inzake de load-flowmodellen

89 89

ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT

90

5.2.1 Economische evaluatie 5.2.2 Evaluatie van de milieu-impact

90 95

Referentie-transmissienet

99

BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN 6.1.1 nieuw voedingspunt van 150 kV te Avernas vanuit Tihange 6.1.2 De nieuwe ondergrondse verbinding van 150 kV tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde 6.1.3 De nieuwe 380/ 150 kV-transformator te Reppel 6.1.4 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve 6.1.5 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Gouy en Trivières 6.1.6 De herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy

6.2

VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN 6.2.1 Versterkingen van de verbindingen van 150 kV 6.2.2 Versterkingen van de transformatie 6.2.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen

7

7.1

Versterkingen van het transmissienet tegen het jaar 2006 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE- EN

106 106 106 107 107 107 108

108 109 109 111

117

VERBRUIKSNIVEAU

119

7.2

DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET

121

7.3

BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG

121

7.3.1 Basisscenario - 2006 7.3.2 Scenario “verhoging van de import – 2006” 7.3.3 Scenario “zonder buitengebruikstelling”

7.4

TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 7.4.1 Technische uitvoerbaarheid 7.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 7.4.3 Zoeken naar het socio-economisch optimum voor de eindverbruiker

7.5

VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 7.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 7.5.2 Versterkingen van de transformatie 7.5.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen

7.6

UITVOERINGSPLANNING 7.6.1 Versterkingen van nationaal belang

121 122 128

129 129 129 131

140 141 141 142

145 146

Ontwikkelingsplan – september 2003

7


8

8.1

7.6.2 Versterkingen van gewestelijk belang 7.6.3 Beschrijving van het net tegen het jaar 2006

147 147

Versterkingen van het transmissienet tegen het jaar 2009

151

AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE PRODUCTIEEN VERBRUIKSNIVEAUS

153

8.2

DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET

153

8.3

BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG

154

8.3.1 Basisscenario - 2009 8.3.2 Scenario “verhoging van de import– 2009” 8.3.3 Scenario “stilleggen van de niet-economische productie-eenheden – 2009”

8.4

TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE 8.4.1 Technische haalbaarheid 8.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 8.4.3 Zoeken naar het socio-economische optimum voor de eindverbruiker

8.5

VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 8.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 8.5.2 Versterkingen van de transformatie 8.5.3 Haalbaarheid van de voorgestelde versterkingsprojecten

155

156 156 156 157

158 159 159 162

8.6

BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009

163

9

Versterkingen van het transmissienet die niet aan de onderzochte tijdstippen zijn gebonden

167

9.1

SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES”

169

9.1.1 Identificatie van “gunstige lokalisaties” 9.1.2 Gunstige parken die de ontwikkelingen van het net beperken

9.2

SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN” 9.2.1 Technische haalbaarheid 9.2.2 Socio-economische evaluatie

8

154 154

170 171

171 171 174

Conclusies & uitvoering van het Ontwikkelingsplan

177

OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S

179

NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006

182

NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009

185

Ontwikkelingsplan – september 2003


LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN Tabel 1.1: Figuur 1.2:

Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net

Figuur 2.1: Figuur 2.2:

Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen Internationale brandstofprijzen (in constante Euro van 1990/ tep) Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2001 en 2009 volgens de “Kyoto-variant” en de “macro- economische variant” (in TWh) Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyotovariant”) Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macroeconomische variant”) Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2002-2009) Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik tijdens 4 typedagen Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4 typedagen Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4 typedagen Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type ”staaloven in nachtbedrijf” tijdens 4 typedagen Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – “Kyoto-variant” Figuur 2.12: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – “Macro-economische variant” Tabel 3.1: Tabel 3.2: Tabel 3.3:

Tabel 3.4: Tabel 3.5: Figuur 3.6: Figuur 3.7: Figuur 3.8: Figuur 3.9:

Figuur 4.1: Figuur 4.2:

Figuur 4.3:

Kenmerkenvan de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 2005 zijn gepland Hypotheses inzake het opgestelde vermogen van off-shore windturbineparken Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare energiebronnen (windenergie en biomassa) in vergelijking met 2001 Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark Evolutie van het opgestelde vermogen van warmtekrachtkoppelingsinstalalties Productieplan “op de piek” tot en met 2005, in MW – “Kyoto-variant” Productieplan “op de piek” tot en met 2008, in MW – “Kyoto-variant” Productieplan “op de piek” tot en met 2005, in MW – “Macro-economische variant” Productieplan “op de piek” tot en met 2008, in MW – “Macro-economische variant” Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië Voorbeeld van transit van 100 MW van Frankrijk naar Duitsland over het UCTE-net, op een gegeven moment voorstelling van de fysische en contractuele fluxen Aansluitingslijnen op het net van België en de buurlanden

24 24 35 38

39 40 41 43 44 45 45 46 51 52

58 58

59 60 60 62 63 64 64

70

72 76

Ontwikkelingsplan – september 2003

9


Figuur 6.1: Tabel 6.2: Tabel 6.3:

Tabel 6.4:

Tabel 6.5:

Tabel 6.6:

Tabel 6.7:

Figuur 7.1: Tabel 7.2: Tabel 7.3: Tabel 7.4: Tabel 7.5: Figuur 7.6: Tabel 7.7:

Tabel 7.8: Tabel 7.9:

Tabel 7.10: Tabel 7.11:

Tabel 7.12:

Tabel 7.13: Tabel 7.14:

10

Referentienet Lijst van de nieuwe verbindingen van 150 kV, gepland tegen het jaar 2003 Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging van de bestaande 150/70-36 kV-transformatoren door krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren, gepland tegen het jaar 2003 Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe 380-150/70-36 kV-transformatoren op de bestaande posten, gepland tegen het jaar 2003 Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging van de bestaande 220-150 kV/MS-transformatoren door krachtiger 220-150 kV/MS-transformatoren, gepland tegen het jaar 2003 Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe 150 kV/MS-transformatoren op de bestaande posten tegen het jaar 2003 Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe 150 kV posten, gepland tegen het jaar 2003 Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002 en 2010 (in MW) Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario nodig zijn tegen 2006 Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het basisscenario tegen 2006 Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 Gevolgen van het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van BelgiĂŤ Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen om de spanning in te stellen Socio-economische vergelijking van de varianten voor de versterking van de transformatie in Avelgem/ Ruien en Wortegem Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Avelgem-Avelin Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk en BelgiĂŤ naargelang van het niveau van versterking van het Belgische net Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de lijn Chooz-Monceau met installatie van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in Valentinoise of Monceau Socio-economische vergelijking van de varianten met betrekking tot de installatie van een faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau

Ontwikkelingsplan – september 2003

103 109

109

110

110

111 111

120 122 122 124 125 126

127 128

133 134

134

135 136

137


Tabel 7.15:

Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de transformatie in Gouy Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005 Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kVtransformatoren in bestaande posten tegen 2005 Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MStransformatoren in bestaande posten tegen 2005 Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006 Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005 Figuur 7.22: Beschrijving van het net tegen het jaar 2006 Versterkingen van de posten en transformatoren die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator te Zutendaal Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Gramme-Massenhoven Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2009 Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/70-36 kV transformatoren door krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009. Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150/70-26 kV-transformatoren in bestaande posten Tabel 8.8: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 150 kV-posten Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/ MS-transformatoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren Tabel 8.10: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door de vervanging van bestaande transformatoren die in 70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met een groter nominaal vermogen die in 150 kV zijn aangesloten Tabel 8.11: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150 kV/ MS-transformatoren in bestaande posten Tabel 8.12: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door nieuwe 150 kV-posten Figuur 8.13: Beschrijving van het net tegen het jaar 2009

139 140 141 141 142 146 147 148

Tabel 8.1:

155 155 158 158 159

160

160 160

161

161

162 162 164

Ontwikkelingsplan – september 2003

11


Tabel 9.1: Tabel 9.2:

Tabel 9.3:

Tabel 9.4:

Overzicht van de beste lokalisaties voor het spanningsniveau 150 kV Percentage van het nominale vermogen dat door het net kan worden vervoerd, voor een opgesteld vermogen van 580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW met Slijkens verbonden Socio-economische evaluatie van het project voor de inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht in de 150 kVpost te Kallo Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van off-shore windmolenparken

Figuur 10.1: Overzicht van de beschouwde scenario’s Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006 Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005

12

Ontwikkelingsplan – september 2003

170

173

174 175 181 184 185


Inleiding

Ontwikkelingsplan – september 2003

13


14

Ontwikkelingsplan – september 2003


VOORWERP In voorliggend document wordt het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet voorgesteld, dat de netbeheerder moet opstellen in overeenstemming met de wet van 29 april 1999 over de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Zoals bepaald in voornoemde wet wordt dit Plan voorgelegd aan de federale minister bevoegd voor Energie. Na goedkeuring door de Minister en onder voorbehoud van eventuele wijzigingen die dienen te worden aangebracht om de gevraagde goedkeuring te krijgen, wordt dit Plan bindend voor de netbeheerder.

WETTELIJKE CONTEXT De openstelling van de elektriciteitsmarkt werd ingeluid door de Richtlijn 96/92/EEG van het Europese Parlement en van de Raad van 19 december 1996 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt. Deze richtlijn werd op federaal niveau omgezet, meer bepaald door de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Artikel 13 van deze wet belast de beheerder van het elektriciteitstransmissienet met de opdracht om een ontwikkelingsplan voor het net op te stellen in overleg met de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) en na overleg met het Federaal Planbureau en het Controlecomité. Dit Ontwikkelingsplan wordt vervolgens ter goedkeuring voorgelegd aan de federale minister bevoegd voor Energie (de “Minister”). Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet (“Ontwikkelingsplan”) dekt een periode van zeven jaar en wordt om de twee jaar aangepast voor de volgende zeven jaar. Het voornoemde artikel 13 bepaalt dat het Ontwikkelingsplan voor de eerste keer moet worden opgesteld binnen twaalf maanden na het in voege treden van dit artikel. De inwerkingtreding van artikel 13 is voorzien in artikel 1, 4° van het Koninklijk Besluit van 3 mei 1999, dat de datum vastlegt van het in voege treden van de bepalingen van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Dit artikel bepaalt dat voornoemd artikel 13 in werking treedt op de datum waarop de aanduiding van de eerste netbeheerder van kracht wordt. De transmissienetbeheerder werd aangeduid door het Ministerieel Besluit van 13 september 2002 betreffende de aanduiding van de beheerder van het elektrisch transmissienet, dat verscheen in het Staatsblad van 17 september 2002. Artikel 3 van dit Besluit bepaalt dat dit Besluit van kracht wordt op de dag van zijn publicatie in het Belgisch Staatsblad (meer bepaald op 17 september 2002). Artikel 13 §2 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt dat het Ontwikkelingsplan volgende elementen moet bevatten: • een gedetailleerde raming van de behoeften aan transmissiecapaciteit, met aanduiding van de onderliggende hypotheses; • het investeringsplan: de netbeheerder verbindt zich ertoe het uit te voeren om aan die behoeften te voldoen. Het Ontwikkelingsplan houdt rekening met de nood aan een adequate reservecapaciteit en met de projecten van gemeenschappelijk belang aangewezen door de instellingen van de Europese Unie in het domein van de transeuropese netten.

Ontwikkelingsplan – september 2003

15


Naast beheerder van het transmissienet op federaal niveau werd Elia ook aangeduid als distributienetbeheerder voor het Vlaams Gewest, als beheerder van het regionaal transportnet in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en als beheerder van het lokaal transportnet in het Waals Gewest. In die hoedanigheid moet Elia naast dit Ontwikkelingsplan ook een Investeringsplan voor het Vlaams Gewest, een Investeringsplan voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en een Aanpassingsplan voor het Waals Gewest opstellen. Voor Elia vormen al deze plannen een coherent geheel, dat een optimum nastreeft voor het hele net van 380 kV tot en met 30 kV.

DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet beschrijft de investeringen die nodig zijn om te voldoen aan de behoeften inzake transmissiecapaciteit voor elektriciteit, betrouwbaarheid van het net en milieudoelstellingen en dit tegen de laagst mogelijke kostprijs voor de gemeenschap. De term kostprijs moet hier in een ruimere dan de strikt economische zin worden begrepen. Dit betekent dat men ook rekening moet houden met de energetische, milieu- en economische aspecten. De doelstelling is die investeringen te kiezen, die de gemeenschap het meeste baat bijbrengen1. Hierbij worden er drie doelstellingen nagestreefd: • energie: waken over het elektriciteitstransport op lange termijn, rekening houdend met de beschikbare productiemiddelen, het verbruik, de geografische spreiding en de evolutie ervan; • milieu: opteren voor duurzame oplossingen, met een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening; • economie: streven naar het meest voordelige transporttarief voor de eindverbruiker, met inachtneming van de voorgaande dwingende vereisten. De interacties tussen die verschillende doelstellingen zijn talrijk en vaak zelfs tegenstrijdig. Zo kan de uitwerking van een beleid dat rekening houdt met de onzekerheden met betrekking tot de evolutie en de lokalisatie van de productiemiddelen voor elektriciteit2 in de context van de vrijgemaakte markt en met de onzekerheden met betrekking tot de evolutie van het verbruik van elektriciteit3, en/ of dat

1

2

3

16

Artikel 12 van de wet van 29 april 1999 met betrekking tot de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt dit in de volgende bewoordingen1: “Na advies van de Commissie stelt de Koning de regels vast inzake de doelstellingen die de netbeheerder moet nastreven inzake kostenbeheersing”. De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van de productiemiddelen spruiten ondermeer voort uit het inschakelen van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling om tegemoet te komen aan de beleidslijnen inzake duurzame ontwikkeling: de realisatie van deze doelstellingen hangt af van de respons van de markt ten aanzien van de steunmaatregelen die worden ingevoerd. Een andere bron van onzekerheid hangt samen met de beschikbaarheid van de thermische centrales en wordt veroorzaakt door de evolutie van de brandstofprijzen, die zeer volatiel zijn, net zoals die van aardolie en aardgas. Hierin liggen de onzekerheden vervat verbonden aan de respons van de verbruiker op de invoering van de maatregelen inzake de beheersing van de vraag.

Ontwikkelingsplan – september 2003


rekening houdt met bepaalde ecologische normen, in tegenspraak lijken met de vereiste van economische rendabiliteit vanuit het oogpunt van de gemeenschap. Toch is het de belangrijkste ambitie van dit Ontwikkelingsplan om een evenwicht te vinden tussen deze drie doelstellingen. Bij de uitwerking van het plan liet men zich leiden door het streven naar de ontwikkeling van een zo optimaal mogelijk elektriciteitsnet dat wordt gekenmerkt door: • een betrouwbaar vervoer van elektriciteit op korte en op lange termijn; • een concurrentiële en stabiele transportprijs; • een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening; • een beperking van de risico’s die inherent zijn aan investeringsbeslissingen in de context van een onzekere toekomst. De investeringsbeslissingen worden genomen in functie van de middelen waarover de netbeheerder beschikt, dit om zo goed mogelijk rekening te kunnen houden met de onzekerheden die eigen zijn aan de elektriciteitsmarkt en de nieuwe omgeving.

KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN Bij het opstellen van het Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen die de vrijmaking van de elektriciteitsmarkt vooropstelt. De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net, hebben tot doel: • de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van de importcapaciteit van België; • de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in het net wanneer dit mogelijk en economisch verantwoord is, alsook in functie van de middelen waarover de netbeheerder kan beschikken. Doel hiervan is telkens terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken. Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt. Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De aankondigingen die de federale regering recent deed in verband met windmolenparken in de Noordzee werden nog niet volledig in dit plan verwerkt. Er zijn nog aanvullende studies vereist om de ontwikkelingen van het net te bepalen die noodzakelijk zijn voor de aansluiting van off-shore windparken met een totaal nominaal vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd aangekondigd. Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige doelstelling van betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het transmissienet op elk niveau behouden blijft.

Ontwikkelingsplan – september 2003

17


BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET Het vermaasde net dat door de netbeheerder Elia System Operator (“Elia”) wordt beheerd, bestrijkt spanningsniveaus van 380 kV tot en met 30 kV en vormt vanuit beheerstechnisch oogpunt één geheel (met inbegrip van alle bijhorende elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke opdracht en de sociale doelstelling van Elia). De globale krachtlijnen vormen het algemene referentiekader, ook al heeft het eigenlijke Ontwikkelingsplan alleen betrekking op de spanningsniveaus 380 tot 150 kV. De krachtlijnen van het beleid van Elia op het vlak van de ontwikkeling van het Belgische elektriciteitsnet4 zijn de volgende: • voorkeur voor het ondergronds aanleggen van nieuwe verbindingen met een spanning van hoogstens 36 kV; • een maximale benutting van de bestaande 220 kV, 150 kV en 70 kVinfrastructuur; • indien nieuwe verbindingen in dit spanningsbereik noodzakelijk zijn, bij voorkeur opteren voor: − luchtlijnen op plaatsen waar deze kunnen worden aangelegd langs bestaande of ingeplande grote infrastructuren. Bij wijze van compensatie zullen in dit geval bestaande lijnen eventueel en waar mogelijk worden verwijderd om een milieu-evenwicht te bewaren; − ondergrondse kabels in de andere gevallen; • voortzetting van de ontwikkeling van zeer-hoge-spanningsverbindingen (380kV) via luchtlijnen om redenen van technische en economische aard.

ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN Het Ontwikkelingsplan is in 10 hoofdstukken ingedeeld. Na een korte beschrijving van de rol van het elektriciteitsnet geeft het eerste hoofdstuk de methodologie van de ontwikkeling van het net die in dit Ontwikkelingsplan werd toegepast. Hoofdstuk 2 en 3 zijn gewijd aan de beschrijving van de basishypotheses en de scenario’s die werden uitgewerkt vanuit het standpunt van het elektriciteitsverbruik enerzijds en de elektriciteitsproductie anderzijds. Hoofdstuk 4 behandelt het probleem van de internationale transacties. Zo onderzoekt het de impact op het vlak van: • de beperkingen waarmee België wordt geconfronteerd op het vlak van de importcapaciteit ten gevolge van het interconnectienet; • de beperkingen op het vlak van de import in België ten gevolge van andere Europese transacties. Hoofdstuk 5 beschrijft het proces om het transmissienet te dimensioneren. Dit is een complex proces, aangezien hierbij rekening moet worden gehouden met technische, economische en milieufactoren en met hun talrijke interacties.

4

18

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

Ontwikkelingsplan – september 2003


In hoofdstuk 6 wordt het referentietransmissienet gedefinieerd en beschreven. De projecten voor de versterking van het net, die door de evolutie van het verbruik worden teweeggebracht, worden in de hoofdstukken 7 tot 9 beschreven: • hoofdstuk 7 is gewijd aan de ontwikkelingen van het net tegen het jaar 2006; • hoofdstuk 8 beschrijft ter informatie de investeringen die tegen het jaar 2009 zijn gepland; • hoofdstuk 9 behandelt de investeringen in het net ten gevolge van de wijzigingen van het productiepark met een onzekere termijn. Tot besluit volgt een samenvatting van het uitvoeringsplan van de verscheidene investeringen voor de versterking van het net, dat ter goedkeuring aan de Minister wordt voorgelegd. Het voorliggend Ontwikkelingsplan werd opgesteld op basis van een aantal gegevens, die elders in deze tekst nader worden omschreven. Een belangrijk deel van deze gegevens zijn hypothetisch en dus per definitie onzeker. Bijgevolg dient een algemeen voorbehoud te worden geformuleerd aangaande de voorstellen die worden gedaan in dit Ontwikkelingsplan. Bovendien zorgt de voortdurende evolutie van de geldende wetten en regelgevende teksten op het vlak van de elektriciteit (in ruime zin genomen, met inbegrip van milieu, stedenbouw, enz. ) voor andere elementen van onzekerheid.

Ontwikkelingsplan – september 2003

19


20

Ontwikkelingsplan – september 2003


1

Inzet en belang van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet

Ontwikkelingsplan – september 2003

21


22

Ontwikkelingsplan – september 2003


1.1 ALGEMEEN KADER: 1.1.1

ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET

ALGEMEEN De elektriciteitsnetten werden aanvankelijk ontworpen met als doel te waken over een betrouwbare en optimale elektriciteitsbevoorrading voor de verbruikers. • De netten verbinden alle productie-eenheden met elkaar en beogen daardoor een hulpfunctie te waarborgen in het geval van defecten of storingen. • De netten maken het mogelijk om energie, die door gedelokaliseerde bronnen (grote waterkrachtcentrales, kerncentrales, enz.) wordt opgewekt, naar de afnamepunten te transporteren. • De netten beogen te zorgen voor het transport van de energie die massaal en op een welbepaalde plaats wordt opgewekt – door machines die grotendeels op hogere spanningsniveaus zijn aangesloten – naar verbruikers die meestal verspreid zijn over een bepaald grondgebied en op lagere spanningsniveaus zijn aangesloten. • De netten maken het mogelijk om synergieën tussen verschillende productiesystemen te creëren, bijvoorbeeld (en hoofdzakelijk) tussen waterkrachteenheden en thermische centrales. Zo zijn tijdens de dooi grote hoeveelheden energie uit waterkracht beschikbaar in de Alpen. Deze energie kan worden ingevoerd, zodat de overwegend thermische productie ontlast of zelfs gedeeltelijk stilgelegd kan worden. • Door de liberalisering van de elektriciteitssector wil het net eveneens een rol vervullen in het faciliteren van de elektriciteitsmarkt en, in de mate van het mogelijke, ertoe bijdragen dat er meer commerciële transacties kunnen worden uitgevoerd. In die context moet het net elke transactie mogelijk maken tussen de verschillende knooppunten en over de landsgrenzen heen. Het doel van de liberalisering bestaat er immers in om elke gebruiker de mogelijkheid te bieden om zijn elektriciteitsleverancier vrij te kiezen, alsook het type van productie, dit op basis van criteria die hijzelf bepaalt (prijs, kwaliteit, groene stroom,…).

1.1.2

HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET IN BELGIË Het transmissienet dat door Elia System Operator (“Elia”) als netbeheerder wordt beheerd, bestaat uit luchtlijnen en ondergrondse kabels met een spanning van 380 kV tot en met 30 kV (met inbegrip van alle bijhorende elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke opdrachten en de sociale doelstelling van Elia). Meer dan 800 hoogspanningsposten zetten de spanning naar het gewenste niveau om. Het volledige hoogspanningsnet bestaat uit 8.181 km verbindingen, waarvan 5.604 km luchtlijnen en 2.577 km ondergrondse kabels.

Ontwikkelingsplan – september 2003

23


Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet

Het door Elia beheerde net vervult drie grote functies: • De 380 kV-lijnen vormen de ruggengraat van het Belgische en Europese net. − Het 380 kV-net omvat verbindingen met Nederland en Frankrijk, die hoofdzakelijk op 380 kV worden uitgebaat. Deze internationale verbindingen werden aanvankelijk aangelegd om wederzijdse bijstand tussen de nationale netten mogelijk te maken. Vandaag worden ze gebruikt om van de elektriciteitsmarkt één internationale markt te maken. − De kerncentrales van Doel en Tihange en de centrale van Coo zijn hierop aangesloten. Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net

24

Ontwikkelingsplan – september 2003


• Het hoogspanningsnet wordt nog aangevuld met de 220 kV- en 150 kVverbindingen: − zij dienen voor het elektriciteitstransport naar de grote afnamepunten en naar het binnenland; − de grote thermische centrales – behalve de kerncentrales en de pompcentrale van Coo – zijn op het 150 kV- en 220 kV-net aangesloten; − de grote industriële klanten zijn erop aangesloten; − de grote windturbineparken – d.w.z. met een opgesteld vermogen van 100 MW en meer – die in de Noordzee zullen worden aangelegd, zullen rechtstreeks op spanningsniveaus van 150 kV of 380 kV op het transportnet worden aangesloten. • De verdeling naar de transformatiepunten, die de middenspanningsnetten voeden, gebeurt hoofdzakelijk door verbindingen met 70 kV en 36/30/26 kV, die dienen om: − het vermogen vanaf de grote 150/70 kV- of 150/ 36/ 30/ 26 kV-knooppunten naar de verschillende voedingspunten van de middenspanning te voeren; − de industriële klanten te bevoorraden, die op een vermogen van 30 tot 40 MW hebben ingeschreven en die rechtstreeks op het 36/30/26 kV- of 70 kV-net zijn aangesloten. De decentrale productie-eenheden winnen steeds meer aan belang. Ze worden op een spanningsniveau van 70 kV of lager op het net aangesloten. Het gaat hier om installaties met hernieuwbare energiebronnen5 (wind, biomassa en waterkracht) en warmtekrachtkoppelingsinstallaties (eenheden voor de gemengde productie van elektriciteit en warmte, doorgaans met een vermogen van 45 MW of minder). Deze warmtekrachtkoppelingsinstallaties produceren hoofdzakelijk energie voor plaatselijk verbruik. De overtollige productie wordt in het net gevoed. Wanneer de installatie niet in bedrijf is, moet de energie die nodig is voor de plaatselijke behoeften, van het net worden afgenomen. Via de midden- en laagspanningsnetten wordt de elektrische energie door de distributienetbeheerders naar de huishoudelijke verbruikers gebracht. De 70/36/30/26 kV-netten worden vermaasd geëxploiteerd (dit betekent dat een punt via verscheidene wegen kan worden bevoorraad). De midden- en laagspanningsnetten worden echter radiaal uitgebaat (een gegeven punt wordt normaal slechts via één weg bevoorraad: bij een incident zijn dan schakelingen vereist om een andere voeding te verkrijgen).

1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET

1.2.1

ALGEMENE BESCHRIJVING Het Ontwikkelingsplan is in de eerste plaats bedoeld om een plan uit te werken voor de uitbreiding van het net voor de komende zeven jaar, rekening houdend met de waarschijnlijke behoeften van de huidige en toekomstige gebruikers, en waarbij wordt nagestreefd om de gewenste beschikbaarheid en betrouwbaarheid zo goed mogelijk te waarborgen.

5

Hernieuwbare Energiebron

Ontwikkelingsplan – september 2003

25


De methodologie van het Ontwikkelingsplan kan in drie verschillende fases worden uitgesplitst. • De eerste fase bestaat in het vastleggen van de parameters die een bepalende invloed hebben op de ontwikkeling van het net, zoals bijvoorbeeld de evolutie van het elektriciteitsverbruik en de evolutie van het productiepark. Ook de spreiding van het verbruik over de verscheidene afnamepunten vormt een zeer belangrijk element in deze fase. • In een tweede fase wordt een reeks zeer uiteenlopende scenario’s uitgewerkt op basis van de verschillende hypotheses die na afloop van de eerste fase zijn overgebleven. Met behulp van deze scenario’s moeten alle denkbare scenario’s kunnen worden bestreken die op het niveau van het beleid inzake de energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België worden bepaald: importniveau, onafhankelijkheid ten opzichte van het productiepark, transitniveaus enz. Voor ieder scenario worden vervolgens de vereiste netversterkingen bepaald volgens welbepaalde technische criteria. • In de derde fase worden de aan te brengen wijzigingen geëvalueerd, waarbij niet alleen rekening wordt gehouden met de technische criteria, maar ook met de economische en milieugebonden aspecten evenals overwegingen in verband met de ruimtelijke ordening. De laatste twee fases vormen een iteratief proces. Het zoeken naar oplossingen in verband met de ontwikkeling van het net is een complex proces, waarbij rekening moet worden gehouden met een hele reeks onzekerheden die rechtstreeks of onrechtstreeks verband houden met de markt. In deel 1.2.2 hieronder vindt u een gedetailleerde beschrijving van de belangrijkste bronnen van onzekerheid die samenhangen met de evolutieparameters van de elektriciteitsproductie en het elektriciteitsverbruik. Overigens hebben niet alle beslissingen in verband met de ontwikkeling van het net waarmee het Ontwikkelingsplan rekening houdt, dezelfde reikwijdte. Beslissingen voor de korte termijn zijn economisch en/of technisch onomkeerbaar, terwijl beslissingen die op de middellange termijn slaan, afhankelijk zijn van omstandigheden die geleidelijk aan nauwkeuriger zullen worden omschreven. In dit verband worden er twee opeenvolgende termijnen beschouwd bij het uitwerken van de scenario’s: een korte termijn en een middellange termijn. In deel 1.2.3 worden de redenen voor deze keuze op een rijtje gezet.

1.2.2

ONZEKERHEDEN DIE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET KENMERKEN Het Ontwikkelingsplan van het elektriciteitstransmissienet heeft betrekking op de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV. Dankzij het 380kV-150kV-net kunnen grote centrale productie-eenheden worden aangesloten en wordt de interconnectie met Nederland en Frankrijk verzekerd. Op die spanningsniveaus is de ontwikkeling van het net dan ook bijzonder gevoelig voor de evolutie van het productiepark en het niveau van de transit- en importstromen alsook voor hun herkomst en bestemming.

26

Ontwikkelingsplan – september 2003


De onzekerheden over de evolutie van het elektriciteitsverbruik hebben een beperktere impact voor de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV6. Voor dit aspect houdt één van de belangrijkste onzekerheden verband met de beheersing van de vraag, die afhankelijk is van de reactie van de consument op de ingevoerde steunmaatregelen (maatregelen op het vlak van het rationele gebruik van energie, CO2-taksen,…). De belangrijkste bronnen van onzekerheid die de ontwikkeling van het net kenmerken, houden verband met: • de centrale productie; • de transit- en importfluxen; • de decentrale productie; • de beheersing van de vraag. Al deze elementen worden in de volgende delen gedetailleerd beschreven.

Onzekerheden in verband met de centrale productie Het 380-150kV net werd nauw aansluitend op het productiepark ontworpen, zodat de energie die in Belgische en buitenlandse eenheden wordt geproduceerd, zo efficiënt mogelijk naar de verbruikers kan worden vervoerd. De ontwikkeling van het 380-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor wijzigingen in het productiepark en/ of de lokalisatie van de productieeenheden. Op een vrijgemaakte markt, waar het transport en de productie van energie worden gescheiden, heeft de netbeheerder geen voorafgaande kennis van de bedoelingen van de producenten. Deze laatste hanteren voortaan een nieuwe economische logica die door de markt wordt opgelegd en waarbij ook rekening moet worden gehouden met de concurrentie. Het is dan ook niet uitgesloten dat producenten om economische redenen bestaande installaties sluiten, waarbij ze niet lang vooraf verwittigen7 en onder voorbehoud van bepaalde wettelijke verplichtingen. Daarnaast kunnen ze ook nieuwe eenheden bouwen zonder dat ze hun bedoelingen lang op voorhand kenbaar moeten maken. Zo is de bouw van een STEG-centrale binnen een termijn van twee jaar realiseerbaar (zonder rekening te houden met de termijnen voor het verkrijgen van de licenties en vergunningen). De versterkingen van het net die hiervoor nodig zijn, kunnen echter vaak niet op dezelfde termijn worden uitgevoerd. De ontwikkeling van de productiemiddelen is voortaan losgekoppeld van de ontwikkeling van het transmissienet. Wat de productie betreft, heeft de CREG van de wetgever de opdracht gekregen om een indicatief tienjarenprogramma op te stellen voor de elektriciteitsproductiemiddelen. Dit Programma moet iedere drie jaar worden bijgewerkt.

6

7

Bij deze spanningsniveaus wordt de algemene evolutie van het verbruik op het niveau van de knooppunten van het transmissienet geëvalueerd, en niet op het niveau van de eindverbruiker die op lagere spanningsniveaus is aangesloten. Het Technische Reglement voorziet een meldingstermijn van zes maanden.

Ontwikkelingsplan – september 2003

27


Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor de periode 2002-2011 werd op 15 januari 20028 opgesteld. Hierin vindt u onder meer een plan met de beste technologieën die moeten worden ingevoerd om zo goedkoop mogelijk op de behoeften in te spelen, rekening houdend met de verplichtingen op het gebied van milieu en bevoorradingszekerheid en waarbij de diversifiëring van de bronnen die worden aangewend voor de energiebevoorrading wordt gewaarborgd. Dit Indicatief Programma van de Productiemiddelen vormt een hulpmiddel voor de overheden die een energiebeleid wensen uit te werken en het vormt een referentiekader voor de partijen die daarin wensen te investeren. Het programma heeft echter geen dwingend karakter: het initiatief om in bepaalde productiemiddelen te investeren, wordt volledig door de markt bepaald. Bovendien vindt u in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen geen enkele informatie over de daadwerkelijke lokalisatie van de nieuwe eenheden. In de context van een vrijgemaakte markt is de elektriciteitsproductie een concurrentiële activiteit geworden, die hoofdzakelijk wordt gestuurd door de wetten van de markt. De beslissingen om te investeren zijn voortaan gebaseerd op criteria van economische rendabiliteit en zijn erop gericht om het risico voor de investeerders en de exploitanten tot een minimum te beperken. De beslissing om nieuwe productie-installaties te bouwen wordt onafhankelijk door iedere producent genomen, waarbij geen rekening meer moet worden gehouden met wettelijke verplichtingen op het vlak van de coördinatie van deze investeringen. Daarnaast behoudt de overheid zich het recht voor om de beslissingen op het vlak van de investeringen te sturen met het oog op de bevoorradingszekerheid, de toegang tot energie voor allen, een rationeel beheer van de energiemiddelen, een beheersing van de milieueffecten enz… In de praktijk betekent dit dat de overheid bepaalde productiemiddelen kan verbieden en andere kan stimuleren. Aangezien dit energiebeleid zomaar nog pas is afgerond, is het moeilijk om in te schatten op welke manier de investeerders zullen reageren op de ondersteuningsmaatregelen die in dit verband zullen worden genomen. Tenslotte zal de evolutie van het productiepark ook worden beïnvloed door de technologische ontwikkelingen en het effect van het beleid van de openbare overheden.

Onzekerheden in verband met de transit- en importfluxen Het 380 kV-220 kV-net heeft aansluitingspunten met Nederland en Frankrijk9. Het 150 kV-net, dat vermazingen tussen de knooppunten van het 380 kV-net verzekert, kan daarom worden beïnvloed door de fluxen die op de spanningsniveaus 380 kV-220 kV worden vervoerd. In bepaalde omstandigheden kan het 150 kV-net een knelpunt vormen voor de import of de transit.

8

9

28

Op 15 januari 2002 werd een werkdocument in verband met het Indicatief Programma van de Productiemiddelen van elektriciteit door de CREG opgesteld. De definitieve versie van dit document, die door de Algemene Raad van de CREG werd goedgekeurd en die op de internet-site van de CREG werd gepubliceerd, is gedateerd van 19 december 2002. België heeft geen enkele rechtstreekse verbinding met Duitsland.

Ontwikkelingsplan – september 2003


De ontwikkeling van het 380 kV-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor de hypotheses in verband met de import en de transit en de afkomst en de bestemming van de beschouwde fluxen. De volumes van de elektrische energie die wordt geïmporteerd of geëxporteerd, zijn van verschillende criteria afhankelijk: overschotten en/ of tekorten in de buurlanden, prijsverschillen tussen België en de buurlanden, beschikbare transmissiecapaciteit op de interconnectielijnen met Nederland en Frankrijk. De vrijgemaakte markt is een recente realiteit; wij kunnen dan ook niet voldoende terugvallen op ervaring op dit vlak. Het is daarom uitermate moeilijk om de evolutie van de prijzen te trachten te voorspellen. Ook de evaluatie van de elasticiteit van de prijzen ten opzichte van de vraag naar geïmporteerde elektrische energie is erg delicaat. Er zijn erg weinig aanwijzingen beschikbaar in verband met de evolutie van de productiemiddelen – en dus van de beschikbare volumes – van de buurlanden binnen de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt beschouwd. De transmissiecapaciteiten die beschikbaar zijn voor de transacties met Nederland en Frankrijk worden tenslotte niet meer eenvoudigweg berekend op basis van de transmissiecapaciteit van de interconnectielijnen over de grenzen van deze landen10. Ze worden immers beïnvloed door de verdeling van de geïmporteerde fluxen tussen de grenzen met Frankrijk en Nederland. Deze verdeling wordt op haar beurt dan weer door verschillende factoren beïnvloed: herkomst van de geïmporteerde elektrische energie, volumes, herkomst en bestemming van de transitfluxen die het land doorkruisen, evolutie van de netten in de buurlanden – en daarover hebben we weinig informatie, zeker tegen het jaar 2009. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen maakt een onderscheid tussen vier importvarianten. De “hoge variant” komt overeen met het waarschijnlijke productietekort tegen het einde van de termijn die door het huidige Ontwikkelingsplan wordt beschouwd. Deze variant is gebaseerd op ramingen met betrekking tot het aanbod dat in België beschikbaar is en het verbruik tegen die datum. Toch geeft het Indicatief Programma van de Productiemiddelen geen enkele informatie over de sites vanwaar die elektrische energie zal moeten worden geïmporteerd. Overigens houdt het Programma ook geen rekening met de productie-eenheden in België, waarvan de elektriciteit voor exportdoeleinden bedoeld zou zijn. Tegen het einde van de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt beschouwd, zou de situatie van het productiepark niet op een ingrijpende manier gewijzigd mogen zijn. De overschotten van de eigen productie ten opzichte van het eigen verbruik van België zouden beperkt moeten blijven en buiten de “kritieke” momenten voor het net moeten blijven, rekening houdend met de dimensionering van dat net. De exportfluxen worden dan ook niet als doorslaggevend beschouwd in de dimensionering van het net. De evaluatie van de transitfluxen valt buiten het referentiekader van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. De hypotheses, die in het 10 De netto transfercapaciteiten tussen België en haar buurlanden, die voor de winter van 2000-2001 en voor de zomer van 2001 door de ETSO werden gepubliceerd op basis van de gegevens die werden vrijgegeven door de beheerders van de betrokken netten, zijn beschikbaar in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit.

Ontwikkelingsplan – september 2003

29


Ontwikkelingsplan worden beschouwd voor de transitfluxen die door België worden geleid, komen overeen met het Indicatief Programma van de Productiemiddelen en zijn ook gebaseerd op scenario’s, die werden uitgewerkt door TenneT, de beheerder van het Nederlandse net in zijn “Capaciteitsplan 2001-2007”. Bovendien houden deze scenario’s geen rekening met de limieten van de grensoverschrijdende interconnectielijnen van het Nederlandse en het Belgische net.

Onzekerheden in verband met de decentrale productie De impact van een decentraal productiemiddel op het net is vooral afhankelijk van zijn type, zijn eventueel intermitterende karakter, de mogelijkheden op het vlak van de sturing van de elektriciteitsproductie en de omvang van de eenheid en het spanningsniveau waarop het is aangesloten. Door de decentrale productie kan een deel van de elektriciteitsproductie via plaatselijke netten met laag- of middenspanning naar de verbruiker worden geleid. Op die manier kan het hoogspanningsnet enigszins worden ontlast. Dit zou in het transmissienet tot een stagnatie of zelfs een verlaging van het netto verbruik kunnen leiden. Maar hoewel de decentrale productie zou kunnen toelaten om investeringen in het hoogspanningsnet tijdelijk uit te stellen, blijft haar impact beperkt en zou het net zo moeten worden geconfigureerd dat het iedere productie-omstandigheid die inherent is aan dit soort eenheden kan opvangen. De decentrale productiemiddelen, zoals warmtekrachtkoppeling en windenergie, worden gestuurd volgens de karakteristieken die inherent zijn aan het type productie en niet volgens de elektriciteitsbehoeften. Bij wijze van voorbeeld kunnen we hier zeggen dat de productie van elektriciteit uit windenergie slechts kan worden geschat op basis van hypotheses over de kracht en de schommelingen van de wind. Bij warmtekrachtkoppeling wordt de productie bepaald door een industrieel proces, dat best van wat dichterbij wordt bekeken. Zolang deze middelen slechts een klein percentage van het vermogen van het productiepark uitmaken, zijn nauwkeurige evaluaties niet nodig. Dit zal echter veranderen zodra hun belang een aanzienlijk niveau bereikt. Daarenboven moet bijzondere aandacht worden besteed aan de nodige middelen voor de compensatie van blindvermogen, gelet op de inductieve afnames van deze installaties. De inplanting van die compensatiemiddelen per spanningsniveau van het net wordt zorgvuldig bestudeerd in functie van de beschikbare informatie in verband met de geplande decentrale productieeenheden.

Onzekerheden in verband met de beheersing van de vraag De ontwikkeling van het elektriciteitstransmissienet wordt meer bepaald gestuurd door de toename van het verbruik die op het niveau van de knooppunten van het net worden beschouwd. Op die spanningsniveaus is de samenvoeging van de vraag van dien aard, dat men aanneemt dat de wisselvalligheden in verband met het eindverbruik elkaar compenseren.

30

Ontwikkelingsplan – september 2003


De belangrijkste bron van onzekerheid in verband met de vraag houdt evenwel verband met de potentiële impact van het beleid dat wordt gevoerd om de vraag onder controle te houden11. Dit aspect is grotendeels afhankelijk van de reactie van de verbruiker op de ondersteuningsmaatregelen die hiervoor worden ingevoerd. Deze impact is overigens om verschillende redenen moeilijk kwantificeerbaar. De penetratie van de acties is niet lineair in de tijd12. Bovendien wordt ze beïnvloed door externe parameters zoals de economische groei, de gemiddelde temperatuur en de energetische vervangingsmiddelen. Ze is eveneens onderhevig aan interferenties met andere sectoren. De evaluaties van de effecten van het beleid waarmee men de vraag wil beheersen, leveren grootteordes op die omzichtig dienen te worden geïnterpreteerd. In deze context moet de beheerder van het net dus nastreven om het net zo te ontwikkelen, dat aan ieder lokaal verbruik kan worden voldaan, wat ook het afnameniveau is. Om in termen van verbruiksevolutie een zo breed mogelijk spectrum te bestrijken, zal het Ontwikkelingsplan worden getoetst aan twee sterk contrasterende varianten, op hun beurt geïnspireerd door de varianten die door het Federaal Planbureau werden voorgesteld: • de “Kyoto-variant” of de “lage” verbruiksvariant, die ervan uitgaat dat de milieudoelstellingen worden gehaald conform de aangegane verbintenissen in het kader van het Kyoto-protocol; • de “macro-economische variant” of de “hoge” verbruiksvariant, die een sterkere stijging van het elektriciteitsverbruik voorziet, in het licht van de recente opwaartse trends in het verbruik.

1.2.3

DE VISIE OP KORTE EN MIDDELLANGE TERMIJN Gelet op de vele onzekerheden die de ontwikkeling van het net omgeven, is het aangewezen verschillende alternatieve oplossingen achter de hand te houden en daarenboven alle nodige maatregelen te nemen om snel te kunnen reageren op onvoorziene omstandigheden. Daarom is de methodologie die in het kader van het Ontwikkelingsplan werd ontwikkeld, op twee fases gebaseerd: een eerste fase beperkt zich tot de korte termijn en een tweede fase bestrijkt de middellange termijn. De eerste fase heeft betrekking op de eerste helft van de periode van zeven jaar die door het Ontwikkelingsplan wordt gedekt. Voor deze periode is het van essentieel belang dat de beste keuze worden gemaakt. De beslissingen die dan worden genomen, zijn immers zo goed als onomkeerbaar. Gezien de termijnen die nodig zijn om versterkingen door te voeren, is het immers bijna niet mogelijk om beslissingen uit te stellen of te herroepen13. Bij de eerste fase van

11 Bij het beleid waarmee men de vraag probeert te beheersen, maakt men een onderscheid tussen twee types maatregelen: • enerzijds maatregelen die tot doel hebben om het energieverbruik in absolute cijfers te verminderen; meestal gebeurt dit door het gebruik van uitrustingen die zuiniger met energie omspringen; • anderzijds maatregelen die tot doel hebben om het verbruik op piekmomenten te verminderen en dat verbruik uit te stellen of te vervroegen, vb. door de toepassing van piek- en daltarieven. 12 Zij volgt een S-vormige curve. 13 Zonder onnodige extra kosten met zich mee te brengen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

31


het plan zijn alle versterkingen voorzien die nodig zijn om de betrouwbare werking van het net te kunnen blijven vrijwaren. De tweede fase heeft betrekking op de volgende jaren binnen die termijn van zeven jaar waarop het Ontwikkelingsplan slaat. Op die langere termijn is het niet mogelijk om gefundeerde beslissingen te nemen, aangezien er te weinig nauwkeurige informatie voorhanden is over de parameters die van doorslaggevend belang zijn voor de ontwikkeling van het net. Het is echter wel van belang om ervoor te zorgen dat de beslissingen die in het kader van de eerste fase werden genomen, de toekomstige ontwikkeling niet in gevaar brengen. Die beslissingen moeten immers nog de mogelijkheid open laten voor alle scenario’s die voor de tweede ontwikkelingsfase werden beschouwd. Voor deze periode geeft het Ontwikkelingsplan: • indicatieve versterkingspistes; • beslissingen in verband met studieprojecten over installaties met langere realisatietermijnen. Alle varianten die voor de tweede fase worden beschouwd, zullen in ieder geval opnieuw worden geëvalueerd bij de uitwerking van de volgende Ontwikkelingsplannen en zullen op hun beurt tot nauwkeurige en bindende beslissingen leiden.

32

Ontwikkelingsplan – september 2003


2

Evolutie van het verbruik

Ontwikkelingsplan – september 2003

33


34

Ontwikkelingsplan – september 2003


De geraamde evoluties van het elektriciteitsverbruik, voor alle afnamepunten die via de verschillende voedingspunten van het net worden bevoorraad en die hierna “lokaal afnamepunt” worden genoemd, behoren tot de exogene gegevens die in de load-flowmodellen worden ingevoerd om op basis daarvan de nodige versterkingen te bepalen. De uitwerking van lokale verbruiksprognoses is dan ook een onmisbare fase bij het opstellen van het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitnet. Die lokale verbruiksprognoses komen voort uit een vergelijkingsproces tussen twee informatiebronnen die elk vanuit een andere logica vertrekken, meer bepaald vanuit een “macro-economische” en een “micro-economische” invalshoek. De macro-economische informatie is gebaseerd op de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau14. Bij de micro-economische benadering worden dan weer prognoses voor elk lokaal verbruik opgesteld op basis van geïndividualiseerde analyses, historische observaties en groeiverwachtingen die door de netgebruikers zelf worden aangekondigd. De confrontatie tussen beide informatiebronnen kan worden beschouwd als een synthese van enerzijds de “top-down” methode en anderzijds de “bottom-up” benadering. Figuur 2.1: Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen

Hoe de lokale verbruiksvooruitzichten uitgewerkt worden, wordt hierna gedetailleerd beschreven. In deel 2.1 wordt het macro-economische referentiekader beschreven, namelijk de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau. De micro-economische benadering met betrekking tot de modellering van het verbruik voor ieder lokaal afnamepunt en de integratie

14 “Energievooruitzichten 2000-2020: Exporatieve scenario’s voor België”, Federaal Planbureau (Planning Paper 88), januari 2001.

Ontwikkelingsplan – september 2003

35


ervan in het macro-economische kader wordt daarna uiteengezet in deel 2.2. In deel 2.3 tenslotte wordt een cijfermatig overzicht gegeven van de verbruiksvooruitzichten tegen het jaar 2006 en tegen het jaar 2009.

2.1 ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL PLANBUREAU Het macro-economische referentiekader dat werd gebruikt bij de berekening van de vooruitzichten van het lokaal verbruik, die werden opgesteld voor de behoeften van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet, is gebaseerd op de energievooruitzichten voor België, zoals die door het Federaal Planbureau werden geformuleerd. Deze werden opgesteld met behulp van het PRIMESmodel15. Wat de marktontwikkelingen betreft, neemt het Federaal Planbureau verscheidene varianten in overweging. De onderlinge verschillen tussen die varianten situeren zich op het vlak van macro-economische werkhypotheses, prijzen van energiegrondstoffen en politieke beleidskeuzes zoals de uitstap uit de kernenergie en de verplichtingen van het Kyoto-protocol. Voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden uit de varianten die in de werken van het Federaal Planbureau werden beschreven, twee varianten weerhouden: de “Kyoto-variant” en de “macro-economische variant”. Deze twee varianten leiden tot erg uiteenlopende vooruitzichten op het vlak van de evolutie van het elektriciteitsverbruik, waardoor een breed spectrum van mogelijke ontwikkelingen kan worden bestreken. Deze varianten sluiten overigens aan bij twee van de vier vraagscenario’s die de CREG in haar Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit 2002-2011 heeft opgenomen, namelijk de scenario’s die worden aangeduid met de namen “Beheersing van de vraag” en “Business as usual16”. De “Kyoto-variant” leidt tot de meest gematigde perspectieven voor het Belgische elektriciteitsverbruik. Deze variant simuleert immers een Belgisch energiesysteem dat rekening houdt met de opgelegde beperking van CO2emissies in het kader van het Kyoto-protocol, waartoe België zich heeft verbonden. De “macro-economische variant”, daarentegen, weerspiegelt een sterke stijging van het Belgische elektriciteitsverbruik. Enerzijds is deze variant gebaseerd op de hoogste economische groeiverwachtingen, die zich vooral na 2005

15 PRIMES is een energiemodel dat de Europese energiemarkt in zijn geheel en de energiemarkten van de lidstaten op lange termijn simuleert (tegen het jaar 2030). Dit model is een instrument waarmee men de energiemarkt kan analyseren, voorspellingen kan maken over deze markt, rekening houdend met de verschillende varianten op het vlak van de externe omgeving (economische groei en structuur, prijs van de brandstoffen enz…). Bovendien kan men dankzij dit model de impact van politieke keuzen op het energievlak simuleren. Dit is een partieel evenwichtmodel, gebaseerd op de hypothese dat zowel producenten als consumenten op prijssignalen reageren. Het evenwicht wordt bereikt wanneer in ieder segment van het energiesysteem de prijs de vraag en het aanbod op dezelfde hoogte brengt. Het evenwicht wordt “partieel” genoemd omwille van het feit dat er geen feedback is van de energetische sfeer naar de economische sfeer. Het elektriciteitsverbruik vormt één van de segmenten van de endogeen gemaakte energiemarkt in PRIMES. Lezers die geïnteresseerd zijn in een volledige beschrijving hiervan, kunnen terecht in bijlage 1 van de Planning Paper 88 van het Federale Planbureau. 16 Op te merken valt dat dit scenario grotendeels geïnspireerd is op de referentievariant van het Federaal Planbureau en afwijkt van de “macro-economische variant” die in dit document naar voren wordt geschoven. Wat het afgenomen vermogen betreft, is die afwijking echter verwaarloosbaar klein. Deze zou tegen het jaar 2006 slechts 0,5% en tegen het jaar 2009 1,5% vertegenwoordigen.

36

Ontwikkelingsplan – september 2003


nadrukkelijk in de industriële activiteiten zouden moeten doorzetten. Anderzijds houdt zij geen rekening met de beperkingen voortvloeiend uit de verbintenissen die België in het kader van het Kyoto-protocol is aangegaan. De netbeheerder heeft de opdracht om het net zo te ontwikkelen dat hij een adequate capaciteit kan waarborgen. Dit verantwoordt de keuze om de “hoge” variant op het vlak van de vooruitzichten van het elektrische verbruik te weerhouden. Zo kan hij het net dimensioneren dat het aan elk lokale afname kan voldoen, wat ook het niveau van de vraag is. Bovendien voorziet de methodologie voor de dimensionering van het net in twee fases in het Ontwikkelingsplan een “stevige” ontwikkeling op korte termijn en een “soepele” ontwikkeling op middellange termijn. Volgens deze hypothese kan redelijkerwijze ervan uit worden gegaan dat wanneer men een investering beslist door overschatting van het verbruik men slechts anticipeert op een investering die waarschijnlijk enkele jaren later toch zou moeten worden gerealiseerd. Het deel 2.1.1 overloopt kort de belangrijkste onderliggende hypotheses van deze twee varianten van de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau. De eruit voortvloeiende vooruitzichten voor het elektriciteitsverbruik en hun opsplitsing naar activiteitensectoren worden in deel 2.1.2 uiteengezet.

2.1.1

BASISHYPOTHESES De ontwikkeling van het elektriciteitsnet is gebaseerd op de verwachtingen van het Federaal Planbureau, zoals vervat in de Planning Paper 88, waarvan de hypotheses in de volgende delen beknopt worden toegelicht. Deze hypotheses worden voor beide varianten (“Kyoto”-variant en “macro-economische” variant) gebruikt, met uitzondering van de veronderstelde groei van de Belgische economie.

Economische groeihypotheses voor België De economische groeiverwachtingen voor het BBP waarop de simulaties voor de periode 2002-2009 zijn gebaseerd, situeren zich rond 2,3% per jaar voor de “Kyoto-variant” en rond 2,4% voor de “macro-economische variant”. In beide varianten wordt uitgegaan van een lichte vertraging van de economische groei tijdens het tweede gedeelte van de beschouwde periode ten opzichte van het eerste gedeelte. In de industrie zouden de activiteiten het sterkst groeien. Binnen die sector zouden vooral de energie-intensieve bedrijfstakken (chemie, staalnijverheid) bijzonder dynamisch voor de dag komen. Ook in de dienstensector zou de groei sterk zijn, zij het in iets mindere mate dan de groei van de industriële activiteiten.

Ontwikkelingsplan – september 2003

37


Demografische hypotheses Op basis van de hypotheses dat, enerzijds, de gemiddelde grootte van de gezinnen kleiner zal worden17 en, anderzijds, de Belgische bevolking zal toenemen18, zou het aantal gezinnen tijdens de periode 2002-2009 een gemiddelde aangroei van 0,5% per jaar kennen.

Hypotheses met betrekking tot de prijzen van energieproducten Figuur 2.2 toont de onderliggende tendensen voor de internationale brandstofprijzen. De steenkoolprijs zou stabiel blijven, terwijl de prijsnoteringen van aardolie en aardgas na 2005 een stijging zouden laten optekenen. Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in constante Euro van 1990/toe)

Klimaathypotheses Er wordt verondersteld dat de klimaatomstandigheden tijdens de beschouwde periode constant zullen blijven. Als referentie worden daarbij de klimaatomstandigheden gehanteerd die in 1995 werden opgetekend19.

17 De gemiddelde gezinsgrootte wordt voor 2010 op 2,3 leden geraamd, daar waar zij in 2000 nog 2,4 leden bedroeg. Deze evolutie is sociaal-cultureel van aard en houdt verband met de opkomst van “atypische” gezinsvormen zoals éénoudergezinnen, alleenstaanden, gescheiden ouders enz. 18 België zal in 2010 naar schatting 10,332 miljoen inwoners tellen, tegenover 10,281 miljoen in 2000. 19 De klimaatomstandigheden worden gemodelleerd op basis van het aantal graaddagen, d.w.z. de som van de verschillen tussen 15°C en de gemiddelde dagtemperaturen, voor zover die laatste zich onder 15°C bevinden.

38

Ontwikkelingsplan – september 2003


2.1.2

VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK Volgens de “Kyoto-variant” zou het Belgische elektriciteitsverbruik tijdens de periode 2002-2009 met gemiddeld 1,2% per jaar toenemen, om aan het einde van de beschouwde periode 88 TWh te bedragen. Volgens de alternatieve variant of de “macro-economische variant” zou het gemiddelde verbruik sneller toenemen, en wel met ongeveer 2,0% per jaar, wat in 2009 tot een totaal elektriciteitsverbruik van 93 TWh zou leiden. De figuur 2.3 toont de voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik volgens beide varianten. Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2001 en 2009 volgens de “Kyoto-variant” en de “macro-economische variant” (in TWh)

De structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik per activiteitensector, hierna de “sectorale structuur” genoemd, zal in beide beschouwde varianten in hoge mate gelijklopen en blijft betrekkelijk stabiel tijdens de beschouwde periode. Ze blijft immers gekenmerkt door een overwicht van de industrie – goed voor meer dan de helft van het totale elektriciteitsverbruik – en door een niet verwaarloosbaar aandeel van het huishoudelijke verbruik, dat bijna één derde van dat totale verbruik voor zijn rekening neemt. In de hiernavolgende delen worden de vooruitzichten op het vlak van het elektriciteitsverbruik geschetst, zoals die uit beide varianten naar voren komen en wel vanuit twee invalshoeken: • de sectorale structuur van het elektriciteitsverbruik van nu tot 2009; • de gemiddelde sectorale groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen 2002 en 2009.

Ontwikkelingsplan – september 2003

39


Sectorale structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik De sectorale structuren van het elektriciteitsverbruik die in beide varianten worden geprojecteerd, vertonen weinig verschillen. De grote tendensen, die zich tussen nu en 2009 aftekenen, zijn de volgende: • De industrie zal nog altijd het leeuwendeel van het elektriciteitsverbruik voor haar rekening nemen (53%). Binnen die sector zullen de chemische nijverheid en, in een mindere mate, de ijzer- en staalindustrie de grootste elektriciteitsvolumes verbruiken, aangezien beide bedrijfstakken alleen al goed zijn respectievelijk 19% en 8 tot 9% van het totale elektriciteitsverbruik in België. • Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal eveneens aanzienlijk blijven: de huishoudelijke verbruikers zullen ongeveer 28% van het totale elektriciteitsverbruik vertegenwoordigen. • Tenslotte en ondanks de forse toename die tijdens de beschouwde periode wordt opgetekend, zal het elektriciteitsverbruik van de dienstensector gematigd blijven in vergelijking met de industriële en huishoudelijke sectoren. De tertiaire sector zal hooguit 16 tot 17% van het totale elektriciteitsverbruik voor zijn rekening nemen. De tabellen 2.4 en 2.5 geven meer details over de geprojecteerde evolutie van het elektriciteitsverbruik (in GWh) tussen 2002 en 2009, respectievelijk voor de “Kyoto” en de “macro-economische” varianten. Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyoto-variant”)

40

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macro-economische variant”)

Sectorale groeipercentages tussen 2002 en 2009 De gemiddelde jaargroei van het Belgische elektriciteitsverbruik over de periode 2002-2009 zou volgens de “Kyoto-variant” 1,2% en volgens de “macroeconomische variant” 2% bedragen. Dit groeiverschil tussen beide varianten wordt in dezelfde verhouding teruggevonden in de verschillende sectoren, op enkele uitzonderingen na, die met overschakelingen op andere brandstoffen te maken hebben. Bovendien moet erop gewezen worden dat de evolutie van de verscheidene sectoren binnen de beschouwde periode in beide varianten gelijklopend is, ondanks de onderliggende hypothese van een economische groeivertraging tijdens het tweede deel van de beschouwde periode. Deze vaststelling duidt op een toenemende elektrificatie van de Belgische economie. “Kyoto-variant” De tertiaire sector zou, met een gemiddelde stijging van 2,3% per jaar, de sterkste groei van het elektriciteitsverbruik vertonen. Deze trend zou kunnen wijzen op de economisch goede gezondheid van de dienstensector, maar ook op een minder uitgesproken daling van de globale energie-intensiteit van deze sector20 in vergelijking met andere economische sectoren.

20 Voor de periode 2000-2020 houden de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau rekening met een gemiddelde daling van de energie-intensiteit (verhouding tussen het energieverbruik en de waarde van de productie) van 0,14% voor de dienstensector tegenover 1,74% voor de economie in haar geheel.

Ontwikkelingsplan – september 2003

41


In de transportsector zou het elektriciteitsverbruik aan een betrekkelijk hoog groeiritme van gemiddeld 2,1% op jaarbasis toenemen. Deze hoge dynamiek kan worden verklaard door de toegenomen transportbehoeften, gekoppeld aan een intensiever gebruik van het spoorwegtransport, dat in hoge mate op elektriciteit is aangewezen, zowel voor het personen- als voor het goederenvervoer. Het elektriciteitsverbruik in de industrie zou weliswaar minder krachtig toenemen dan in de diensten- en transportsector, maar zou toch over de beschouwde periode nog een sterke toename kennen, met een gemiddelde groei van 1,6% per jaar. Een nadere analyse van de verschillende subsectoren leert ons dat de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie vooral door de chemische nijverheid en door de ijzer- en staalindustrie zou worden gedragen, niet alleen wegens hun gewicht, maar ook door hun sterke dynamiek: het gemiddelde elektriciteitsverbruik van deze sectoren zou op jaarbasis immers toenemen met respectievelijk 2,8% en 2,3%. In de overige industriële subsectoren zou er een heel wat bescheidener groei van het elektriciteitsverbruik worden opgemeten. Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen21 zou in de “Kyoto-variant” een gemiddelde nulgroei op jaarbasis laten zien. Deze stagnatie vindt haar oorsprong in het gelijktijdig optreden van fenomenen, waarvan de respectievelijke weerslag op het huishoudelijke elektriciteitsverbruik elkaar compenseren: • Een toename van het elektriciteitsverbruik in de huishoudelijke sector als een gevolg van het groeiend aantal gezinnen. Deze impact zal nog worden versterkt door de stijging van het gemiddelde beschikbare inkomen, dat zowel een intensiever gebruik van huishoudelijke elektrische toestellen met zich brengt als een toename van te verwarmen woningoppervlaktes. • Een aantal fenomenen van structurele aard, die ertoe zullen leiden dat gezinnen minder elektriciteit zullen verbruiken, een verbetering van het energierendement van huishoudelijke elektrische toestellen, de omschakeling van elektriciteit op gas voor verwarmingsdoeleinden enz… “Macro-economische variant” De tertiaire sector zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld 3,7% per jaar zien toenemen. De transportsector, van zijn kant, zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld 2,8% per jaar zien stijgen. Dit is een ietwat hoger groeitempo dan volgens de “Kyoto-variant”. In vergelijking met de andere activiteitensectoren is deze bijkomende toename van het elektriciteitsverbruik echter minder uitgesproken. De beperking van de CO2-emissies werkt in deze sector immers minder remmend op het elektriciteitsverbruik, aangezien een geringere CO2-uitstoot hier enkel kan worden bereikt door een hypothetische verbetering van het energierendement van andere transportmiddelen dan de spoorweg, die niet op elektriciteit aangewezen zijn. Het elektriciteitsverbruik van de industrie zou gemiddeld met 2,4% per jaar toenemen. Alle industriële sectoren, met uitzondering van de ijzer- en 21 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen)

42

Ontwikkelingsplan – september 2003


staalindustrie, zouden tot dit verschil bijdragen. Vooral voor de sectoren metaalverwerking, textiel, leder, kleding en raffinaderijen zou de “macroeconomische variant” een hoger en zelfs aanzienlijk hoger elektriciteitsverbruik in het vooruitzicht stellen. Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen22 kan als stabiel worden omschreven, aangezien het een gemiddelde groei van amper 0,4% per jaar zou bereiken. Net als bij de “Kyoto-variant” zou de evolutie van het verbruik ook hier door elkaar opheffende fenomenen worden gekenmerkt. In de “macro-economische variant” is de impact van het beschikbare inkomen echter aanzienlijk krachtiger, wegens de optimistischere economische groeiverwachtingen. Overzichtstabel De tabel 2.6 geeft een overzicht van de jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen 2002 en 2009, naar sector uitgesplitst en respectievelijk voor de “Kyoto” en de “macro-economische” varianten. Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2002-2009)

2.2 MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL AFNAMEPUNT Een van de grote uitdagingen bij de ontwikkeling van het net bestaat erin om een precies inzicht te verwerven in het chronologische gedrag van de lokale afnamepunten, die via dat net worden bevoorraad. Het verbruiksniveau van een lokaal afnamepunt schommelt immers aanzienlijk naargelang van het tijdstip van de dag, de dag van de week en het seizoen. Daarbij worden er aanzienlijke verschillen vastgesteld naargelang van het type van lokaal verbruik:

22 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen).

Ontwikkelingsplan – september 2003

43


• Voor een lokaal verbruik van het “huishoudelijke” type is de schommeling van het verbruiksniveau in de loop van een dag betrekkelijk repetitief van dag tot dag, met hogere niveaus in de winter dan in de zomer en met een jaarlijkse piek in de winter omstreeks 18.00 u, wanneer de verwarmings- en verlichtingsbehoeften toenemen. • Voor een lokaal verbruik van het “tertiaire” type is de schommeling van het verbruiksniveau min of meer repetitief tijdens de werkdagen, terwijl de dagen van het weekend veeleer een atypisch verbruikspatroon vertonen. • Een lokaal verbruik van het “industriële” type is doorgaans constanter tijdens het volledige jaar. Toch zijn er over het algemeen verbruiksdalingen tijdens de vakantieperiodes vast te stellen. Soms zijn er ook verbruiksdalingen tijdens de ploegwissels van de arbeiders te registreren. Bij energie-intensieve industriële activiteiten kan de verbruikspiek eventueel ook ‘s nachts vallen23,… De figuren 2.7 tot 2.10 illustreren de verbruikscurven voor verschillende types lokaal verbruik. Figuur 2.7 toont een curve van lokaal distributieverbruik, opgedeeld in een “huishoudelijk” en een “tertiair” verbruikstype. De drie andere figuren tonen verscheidene voorbeelden van lokale verbruikscurven van het “industriële” type. Deze verbruikscurven zijn representatief voor vier typedagen24 en illustreren de vastgestelde verschillen tussen winter en zomer enerzijds en een werkdag en een zaterdag anderzijds. Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik op vier typedagen

23 Dit fenomeen is in principe het resultaat van tariefvoordelen die van de producenten werden bedongen. 24 Winterse woensdag (27/11/2002) – winterse zaterdag (30/11/2002) – zomerse woensdag (10/7/2002) – zomerse zaterdag (13/7/2002)

44

Ontwikkelingsplan – september 2003


Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op 4 typedagen

Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op vier typedagen

Ontwikkelingsplan – september 2003

45


Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type “staaloven in nachtbedrijf” op vier typedagen

De dimensionering van het elektriciteitsnet moet zodanig worden berekend dat in de mate van het mogelijke steeds voldoende capaciteit beschikbaar is om elk lokaal verbruik te dekken, ongeacht het verbruiksniveau. Om alle mogelijke verbruiksniveaus in aanmerking te nemen, zou idealiter met probabilistische modellen moeten worden gewerkt. Deze modellen zijn op dit ogenblik echter nog onvoldoende ontwikkeld voor de volledige dimensionering van het elektriciteitsnet. Vandaar dat in dit stadium voor de deterministische methode werd geopteerd. In het kader van dit plan is deze methode gebaseerd op twee werkingspunten van het net, die op het vlak van de capaciteitsbehoeften als kritiek worden beschouwd. Het gaat hier om: • het moment van de hoogste vraag, d.w.z. “op de piek”, dat inderdaad een kritiek moment vormt op het niveau van het net; • het moment van een lagere vraag, dat ongeveer 85% van de piekvraag bedraagt en dat overeenkomt met een situatie in het tussenseizoen, dus “buiten de piek”. Bij dit werkingspunt kan men rekening houden met een maximum belasting van sommige elementen van het net ten gevolge van de mogelijkheden voor een hogere invoer “buiten de piek” en het feit dat sommige productiemachines in de lagere spanningsnetten worden uitgeschakeld. In het vervolg van dit hoofdstuk wordt onder piek verstaan: de nationale piek.

46

Ontwikkelingsplan – september 2003


De moeilijkheid van de deterministische methode schuilt in de voorspelling van elk lokaal verbruik op het ogenblik van de piek. Dit varieert immers van jaar tot jaar, gezien het in sterke mate afhankelijk is van toevallige weersomstandigheden. Van de verbruikers en distributeurs wordt verwacht dat ze verbruiksprognoses meedelen met betrekking tot de piek van hun eigen lokaal verbruik25 en de piek van de afnamepost waarop de lokale verbruikers zijn aangesloten. Op basis daarvan kunnen, ten behoeve van de dimensionering van het net, prognoses voor het lokale verbruik worden afgeleid “op de piek” en “buiten de piek”. De uitwerking van deze prognoses verloopt in meerdere fases, die hierna beknopt worden toegelicht en die in de volgende delen uitvoeriger aan bod zullen komen. Voor alle duidelijkheid wordt alleen de benadering voor de situatie “op de piek” beschreven. Ze is echter rechtstreeks overzetbaar bij de uitwerking van de prognoses van het lokale verbruik “buiten de piek”. Voor elk lokaal verbruik worden voor het afgelopen jaar en op basis van de ingezamelde observatiegegevens, twee waarden bepaald: • de maximale waarde van het afgenomen vermogen voor deze afnamepost; • de waarde van het afgenomen vermogen op datzelfde punt op het ogenblik van de piek. De verhouding tussen beide waarden levert een “participatiecoëfficiënt” in de piek op. Met behulp van deze coëfficiënt kunnen lokale verbruiksprognoses op het ogenblik van de piek worden bepaald, vertrekkend vanuit lokale verbruiksprognoses op het ogenblik van de lokale piek van elk afnamepunt zelf. Deze laatste data worden bepaald op basis van historische gegevens en intentieverklaringen van de klanten. De verkregen lokale verbruiksprognoses worden vervolgens gecorrigeerd om globaal zo goed mogelijk aan te sluiten op de prognoses van het elektriciteitsverbruik in België, die in het kader van de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau werden opgesteld.

2.2.1

ANALYSE VAN HISTORISCHE OBSERVATIEGEGEVENS De analyse van historische observatiegegevens verloopt volgens de hierna beschreven methodologie. Het komt erop aan om: • vermogensafnamegegevens uit het verleden in te zamelen en te valideren; • de afnamegegevens op de piek van de post te analyseren; • de afnamegegevens op de globale piek te analyseren; • op basis daarvan de participatiecoëfficiënt van elke belasting in de piek af te leiden. Inzameling en validering van vermogensafnamegegevens Om prognoses uit te werken met betrekking tot de verbruikstoename op elk afnamepunt van het net, moeten eerst de brutogegevens worden ingezameld en gevalideerd met betrekking tot de historiek van de vermogensafnames van elk lokaal afnamepunt en van de transformatiepost die dit afnamepunt bevoorraadt.

25 Het Technische Reglement voorziet dat de gebruiker van het net aan de beheerder van het net de beschikbare planningsgegevens met betrekking tot de 7 jaren die op het lopende jaar volgen, bezorgt. Bovendien was de procedure voor de planning van het net in het kader van de uitrustingsplannen al gebaseerd op de raadpleging van de klanten met betrekking tot hun vooruitzichten voor de verbruikspieken.

Ontwikkelingsplan – september 2003

47


Deze gegeven worden “tellingen” genoemd, zijn voor ieder kwartuur beschikbaar en zijn afkomstig van de meetpunten. Deze tellingen worden geanalyseerd om incoherenties en andere gebreken (ontbrekende waarden, uitzonderlijke waarden enz…) te detecteren. Ze worden gevalideerd en eventueel gecorrigeerd in overleg met de netgebruikers (rechtstreekse afnemers of distributeurs).

Lokaal verbruik op de piek van de transformatorpost De gevalideerde gegevens van het voorbije jaar met betrekking tot het afgenomen vermogen op elk voedingspunt van het net worden geanalyseerd. Voor elke transformatorpost wordt het ogenblik van het jaar bepaald, waarop de post het zwaarst werd belast, d.w.z. de “asynchrone piek”, in die zin dat deze zich voordoet op een ander ogenblik van de globale verbruikspiek. Vervolgens worden de bijdragen bepaald van de verschillende lokale verbruiken, die door de transformatorpost worden gevoed op het ogenblik van zijn maximale belasting, d.w.z. de asynchrone vermogens26.

Lokaal verbruik op het ogenblik van de globale piek Voor elk afnamepunt dat op het net is aangesloten, wordt ook het niveau van de vermogensafname op de globale piek bepaald, d.w.z. het “synchrone” vermogen.

Participatiecoëfficiënt Voor elk lokaal verbruik wordt de verhouding tussen de “asynchrone” en “synchrone” vermogens bepaald, hierna “participatiecoëfficiënt” in de piek genoemd.

2.2.2

“BRUTO”-PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK Lokale verbruiksprognoses op de piek van de respectieve afnamepunten Voor elke lokale verbruikersgroep die door het net wordt bevoorraad, worden er prognoses uitgewerkt van het afgenomen vermogen op het ogenblik van de piek van de post waarop de groep aangesloten is. Ze worden opgesteld op basis van het groeipercentage dat als volgt wordt geraamd: • voor het industriële segment wordt de verwachte toename van het verbruik door de eindafnemer zelf meegedeeld27; • voor het verbruik van de distributie28 bepaalt Elia, in overleg met de distributienetbeheerders, een groeipercentage dat meestal groter is dan nul.

26 Voor het huishoudelijke verbruik wordt dit aandeel herleid tot een niveau dat overeenkomt met dat wat in het geval van “normale” temperaturen zou zijn bereikt. Deze correctie wordt enkel in het geval van negatieve temperaturen doorgevoerd. Hiermee wil men een al te sterke invloed van de temperatuur op het huishoudelijke verbruik neutraliseren, om met genormaliseerde en meer representatieve waarden te kunnen werken. 27 Wanneer de gebruiker hierover geen gegevens verschaft, wordt een nulgroeipercentage gehanteerd.

48

Ontwikkelingsplan – september 2003


Lokale verbruiksprojecties op de piek Het vermogen dat tijdens de piek van de afnameposten door elke lokale verbruiksgroep wordt afgenomen, wordt met behulp van de “participatiecoëfficiënten” omgezet in afgenomen vermogen op het ogenblik van de piek.

2.2.3

“DEFINITIEVE” PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK De “bruto”-prognoses met betrekking tot het lokale verbruik worden gecorrigeerd om zo goed mogelijk aan te sluiten op de prognoses van het elektriciteitsverbruik in België, die in het raam van de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau werden opgesteld. Deze “bijsturing” gebeurt zo dat de verwachte evoluties op het vlak van lokaal verbruik verenigbaar zijn met: • de globale prognose van het nationale verbruik “op de piek” of “buiten de piek”29 ; • de sectorale streefwaarden, berekend op basis van de sectorale groeipercentages die in het gehanteerde macro-economische scenario zijn opgenomen.

2.3 DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S Zoals in het begin van dit hoofdstuk werd aangestipt, is de dimensionering van het elektriciteitsnet onder meer gebaseerd op prognoses met betrekking tot de afnames van alle lokale verbruikersgroepen, die door het net “op de piek” en “buiten de piek” worden bevoorraad. Deze gegevens worden hierna per sector gebundeld, zowel voor de twee deelperiodes van het Ontwikkelingsplan die voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden beschouwd, als voor beide verbruiksvarianten die in aanmerking zijn genomen. Vooraleer de resultaten te becommentariëren, moet de aandacht worden gevestigd op de volgende elementen. Het niveau van een lokaal verbruik in functie van het tijdstip van het jaar en de dag, nl. zijn “profiel”, vertoont aanzienlijke verschillen naargelang van het beschouwde verbruikstype: industrie, gezinnen, handel enz. Deze “desynchronisatie” komt uiteraard ook tot uiting in de overeenkomstige sectorale totalen. Bijgevolg varieert het relatieve gewicht van de verschillende sectoren in het totale verbruik naargelang van de beschouwde referentieperiode. Dit verklaart waarom het relatieve aandeel, in termen van vermogen, van elke hierna besproken sector “op de piek” of “buiten de piek” aanzienlijk verschilt van het relatieve gewicht dat aan dezelfde sectoren wordt toegekend in deel 2.1, waarin het jaarlijkse energieverbruik onder de loep wordt genomen30.

28 Vermogensafnames door de distributienetbeheerders die de eindverbruikers van de midden- en laagspanningsnetten bevoorraden. 29 Ter herinnering: er worden twee reeksen plaatselijke verbruiksprognoses opgesteld: de ene weerspiegelt de bijdragen op het moment van de piek en de andere weerspiegelt de bijdragen op het moment dat het net het minste wordt belast (buiten de piek). 30 De belangrijkste verschillen situeren zich op het niveau van het relatieve gewicht van de groep “gezinnen, tertiaire sector, klein- en middenbedrijf” enerzijds en van de industrie anderzijds. Zo weegt het verbruik van de groep,

Ontwikkelingsplan – september 2003

49


2.3.1

“KYOTO-VARIANT” Van nu tot 2006 Tegen 2006 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 14,1 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,4 GW afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden 4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,6 en 1,2 GW. In 2006 zou het vermogen, dat “buiten de piek” wordt afgenomen, 12 GW bedragen. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden hiervan 7,7 GW voor hun rekening nemen, hetzij 65% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden 3,9 GW verbruiken, of 33% van het totale vermogen. De chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie zouden met respectievelijk 1,6 en 1 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen.

Van nu tot 2009 Tegen 2009 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 14,6 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,8 GW afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden 4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie nog steeds het leeuwendeel voor hun rekening nemen met respectievelijk 1,7 en 1,1 GW. Het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, wordt in 2009 op 12,4 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden 8 GW afnemen, of 64% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden 4,1 GW of 33% van het totale vermogen verbruiken. Bij die laatstgenoemde categorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en de staalindustrie respectievelijk 1,7 en 1,1 GW voor hun rekening nemen.

“gezinnen, tertiaire sector, kleine en middelgrote ondernemingen” aanzienlijk zwaarder door op het ogenblik van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het industriële verbruik daarentegen weegt minder zwaar door op het tijdstip van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het tijdstip van de nationale piek (omstreeks 18.00 u op een winterdag) verklaart deze vaststelling, aangezien op dat ogenblik verscheidene huishoudelijke toepassingen gelijktijdig en massaal voorkomen (verlichting, bereiding van de maaltijd, verwarming).

50

Ontwikkelingsplan – september 2003


Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – “Kyoto-variant”

2.3.2

“MACRO-ECONOMISCHE VARIANT” Van nu tot 2006 Tegen 2006 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 14,7 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,8 GW afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële afnemers zouden 4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,7 en 1 GW. Het afgenomen vermogen “buiten de piek” wordt in 2006 op 12,5 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden 8,1 GW verbruiken, of 65% van het verbruikte vermogen. Het industriële verbruik zou 4 GW bedragen, of 32% van het totale vermogen. De chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie zouden met respectievelijk 1,6 en 1 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

51


Van nu tot 2009 Tegen 2009 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 15,6 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 10,4 GW afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële afnemers van hun kant zouden 4,7 GW verbruiken, of 30% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie de belangrijkste verbruikers blijven met een verbruik van respectievelijk 1,9 en 1,2 GW. Voor 2009 wordt het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, op 13,3 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 8,5 GW verbruiken of 64% van het verbruikte vermogen. De industriële afnemers van hun kant zouden 4,3 GW verbruiken, of 32% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie respectievelijk 1,8 en 1,1 GW verbruiken.

Figuur 2.12: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – “Macro-economische variant”

52

Ontwikkelingsplan – september 2003


3

Evolutie van de productie

Ontwikkelingsplan – september 2003

53


54

Ontwikkelingsplan – september 2003


3.1 EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK De uitwerking van prognoses over de evolutie van de elektriciteitsproductie is een belangrijke fase in het opstellen van het uitbreidingsprogramma van het elektriciteitsnet. Deze prognoses maken deel uit van de exogene gegevens die in de loadflow-modellen worden ingevoerd, om in een eerste fase knelpunten te lokaliseren en om vervolgens de versterkingen te bepalen die noodzakelijk zijn om de gewenste transportcapaciteit te verzekeren. Deze prognoses trachten de evolutie van het productiepark te bepalen. Ze hangen nauw samen met het energiebeleid van een land en worden dan ook hoofdzakelijk beïnvloed door keuzes die de overheid heeft gemaakt. Niettemin is de elektriciteitsproductie in een geliberaliseerde marktomgeving ook onderworpen aan de wetten van de markt en van de vrije mededinging. Artikel 3 van de wet van 29 april 1999 houdende de organisatie van de elektriciteitsmarkt belast de CREG met de uitwerking van een tienjaarlijks Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit, in samenwerking met het Bestuur voor Energie van het federale Ministerie van Economische Zaken. Dit programma moet om de drie jaar worden opgesteld. Het eerste Indicatief programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit werd in januari 2002 door de CREG ter goedkeuring aan de Minister voorgelegd. Het werd in december 2002 goedgekeurd. Het productiepark waarvan dit Ontwikkelingsplan uitgaat, is gebaseerd op: • het productiepark van Electrabel, zoals dat in 2001 in haar jaarverslag werd omschreven; • de door CPTE geleverde inlichtingen; • de buitengebruikstelling van productie-eenheden, zoals officieel meegedeeld door Electrabel in januari 2000; • verscheidene inlichtingen: − afkomstig uit het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit, waaronder met name de prognoses op het vlak van de decentrale productie; − met betrekking tot de vergunningen voor productiemiddelen, die door de CREG werden toegekend; − afgeleid uit openbare aankondigingen, zoals bijvoorbeeld het bevriezen van de ingebruikneming van nieuwe productie-eenheden op de terreinen van Arcelor in Seraing.

3.2 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE PRODUCTIEMIDDELEN 3.2.1

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

Ontwikkelingsplan – september 2003

55


3.2.2

DECENTRALE PRODUCTIE Voor de decentrale productie werkt het Indicatief Programma van de Productiemiddelen met varianten inzake investeringen in hernieuwbare energiebronnen enerzijds en investeringen in kwalitatieve warmtekrachtkoppelingsinstallaties anderzijds. Voor beide methodes van decentrale productie wordt er een “lage” en een “hoge” variant in aanmerking genomen. Wat de warmtekrachtkoppeling betreft, is er nog een derde variant beschikbaar op basis van de gewestelijke beleidsplannen.

Investeringsvarianten in hernieuwbare energiebronnen Hernieuwbare energiebronnen zijn een verzamelbegrip voor alle energie, die uit andere bronnen dan fossiele brandstoffen wordt opgewekt, met uitzondering van de kernenergie. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen beperkt het potentieel aan hernieuwbare energiebronnen in België tot de productie van windenergie en de valorisatie van biomassa, overeenkomstig de aanbevelingen van de Commissie AMPERE31. De waarden die verbonden zijn aan de “lage” variant stemmen op nationaal niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 hebben vooropgesteld, d.w.z. respectievelijk 5% en 8% van het elektriciteitsverbruik in deze Gewesten. De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, beantwoordt aan het geraamde productiepotentieel van deze energiebronnen tegen 2020, zoals dat vooropgesteld is door de Commissie AMPERE. Dit sluit aan op de nationale indicatieve doelstellingen van het Parlement en de Raad32, die de verschillende EU-lidstaten tegen 2010 moeten bereiken.

Investeringsvarianten in warmtekrachtkoppeling Het principe van de gecombineerde productie van warmte en elektriciteit bestaat erin om de energie-inhoud van de brandstof optimaal te benutten om zowel een vereiste hoeveelheid warmte op te wekken aan een gegeven temperatuur als een maximale hoeveelheid elektrische energie. De exploitatie van warmtekrachtkoppelingseenheden wordt gestuurd door de warmtevraag. Bijgevolg is de productie van elektrische energie niet gestuurd door het elektriciteitsverbruik. De “lage” variant stemt overeen met het opgestelde vermogen dat als uitgangspunt wordt gehanteerd in de studie van de Europese Commissie33, die in maart 2001 werd uitgevoerd met betrekking tot de economische evaluatie

31 Het AMPERE-verslag gaat ervan uit dat de overige hernieuwbare energiebronnen, d.w.z. waterkracht, fotovoltaïsche cellen, aardwarmte, getijdenenergie, alsook alternatieve energiebronnen (waterstof omgezet in brandstofcellen) in de loop van de komende twintig jaar slechts een marginale ontwikkeling zullen kennen. 32 Richtlijn 2001/77/EG van het Europese Parlement en de Raad van 27 september 2001 betreffende de bevordering van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt. 33 “Economic Evaluation of Sectoral Emission Reduction Objectives for Climate Change”, K. Blok, D. de Jager, C.Hendricks, maart 2001.

56

Ontwikkelingsplan – september 2003


van de doelstellingen inzake sectorale emissiebeperkingen om de klimaatsverandering het hoofd te bieden. De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, stemt overeen met het resterende nog op te stellen potentieel tegen 2020, zoals geciteerd door de Commissie AMPERE vanuit de veronderstelling van een voluntaristisch beleid, dat het moet mogelijk maken dit niveau tegen 2011 te bereiken. De variant “gewestelijke beleidsplannen” cumuleert de verschillende doelstellingen, die de Gewesten hebben voorgesteld met betrekking tot de productie van elektrische energie door kwalitatieve warmtekrachtkoppelingsinstallaties34.

3.3 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 3.3.1

CENTRALE PRODUCTIE De hypotheses inzake centrale productie worden gedefinieerd in overeenstemming met deze die in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. Ze zijn gebaseerd op het productiepark zoals Electrabel dat in 2001 in haar jaarverslag heeft omschreven en op de inlichtingen van CPTE. Ze houden ook rekening met de buitengebruikstellingen die in januari 2000 officieel door de producenten werden aangekondigd. Deze deklasseringen hebben betrekking op alle klassieke steenkoolgestookte eenheden en andere fossiele eenheden van 125 MW die in het bestaande productiepark voorkomen, met uitzondering van Rodenhuize 3. Volgende eenheden zouden buiten gebruik worden gesteld: • periode 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 en Awirs 4; • periode 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 en Ruien 4. De twee nieuwe eenheden die op de terreinen van Arcelor in Seraing waren gepland, met name twee gasturbines van telkens 44 MW die op het 70 kV-net zouden worden aangesloten, zijn voorlopig afgevoerd. Daartegenover staat dat de twee gasturbines en de stoomturbine van Le Val in Seraing met een vermogen van 450 MW in 220 kV zullen ingezet blijven. Dit vermogen zou zijn herleid tot 220 MW, indien met de twee nieuwe eenheden op de site van Arcelor werd rekening gehouden. Bovendien gaat het productieplan ervan uit dat de volgende eenheden in bedrijf zijn: • alle gasturbines met gecombineerde cyclus (STEG) die in 2000 in bedrijf waren; • alle klassieke gasgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Kallo 1 en Kallo 2, Ruien 6, Rodenhuize 4; • alle klassieke steenkoolgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Langerlo 1, Langerlo 2 en Ruien 5; • Rodenhuize 3, een klassieke steenkoolgestookte eenheid van 125 MW.

34 De cijfers zijn ook opgenomen in deel 3.3.2

Ontwikkelingsplan – september 2003

57


Ook de nieuwe eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 2005 zijn gepland, zijn in de hypotheses van het productieplan opgenomen. De onderstaande tabel 3.1 geeft een overzicht van de belangrijkste kenmerken van deze nieuwe eenheden. Tabel 3.1: Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 2005 gepland zijn

In termen van off-shore productie van windenergie zijn de hypotheses gebaseerd op officiële aankondigingen van potentiële off-shore windenergieprojecten in de Noordzee en op de hypotheses inzake hernieuwbare energiebronnen, die door de Gewesten zijn gedefinieerd en in scenario K7 van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. De hypotheses in termen van opgesteld vermogen worden in de onderstaande tabel 3.2 samengevat35. Tabel 3.2: Hypothese inzake het opgestelde vermogen van off-shore windturbineparken

3.3.2

DECENTRALE PRODUCTIE De hypotheses inzake decentrale productie worden gedefinieerd in overeenstemming met deze die door de Gewesten werden vooropgesteld. Ze

35 Wat het productieplan betreft, wordt verondersteld dat 60% van het opgestelde vermogen op de “piek” aanwezig is.

58

Ontwikkelingsplan – september 2003


zijn opgenomen in scenario “K7” van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.

Hypotheses op het vlak van hernieuwbare energiebronnen De voorspelde evolutie van de hernieuwbare energiebronnen36 is gebaseerd op de “hoge” variant van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. Deze prognoses worden in de onderstaande tabel 3.3 samengevat. Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare energiebronnen (windenergie en biomassa) in vergelijking met 2001

De verdeling tussen de windenergie en de valorisatie van de biomassa werd in het Vlaamse Gewest bepaald pro rata van de prognoses van hun respectieve evolutie tegen het jaar 2004. In het Waalse Gewest werd de verdeling gemaakt op basis van de aanvragen van studies voor de aansluiting van windturbines. Tabel 3.4 hieronder geeft de evolutiehypotheses weer voor de windenergie37 per gewest. Het saldo van de opgestelde hernieuwbare energiebronnen, namelijk het verschil tussen het park van de hernieuwbare energiebronnen en het windmolenpark, komt overeen met de valorisatie van de biomassa.

36 Uitgaande van de nationale prognoses vervat in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen werden er gewestelijke prognoses opgesteld op basis van indicatoren, die door de volgende documenten werden aangereikt: • le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (Ministère de la Région wallonne, mars 2002); • het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000). 37 Qua productieplan, op de piek beschouwt men op basis van de beschikbare gegevens over de wind een aanwezigheidspotentieel van: • 60% voor de off-shore windturbines • 37.5% voor de on-shore windturbines in het Vlaamse gewest • 34.5% voor de on-shore windturbines in het Waalse gewest

Ontwikkelingsplan – september 2003

59


Tabel 3.4: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark

Hypotheses op het vlak van warmtekrachtkoppeling De voorspelde evolutie van de investeringen in kwalitatieve warmtekrachtkoppelingsinstallaties in België steunt op de variant “gewestelijke beleidsplannen” van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. Op gewestelijk niveau zijn indicatieve waarden beschikbaar. De hypotheses inzake warmtekrachtkoppeling zijn op die gegevens gebaseerd. Tabel 3.5 bevat een overzicht van de voorspelde evolutie van de warmtekrachtkoppeling. Tabel 3.5: Evolutie van het opgestelde vermogen van warmtekrachtkoppelingsinstallaties

Hypotheses met betrekking tot de inplanting van decentrale productieeenheden De decentrale productie wordt als volgt ingeplant: • eenheden waarvoor aansluitingsaanvragen zijn ingediend, worden in het loadflow-model toegewezen aan de netknooppunten waarop ze zullen worden aangesloten;

60

Ontwikkelingsplan – september 2003


• het saldo van het vermogen, waarvan de inplanting nog niet is gedefinieerd, wordt gelijkmatig gespreid over het 70-26 kV-net in Vlaanderen en in Wallonië, om geen enkel knooppunt te bevoordelen of te benadelen.

3.4 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT De vrijmaking van de markten leidt ertoe dat tussen verschillende landen interconnectielijnen voor capaciteit ter beschikking worden gesteld voor de internationale handel in elektriciteit. De netto import van elektriciteit kende onlangs een sterke groei. De geïmporteerde elektriciteit is grotendeels uit Frankrijk afkomstig. In deze context onderzoekt het Ontwikkelingsplan ook de ontwikkelingen die nodig zijn om de mogelijkheden van België op het vlak van de import te vergroten. De maximum importniveaus die worden beschouwd, zijn de volgende: • tegen 2006: 3700 MW; • tegen 2009: 4700 MW. Het is duidelijk dat deze hoge importniveaus sterk het importpotentieel van Nederland38 beperken.

3.5 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S Op basis van de hypotheses die in deel 3.3 werden beschreven, werden er twee basisscenario’s voor het productieplan ontwikkeld, in samenhang met de eerder beschreven verbruiksscenario’s, met name de “Kyoto-variant” en de “macroeconomische variant”39. Voor ieder van deze scenario’s werden de twee termijnen van het plan beschouwd: de periode tegen 2006 en de periode tegen 2009. Uit een nadere gegevensanalyse blijkt dat beide scenario’s nauwelijks van elkaar verschillen, zowel tegen 2006 als tegen 2009. De basisscenario’s die voortvloeien uit de confrontatie van een gemiddeld basisproductiepark40 in België op de piek en het Belgische verbruik op de piek worden geïllustreerd in deel 3.5. In de delen 3.5.2 tot 3.5.5 worden de varianten beschreven van het productiepark die op deze basisscenario’s werden gebouwd. Sommige van deze varianten kunnen met de tijdsperiodes van het plan in verband worden gebracht: • de varianten die samenhangen met de openstelling van de markt, houden bijvoorbeeld rekening met de realisatietermijnen van de nodige investeringen; • de impact van het uitstel van de buitengebruikstelling van bestaande eenheden die gepland is tegen 2005-2006.

38 De onderlinge afhankelijkheid van de Belgische en Nederlandse import wordt meer in detail beschreven in hoofdstuk 4. 39 Naamgeving door het Federaal Planbureau 40 Onder gemiddeld productiepark verstaan we het productiepark waarbij in economische orde de productiegroepen opgesteld zijn, die in een normale situatie ingezet worden, met uitzondering van piekeenheden (zoals tubojets, gasturbines met open cyclus, ...)

Ontwikkelingsplan – september 2003

61


Andere zijn dan weer volledig onafhankelijk: de zoektocht naar gunstige plaatsen voor de installatie van nieuwe eenheden wordt in hoge mate bepaald door het bestaande transportnet en heeft dus weinig te maken met de tijdsperiodes van het plan. Hetzelfde geldt voor de projecten voor de nieuwe eenheden of voor het uitstellen van de buitengebruikstelling van bestaande eenheden, die worden bepaald door wijzigingen in het productiepark, waarvan de tijdsperiode onzeker blijft.

3.5.1

BASISSCENARIO’S “Kyoto-variant” – Tegen 2006 en 2009 Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, is een minimum import van 436 MW nodig tegen het jaar 2006. Het opgestelde vermogen van het productiepark41 zou – exclusief piekeenheden en met inachtneming van de aangekondigde buitengebruikstellingen – moeten volstaan tegen het jaar 2009. Deze raming is gebaseerd op de hypothese van een totale benutting, op de piek, van het opgestelde vermogen van nieuwe eenheden, van welke aard ook: klassiek, off-shore windturbines en decentraal (warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energiebronnen). De figuren 3.6 en 3.7 illustreren de scenario’s voor het productieplan die respectievelijk werden weerhouden tegen het jaar 2006 en 2009 voor de “Kyoto-variant”.

Figuur 3.6: Productieplan op de piek tot en met 2005, in MW – “Kyoto-variant”

41 De beschikbare vooruitzichten m.b.t. het productiepark zijn optimistisch: het ingezet vermogen houdt rekening met de primaire reserve maar niet met de behoeften aan secundaire reserve.

62

Ontwikkelingsplan – september 2003


Figuur 3.7: Productieplan op de piek tot en met 2008, in MW – “Kyoto-variant”

“Macro-economische variant” – Tegen 2006 en 2009 Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, zal er minstens 900 MW moeten worden geïmporteerd om het deficit van het opgestelde vermogen van het Belgische productiepark te dekken, exclusief piekeenheden en met inachtneming van de aangekondigde buitengebruikstellingen. Dit geldt zowel voor de tijdsperiode tot 2006 als voor de tijdsperiode tot 2009. De benuttingsgraad is gebaseerd op dezelfde hypothese als dewelke in het kader van het “Kyoto-scenario” wordt gehanteerd. De figuren 3.8 en 3.9 illustreren de scenario’s voor het basisproductieplan tot en met 2006 en 2009, uitgaande van de “macro-economische variant”.

Ontwikkelingsplan – september 2003

63


Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot het jaar 2006, in MW – “Macro-economische variant”

Figuur 3.9: Productieplan op de piek tegen het jaar 2009, in MW – “Macro-economische variant”

3.5.2

SCENARIO’S “VERHOGING VAN DE IMPORT” In de context van de vrijstelling van de elektriciteitsmarkten worden eveneens scenario’s voor “verhoging van de import” bestudeerd die rekening houden met hogere importniveaus dan degene die resulteren van het verschil “Belgisch productiepark – Belgisch verbruik”. Deze variant toont de ontwikkelingen van

64

Ontwikkelingsplan – september 2003


het net aan die nodig zijn om de Belgische elektriciteitsmarkt open te stellen en die minder afhankelijk te maken van het Belgische productiepark. Deze scenario’s houden rekening met realistische maximum importniveaus die mogelijk zijn gelet op de investeringen die tegen de beschouwde tijdsperiodes zouden kunnen gerealiseerd worden: • 3700 MW tegen het jaar 2006; • 4700 MW tegen het jaar 2009. De opbouw van deze scenario’s is gebaseerd op het stilleggen van de minst economische machines van het Belgische productiepark en hun compensatie door injecties op een knooppunt van een buurland. In die optiek is het importniveau de doorslaggevende parameter. Er hoeft tussen de varianten (“Kyoto” of “macro-economisch”) dan ook geen onderscheid te worden gemaakt. Doordat het Belgische importpotentieel in sterke mate afhankelijk is van het importniveau van Nederland, werd er een gevoeligheidsstudie uitgevoerd om de impact van de transit Frankrijk-Nederland te evalueren op de importmogelijkheden in België.

3.5.3

SCENARIO’S “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLINGEN” EN “STILLEGGING VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIE-EENHEDEN – 2009” Gezien de snelle wijzigingen van de economische omgeving en de veranderingen in de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België zouden de buitengebruikstellingen van productie-eenheden42 die hiervoor werden beschreven, kunnen worden uitgesteld. Dat is de reden waarom het volledig uitstellen van de aangekondigde buitengebruikstellingen ook als variant wordt overwogen voor het basisscenario tegen 2006. Bovendien zouden het kunnen gebeuren dat tegen 2009 afhankelijk van de versterking van de capaciteit van de interconnectielijnen tussen Frankrijk en België en/of de ontwikkeling van de decentrale productie, de producenten eenheden buiten gebruik zouden moeten stellen om een economische reden: de impact van de stillegging van de productie-eenheden van Kallo, Langerlo, Rodenhuize en Ruien werd geëvalueerd als een variant voor het basisscenario tegen 2009.

3.5.4

SCENARIO’S “GUNSTIGE LOKALISATIES VOOR DE EENHEDEN” In tegenstelling tot de scenario’s “openstelling van de markt”, werden als variant voor het basisgeval daarentegen scenario’s bestudeerd waarin naar gunstige locaties wordt gezocht voor de productie-eenheden in België, die de versterking van het net zoveel mogelijk beperken.

42 De lijst met de buitengebruikstellingen die in januari 2000 officieel door de producenten werden meegedeeld, vindt u in deel 3.3.1.

Ontwikkelingsplan – september 2003

65


3.5.5

SCENARIO’S “PROJECTEN VOOR NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN” De ontwikkelingen van het net die nodig zijn of die vermeden worden bij de uitvoering van gekende projecten van nieuwe grote productie-eenheden vormen een laatste variant.

66

Ontwikkelingsplan – september 2003


4

De Belgische transacties in de internationale context

Ontwikkelingsplan – september 2003

67


68

Ontwikkelingsplan – september 2003


4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 4.1.1

BELGIË IN HET MIDDEN VAN EUROPA Het Belgisch elektrisch systeem maakt deel uit van een geïnterconnecteerd systeem dat zich uitstrekt van Portugal tot Polen. De beschikbare transmissiecapaciteit op de grenzen wordt mede bepaald door de topologie van het Europese net (dit wil zeggen de werking van elementen43 die in dienst zijn en de wijze waarop ze met elkaar verbonden zijn) en de uitwisselingen tussen derde zones. Belangrijke elementen daarbij zijn de buitendienststellingen van elementen in het 380/220 kV-net, met inbegrip van transmissielijnen en belangrijke productie-eenheden zowel in eigen land als in de ons omliggende landen. Zo zal bijvoorbeeld de capaciteit op de Zuidgrens sterk beïnvloed worden door wat er op de grenzen tussen Nederland, Frankrijk, Duitsland, Zwitserland en Groot-Brittannië gebeurt. Voor België kunnen deze externe omstandigheden een zeer belangrijke invloed hebben. België ligt immers tussen landen die doorgaans veel elektrische stroom invoeren (Nederland en Duitsland) of uitvoeren (Frankrijk). De geografische positie van België in het hart van het Europese transportnet ligt aan de basis van belangrijke niet-genomineerde stromen die voor Elia een belangrijk element van onzekerheid vormen in de berekening van de uitwisselingscapaciteit met onze buurlanden. Uit ervaring weten wij dat deze niet-genomineerde44 stromen bijzonder groot zijn in de zomer en op feestdagen die enkel in een gedeelte van Europa worden gevierd. Op figuur 4.1 staan de fluxen weergegeven die voortvloeien uit een transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië. Hierbij stellen we vast dat 22 MW – of 22% van het vermogen dat van Duitsland naar Italië wordt vervoerd – doorheen België loopt. Bij een belangrijke storing in het Europese net (b.v. wanneer er onverwacht een productie-eenheid in Nederland, Duitsland of Frankrijk zou uitvallen), veranderen deze transitfluxen onmiddellijk en ingrijpend de fluxen op het Belgische net.

43 netelementen of grootschalige productie-eenheden 44 fluxen die over het net lopen zonder aan de netbeheerder meegedeeld te zijn (“nomineerd”)

Ontwikkelingsplan – september 2003

69


Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië

4.1.2

DEFINITIES De definities en berekeningmethodes die Elia toepast, zijn deze zoals bepaald door ETSO, de vereniging van Europese netbeheerders45. De definities komen vereenvoudigd neer op:

Total Transfer Capacity (TTC) De maximale capaciteit die voor uitwisseling van elektriciteit beschikbaar is tussen netten in aan elkaar grenzende geografische zones zonder dat de veiligheid van het net in het gedrang komt, en onder voorbehoud van feiten of nieuwe informatie die aan de netbeheerder wordt meegedeeld door de marktpartijen of door andere netbeheerders.

45 Op de website van ETSO (www.etso-net.org) vindt U een document waarin een volledige omschrijving wordt gegeven van de vermelde definities

.

70

Ontwikkelingsplan – september 2003


Transmission Reliability Margin (TRM) De minimale reserve waarover de netbeheerder op de transmissielijnen moet beschikken om in geval van nood andere landen waarmee zijn net direct of indirect verbonden is, te kunnen helpen.

Net Transfer Capacity (NTC) De capaciteit die beschikbaar is voor commerciële transacties.

4.1.3

METHODIEK OM DE CAPACITEITEN TE BEPALEN Om aan de markt een bepaalde NTC ter beschikking te stellen, past de netbeheerder volgend principe toe: NTC = TTC – TRM

TRM Elia reserveert gewoonlijk 250 MW op elke grens voor onderlinge internationale hulp in het kader van de exploitatieregels van UCTE (Union pour la Coordination du Transport d’Electricité). In geval dat er één of meerdere productie-eenheden in één of meerdere landen onverwacht uitvallen, wordt dit gebrek aan productie dat hieruit voortvloeit, onmiddellijk gecompenseerd door een verhoging van de productie in de centrales van alle andere geïnterconnecteerde landen. De TRMreserve laat toe om een deel van deze energie door het Belgisch net, en de andere Europese netten, te transporteren.

TTC De TTC is niet gelijk aan de som van de capaciteiten van de individuele grenslijnen per grens. De elektriciteitsstromen verdelen zich immers op een onevenwichtige wijze over de individuele onderdelen van het transmissienet. Bovendien wordt rekening gehouden met het zogenaamde N-1 criterium: het net moet nog steeds uitbaatbaar blijven wanneer er zich een onvoorziene uitschakeling voordoet. Om de TTC tussen twee netten te berekenen bepaalt iedere netbeheerder een of meerdere basisscenario's. Elk scenario komt overeen met een toestand van het elektrisch systeem zoals deze zich in de voorgaande jaren, maanden of dagen heeft voorgedaan. Elke toestand geeft op de belangrijkste elektrische verbindingen elektriciteitsstromen in functie van waar elektriciteit geproduceerd en verbruikt wordt, zowel in België als in onze buurlanden. De netbeheerder houdt voor deze landen rekening met dit deel van het elektrisch systeem dat vermoedelijk een invloed uitoefent op de verdeling van de elektrische stromen in zijn eigen net. Vertrekkend van deze scenario's worden simulaties van vermogensuitwisselingen tussen naburige zones uitgevoerd, die erop gericht zijn de elektriciteitsstromen binnen het net te evalueren, om zodoende de waarde van de “Total Transfer Capacity” of TTC te bepalen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

71


Invloed van niet-genomineerde fluxen Aangezien de netten uit continentaal Europa zeer sterk met elkaar verbonden zijn (we noemen dit "vermaasde netten") tracht de netbeheerder rekening te houden met de elektrische stromen die vermoedelijk over zijn net zullen vloeien zonder dat hij hiervan noodzakelijkerwijs vooraf op de hoogte is gebracht. Deze elektriciteitsstromen worden gewoonlijk niet-genomineerde stromen, parallelstromen of kringstromen genoemd. Zij vloeien fysisch over het net maar zijn niet aangemeld ("genomineerd") bij de netbeheerder. Zij zijn het resultaat van transportcontracten die worden gesloten tussen marktpartijen en andere netbeheerders zonder rekening te houden met de fysische realiteit. Figuur 4.2: Voorbeeld van een transit van 100 MW van Frankrijk naar Duitsland over het UCTE-net op een gegeven moment – weergave van de fysische en contractuele fluxen

Figuur 4.2 toont een commerciële transactie tussen Frankrijk en Duitsland en de door deze transactie in het volledige Europese net teweeggebrachte fluxen. Voor de beschouwde nettoestand merkt men dat 22% van het vermogen via België gaat. Dit percentage varieert op ieder moment in functie van de energie, die in ieder knooppunt van het net wordt geproduceerd en verbruikt, en van de configuratie van het UCTE-net. Het is ook interessant vast te stellen dat dezelfde fluxen zouden worden voortgebracht door twee gelijktijdige commerciële transacties: de verkoop van

72

Ontwikkelingsplan – september 2003


100 MW door Frankrijk aan Zwitserland en de verkoop van 100 MW door Zwitserland aan Duitsland. In de studies voor de netontwikkeling, gaat men ervan uit dat alle gegevens over de productie en het verbruik bekend zijn. Zij worden zowel voor België als voor de buurlanden vastgelegd. Toch gaat het hier om een ideale situatie, die men in de reële exploitatie niet aantreft. De huidige marktregels laten iedere economische marktspeler immers toe om vrij een “contractuele weg” te kiezen, die het afnamepunt met het leveringspunt van de elektriciteit verbindt. Dit verschil tussen de “contractuele weg” en de “fysische weg” geeft aanleiding tot “niet-geïdentificeerde fluxen”. Overigens kunnen ook de transacties binnen een land een invloed hebben op de fluxen in een ander land: zo stellen we regelmatig vast dat de fluxen, die doorheen België gaan, schommelen in functie van het productieplan in Duitsland of Frankrijk. De transactiecapaciteiten worden dus in hoge mate beïnvloed door de transacties en de productieplannen in alle landen van het Europese interconnectienet en vooral in de buurlanden.

Invloed van de faseverschuivers Faseverschuivers maken het mogelijk de energietransporten op hoogspanningslijnen continu tussen bepaalde waarden te regelen. Bij een juiste inplanting van meerdere faseverschuivers, b.v. op de verbindingslijnen tussen België en Nederland wordt het mogelijk de niet-geïdentificeerde fluxen in belangrijke mate te beperken. Hierdoor kunnen de marges tussen de fysisch beschikbare transmissiecapaciteiten en deze, die aan de markt onder bedrijfszekere omstandigheden kunnen toegekend worden, beperkt worden. Dit voorstel wordt in het hoofdstuk 7 verder ontwikkeld.

4.1.4

METHODE VOOR DE SIMULATIE VAN TRANSACTIES De studies in verband met de netontwikkeling zijn gebaseerd op de simulatie van de fluxen doorheen het net. Daarvoor moeten ze zich baseren op de gegevens van alle transacties tussen de landen die deel uitmaken van het UCTE46-net. De beheerders van de nationale netten beschikken niet over al deze gegevens. Daarom wordt het referentie UCTE-net wel beschouwd als een realistische startsituatie. Hierin vindt men de import- of exportsaldo’s per land, die overeenkomen met een werkingspunt47 tijdens de winter. Teneinde beter de onzekerheid te beheren van de gegevens over de internationale transacties en van de evolutie van de elektriciteitsnetten in de buurlanden, worden er studies voor de netontwikkeling uitgevoerd met behulp van scenario’s die heel uiteenlopende toestanden simuleren. De simulaties leveren, voor iedere bestudeerde toestand, de elektriciteitsfluxen op de belangrijkste elektrische verbindingen op in functie van de respectieve lokalisatie van de productie en het verbruik van elektriciteit, en dit zowel in België als in de buurlanden.

46 Union of the Coordination of Transmission of Electricity 47 Het concept van het werkingspunt wordt in hoofdstuk 5 gedetailleerd beschreven (deel 5.1.2)

Ontwikkelingsplan – september 2003

73


Bij de simulatie van een transactie tussen twee landen wordt de productie in het importerende land verlaagd door een aantal productie-eenheden stil te leggen en de productie in het exporterende land verhoogd. Het exporterende net wordt vaak voorgesteld door één enkel knooppunt, dat dan met de term “compensatieknooppunt” wordt aangeduid. Naargelang van de knooppunten die hierbij worden gekozen, verdelen de fluxen zich op verschillende manieren. Zo stellen we bij een exporttransactie van Frankrijk naar België het volgende vast: • een stijging van de productie in het oosten van Frankrijk (Vigy) zet de 380 kVverbinding tussen Lonny en Achène meer onder druk dan de verbinding tussen Avelgem en Avelin; • een stijging van de productie in het westen van Frankrijk heeft het tegenovergestelde effect. Een voorbeeld: wanneer er vanuit Frankrijk 100 MW naar België moet worden geïmporteerd, variëren de fluxen over de zuidgrens, van 75 tot 62% (en 25 tot 38% voor de noordgrens) naargelang van het feit dat de productie in het westen of in het oosten van Frankrijk gecompenseerd wordt.

4.1.5

BEREKENDE TRANSACTIECAPACITEITEN De door de studies voor netdimensionering bepaalde transactiecapaciteiten zijn maximumwaarden. Zij worden immers berekend voor een werkingspunt tijdens de winter, d.w.z. op een moment dat het volledige net in dienst is en met producties en verbruiken die duidelijk bepaald zijn in de landen van de UCTE. Bij een normale exploitatie worden deze voorwaarden bijna nooit vervuld: • er zijn wijzigingen in de netconfiguratie veroorzaakt door de buitendienststelling van elementen door incidenten of werkzaamheden; • het werkelijke productiepark verschilt van het referentieproductiepark; • de verbruikswaarden wijken af van de weerhouden prognoses; • de netbeheerder voorziet een marge om niet-geïdentificeerde fluxen te kunnen opvangen.

4.1.6

VALORISATIE VAN HET BLINDVERMOGEN De contracten die tussen de verschillende marktspelers werden afgesloten, hebben alleen betrekking op het actieve vermogen. Het transport kan echter niet gebeuren zonder een degelijke spanningshuishouding, meer bepaald door het beheer van het blindvermogen. Het is dan ook absoluut nodig om mechanismen te voorzien voor de valorisatie van de blindenergie.

4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN Het Belgische net is gelegen tussen landen die gewoonlijk veel elektrische energie importeren (Nederland, Duitsland) of exporteren (Frankrijk). Bovendien zijn het Belgische en het Nederlandse erg afhankelijk van elkaar: op de noordgrens van België doet zich eerder zelden een congestie voor, terwijl dat bij de zuidgrens wel vaak het geval is. Bovendien heeft de bewuste keuze van

74

Ontwikkelingsplan – september 2003


Nederland, om een groot deel van haar elektriciteitsverbruik door import te dekken, rechtstreekse gevolgen voor het Belgische net. Aan de zuidgrens van België beschikt Frankrijk tegenwoordig over belangrijke overschotten in de elektriciteitsproductie, die zo goed mogelijk op de Europese markt worden gevaloriseerd. Deze situatie, in combinatie met de wil van Nederland om zoveel mogelijk elektriciteit te importeren, veroorzaakt een belangrijke transit tussen Frankrijk en Nederland. Deze transit gaat uiteraard deels via België. Onder meer in samenwerking met TenneT en RTE werden studies uitgevoerd om de limieten van het interconnectienet te bepalen als nog meer elektriciteit door België en Nederland geïmporteerd wordt. In de volgende delen vindt u de belangrijkste conclusies van verscheidene studies: • studies over de elementen die de transacties op de netten in de Beneluxlanden beperken. Deze studies werden gezamenlijk met TenneT uitgevoerd voor de situatie in 2003, dus zonder versterking van de interconnectielijnen tussen Frankrijk en België; • een gevoeligheidsstudie over de invloed van de flux tussen het Verenigd Koninkrijk en Frankrijk op het potentieel van België om elektriciteit vanuit Frankrijk te importeren; deze gevoeligheidsstudie werd uitgevoerd in het kader van de studie voor de versterking van de interconnectielijnen tussen Frankrijk en België tegen het jaar 2006, met versterking van de interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens; • een studie over de invloed van de lokalisatie van het compensatieknooppunt (een knooppunt dat de herkomst van de geïmporteerde elektriciteit kenmerkt) op de verdeling van de fluxen over de interconnectielijnen. Deze studie werd uitgevoerd voor het jaar 2009.

4.2.1

VRAGEN IN VERBAND MET DE IMPORT Onderlinge afhankelijkheid van de transactie op het net in de Benelux Doordat de nationale netten zo sterk met elkaar gekoppeld zijn, kunnen de respectieve importniveaus van België en Nederland uit het Zuidoosten van Europa niet afzonderlijk van elkaar worden beschouwd. Vanuit het oogpunt van de import moet het net van de Benelux-landen dan ook als één geheel worden beschouwd. Als de interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens niet worden versterkt, bedraagt de importcapaciteit van de Benelux tegen het jaar 2003 48 vanaf het Zuidoosten van Europa 49 6.000 MW rekening houdend met het criterium “n-1”50.

48 De situatie van het Belgische net tegen het jaar 2003 wordt in hoofdstuk 6 beschreven. 49 Men aanvaardt overbelastingen tot 10% op de lijnen, wat overeenkomt met de seizoensgebonden capaciteit die voor de winter werd bepaald. 50 Het criterium “n-1” wordt nader toegelicht in hoofdstuk 5.

Ontwikkelingsplan – september 2003

75


Invloed van de herkomst van de import De studies over de limietwaarden van het net ten opzichte van potentiële extra import van België en Nederland beschouwden verschillende lokalisaties in Frankrijk, Zwitserland, Duitsland en Polen. Hieruit vloeit voort dat het herkomstland van de elektrische energie, de importcapaciteit als volgt beïnvloedt: • in de meeste gevallen doen er zich congesties voor aan de zuidgrens van België; • als de Franse productie eerder in het westen dan in het oosten van Frankrijk is geconcentreerd, doen de problemen zich eerder voor op de verbinding Avelgem-Avelin dan op Moulaine-Aubange; • op de Belgisch-Nederlandse interconnectielijnen (de lijnen Zandvliet-Borssele, Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht en Meerhout-Maasbracht) worden zelden congesties vastgesteld. Als erg grote hoeveelheden elektriciteit van Duitsland naar de Benelux worden geïmporteerd, worden de verbindingen Maasbracht (NL) - Siersdorf (D) en Maasbracht (NL) - Rommerskirchen (D) knelpunten, ondanks het feit dat op de Duits-Nederlandse grens in Meeden en Gronau faseverschuivers werden geïnstalleerd. Op figuur 4.3 worden de verschillende interconnectielijnen, waarvan hierboven sprake is, weergegeven. Figuur 4.3: Interconnectielijnen van het Belgisch net met de buurlanden

76

Ontwikkelingsplan – september 2003


4.2.2

VRAGEN IN VERBAND MET ANDERE DOORSLAGGEVENDE TRANSACTIES Invloed van transacties tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk Hoewel we uit historische gegevens kunnen afleiden dat het Verenigd Koninkrijk meestal ongeveer 2.000 MW elektriciteit vanuit Frankrijk importeert, zien we ook steeds vaker dat die fluxen in de tegenovergestelde richting gaan. Wanneer de fluxen in omgekeerde richting gaan door de internationale gelijkstroomverbinding tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk (import van 1.000 MW door Frankrijk vanuit het Verenigd Koninkrijk), wordt het net in het noorden van Frankrijk en op de as Avelgem-Avelin zwaarder belast. In deze toestand wordt de importcapaciteit van België beperkt met ongeveer 500 MW op de piek en met ongeveer 900 MW buiten de piek in vergelijking met de situatie waarbij er 2.000 MW naar Groot-Brittannië wordt geëxporteerd.

Invloed van de transacties tussen Frankrijk en Duitsland De transacties tussen Frankrijk en Duitsland beïnvloeden de transits in het net van de Benelux. Transacties, die in dezelfde richting worden uitgevoerd als de Belgische of de Nederlandse import, verminderen de importcapaciteit van België.

4.3 HET EUROPEES INTERCONNECTIENET Ontwikkeling van het Europees interconnectienet Elke netbeheerder ziet de ontwikkeling van de internationale verbindingen in het kader van de behoeften van zijn net en van zijn markt. Het is niettemin nodig dat alle ontwikkelingen van de verschillende landen ergens gecoördineerd zouden worden. Deze taak wordt gedeeltelijk opgenomen door de Europese Commissie, die nog onlangs in een beslissing de interconnecties vastgelegd heeft die prioritair voor Europa moeten ontwikkeld worden51.

Beheer van de congesties Een Ontwikkelingsplan heeft niet de opdracht om de marktmechanismen te bespreken, die nodig zijn om de beschikbare capaciteiten op een billijke manier te verdelen, allereerst tussen de netten van de verscheidene landen en dan tussen de marktspelers. Niettemin moet men beseffen dat versterkingen van internationale verbindingen weinig zin hebben, als ze niet door aangepaste mechanismen begeleid worden. Zo worden binnen ETSO gedetailleerde voorstellen bestudeerd en uitgewerkt, om de beschikbare transactiecapaciteiten tussen netten op een economisch doeltreffende manier uit te baten (bijvoorbeeld: de gecoördineerde veiling van beschikbare capaciteiten). Geïnteresseerden kunnen de documenten raadplegen

51 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.

Ontwikkelingsplan – september 2003

77


die op website van ETSO ter beschikking gesteld worden, die al op deel 4.1.2 vermeld werd.

78

Ontwikkelingsplan – september 2003


5

Criteria voor de ontwikkeling van het transmissienet

Ontwikkelingsplan – september 2003

79


80

Ontwikkelingsplan – september 2003


De eerste stap in de dimensionering van het net bestaat erin knelpunten op te sporen. Dit zijn kritieke punten, waar de technische ontwikkelingscriteria niet langer gerespecteerd worden bijvoorbeeld omwille van de evolutie van: • het elektriciteitsverbruik; • het productiepark; • de internationale transacties. Zodra deze kritieke punten opgespoord zijn, worden de netversterkingen bepaald, die noodzakelijk zijn om de vereiste capaciteit te blijven waarborgen. Hiervoor wordt – naast technische parameters – eveneens rekening gehouden met zowel economische criteria als met de impact van de netinvesteringen op het leefmilieu. Dit moet uiteindelijk leiden tot de beste oplossing voor de gemeenschap.

5.1 TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET TRANSMISSIENET

5.1.1

BESCHRIJVING VAN HET LOAD-FLOWMODEL Om een model te ontwikkelen van een elektriciteitsnet worden verscheidene berekeningsinstrumenten gebruikt: • een loadflow-model; • een berekeningsmodel voor het kortsluitvermogen52 in elk knooppunt van het net; • een model voor de statische en dynamische stabiliteit van het net53; • een model voor de spanningsstabiliteit54. Het model voor het verloop van de fluxen dient om een simulatie te maken van de load-flows op een of meer specifieke werkingspunten55. Een werkingspunt wordt gekenmerkt door een bepaalde netconfiguratie, een bepaalde samenstelling van het productiepark, een bepaalde import- en transitsituatie en een zeker belastingsniveau voor elk totaal verbruik. Om een netmodel uit te werken moeten een aantal gegevens bekend zijn over: • de netelementen en de wijze waarop ze met elkaar geschakeld zijn; • de injectiebronnen in het net: met name de productie-eenheden en de elektriciteitsimport; • de lokale verbruiken en afnames op het net. In de delen 5.1.1 tot 5.1.3 hierna wordt dieper ingegaan op de hiertoe noodzakelijke gegevens.

52 Het kortsluitvermogen is een conventionele waarde gelijk aan het product van de nominale spanning en de kortsluitstroom (de stroom ontstaan bij een rechtstreekse aarding van de drie fasen). 53 Onder de statische en dynamische stabiliteit van een net wordt verstaan de mate waarin dat net in staat is om de synchrone werking van de productie-eenheden te waarborgen, zowel bij lichte als zware storingen. 54 Met het model voor de spanningsstabiliteit kan worden nagegaan of de spanningsdalingen veroorzaakt door de energietransfers tussen de knooppunten van het net, zelfs bij een incident, binnen aanvaardbare normen blijven. 55 Het begrip “werkingspunt” wordt gedetailleerd omschreven in het vervolg van dit hoofdstuk, in deel 5.1.2

Ontwikkelingsplan – september 2003

81


Netmodel Het net beheerd door Elia Voor de berekening van de load-flows is een databank nodig die de karakteristieken van alle netelementen op de spanningsniveaus van 380 kV tot 26 kV omvat, met inbegrip van hun schakelschema. Deze gegevens omvatten de elektrische kenmerken (weerstand, inductantie, capaciteit,…) van elk netelement, alsook hun werkingslimieten (nominaal vermogen, kortsluitvastheid,…). De buitenlandse netten Het Belgische net maakt onlosmakelijk deel uit van een groter geheel: het UCTE-net en de daarmee verbonden netten. Een analyse van de werking van het Belgische net dient dan ook rekening te houden met deze buitenlandse netten. De gegevens over deze netten worden verzameld volgens de procedures vastgelegd in onderling overleg tussen de verschillende netbeheerders en uitgewerkt binnen de UCTE. Zo geven de verschillende landen geen volledig beeld van hun netten, maar een vereenvoudigde voorstelling. Voor de delen die de interconnectiefluxen slechts in beperkte mate beïnvloeden, wordt een equivalent schema gebruikt. Elia maakt nog een verdere vereenvoudiging van dit Europese net: enkel een kring rondom België wordt volledig voorgesteld; de rest van Europa wordt sterk geschematiseerd. Voor de berekeningen gebruikt Elia altijd de meest recente configuratie van het UCTE-net.

Model van het productiepark en van de import Belgisch productiepark Het model voor de load-flows in het elektriciteitsnet maakt ook gebruik van een aantal gegevens over de productie-eenheden, met name hun nominaal vermogen, hun kortsluitinductantie, hun statisme voor actieve vermogen en voor blindvermogen hun werkingsgebied en hun werkingspunt. Import van elektriciteit Wanneer de productie en het verbruik in het Belgische systeem niet in evenwicht zijn, voorziet het programma compensatie vanuit een knooppunt, dat voor een vrij neutrale verdeling van de fluxen over de Frans-Belgische en de Nederlands-Belgische grenzen zorgt56.

56 Indien nodig worden ook varianten onderzocht.

82

Ontwikkelingsplan – september 2003


Model van de afnames De berekening van de load-flows gebeurt op basis van een voorstelling van de afnames opgetekend in elk te onderzoeken knooppunt van het net voor het betreffende werkingspunt. Behalve indien expliciet anders voorzien, wordt de voeding van een netgebruiker altijd afgebeeld met een hoofdvoeding en slechts één hulpvoeding.

5.1.2

METHODES VOOR DIMENSIONERING Bij de traditionele methodes wordt het net gewoonlijk op basis van de “belastingspiek” gedimensioneerd. Met belastingspiek wordt bedoeld: • bij de dimensionering van de 380 kV- tot en met 150 kV-netten: de nationale belastingspiek, die overeenstemt met het maximaal opgevraagd vermogen in de loop van een jaar57; • bij de dimensionering van de netten met een lagere spanning dan 150 kV, namelijk deze op 70 kV t.e.m. 26 kV: de belastingspiek voor de invloedzone van het bestudeerde lokale net58; • bij de dimensionering van de aansluiting van verbruikers: de lokale belastingspiek59. Om rekening te houden met werkingscondities, waar bepaalde netelementen en/of productie-eenheden buiten bedrijf zijn wegens onderhoud, bepaalt men een werkingspunt “buiten de piek”. Het is immers nuttig om de belastingen voor dit werkingspunt te verifiëren waarvoor in principe: • de import- en/of transitvolumes hoger60 liggen dan bij de “nationale piek”; • de nominale capaciteiten van de netelementen verlaagd zijn ten opzichte van de omstandigheden tijdens de winter. Het werkingspunt “buiten de piek” wordt conventioneel bepaald als het dagelijkse punt op een moment van het jaar waarop het verbruik zo ver is gedaald dat het gevraagde vermogen nog 85% bedraagt van de nationale verbruikspiek. Overigens kunnen er zich voor een bepaald werkingspunt (“op de piek” of “buiten de piek”) verschillende toestanden van het net voordoen, die allemaal kunnen worden onderzocht. Zo onderzoekt men enerzijds de verschillende werkingspunten van het net in zijn toestand van “volledige beschikbaarheid”, d.w.z. wanneer alle elementen van het net en alle productie-eenheden in de bestudeerde situatie beschikbaar zijn. Anderzijds onderzoekt men ook die werkingspunten in het net in toestanden die met de term “toestand met

57 In de Noord-Europese landen valt de nationale belastingspiek gewoonlijk tijdens een koude, donkere periode. Waar een intensief beroep wordt gedaan op airconditioning, zoals bijvoorbeeld in Californië, verplaatst de nationale belastingspiek zich naar de zomer, tijdens hittegolven. 58 De belastingspiek van een bepaalde zone ligt gewoonlijk hoger dan de belasting van deze zone op het ogenblik van de nationale belastingspiek Het tijdstip van de belastingspiek van lokale netten is afhankelijk van de aard van de belastingen aangesloten op dit net. 59 De netgebruiker is in principe als enige verantwoordelijk voor de prognose van de waarde en het tijdstip van zijn individuele belastingspiek. De netbeheerder controleert alleen of de gegeven voorspellingen plausibel zijn. 60 Het potentieel aan productie tegen lage kost is in onze buurlanden immers hoger buiten de piek dan op de piek.

Ontwikkelingsplan – september 2003

83


incidenten” wordt aangeduid en die worden gekenmerkt door het verlies van netelementen en/ of productie-eenheden. De volgende delen geven een omschrijving van de werkingspunten en toestanden van het net die voor de simulaties worden weerhouden.

Beschrijving van de geanalyseerde werkingspunten Het net wordt bestudeerd “op de piek” en “buiten de piek”. Bij het onderzoek van het werkingspunt “buiten de piek” wordt rekening gehouden met drie verschillende werkingspunten: • het basiswerkingspunt “buiten de piek”; • twee andere werkingspunten “buiten de piek” die toelaten de impact te onderzoeken van de onbeschikbaarheid wegen onderhoud van volgende elementen: - de grootste eenheid van de zone en - ieder element (lijnen of transformator) van het 380 kV-net dat deel uitmaakt van het interconnectienet. Voor elk werkingspunt (“op de piek” en “buiten de piek”), worden er verschillende varianten voor de transit over het net onderzocht. In alle gevallen wordt het evenwicht tussen de productie en het verbruik op het compensatieknooppunt hersteld. Werkingspunt “op de piek” Op de piek wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van het productiepark beschikbaar zijn61. Het productieplan62 wordt door de producenten opgesteld. Indien dit niet beschikbaar is, maakt de netbeheerder zelf een economische stapeling op basis van de beschikbare gegevens en de gekozen hypotheses. Zo worden alleen eenheden ingezet die in normale omstandigheden werken, zonder de piekeenheden, zoals turbojets, gasturbines in open cyclus,... Basiswerkingspunt “buiten de piek” “Buiten de piek” wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van het productiepark beschikbaar zijn, net zoals “op de piek”. Het beschouwde productieplan is hetzelfde als het plan dat werd omschreven voor het werkingspunt op de piek. De werkingspunten van de eenheden zijn zo aangepast, dat de productie met het verbruiksniveau in evenwicht wordt gebracht.

61 Bij de piek onderzoekt men geen situaties met geprogrammeerde onbeschikbaarheden. 62 Het Productieplan bepaalt de keuze van de productie-eenheden in dienst

84

Ontwikkelingsplan – september 2003


Werkingspunt “buiten de piek”, waarbij de grootste eenheid van de zone niet beschikbaar is Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt de TNB werkingspunten uit waarbij de grootste eenheid van de zone niet beschikbaar is. Voor die werkingspunten vervangt men in principe de stilgelegde productie-eenheid door één of meer productie-eenheden die niet worden gebruikt in het productieplan voor het basiswerkingspunt “buiten de piek”63. Werkingspunt “buiten de piek” met onbeschikbare elementen in het 380 kV-net Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt het TNB werkingspunten uit waarbij 380 kV-netelementen – lijnen of transformatoren – niet beschikbaar zijn. Indien nodig wordt het productieplan aangepast, zodat het element in kwestie buiten dienst kan worden gesteld. Transitvarianten Op basis van de werkingspunten “op de piek” en “buiten de piek” zonder onbeschikbaarheid, onderzoekt men in de mate van het mogelijke de impact van verschillende niveaus van transitfluxen via ons net – bijvoorbeeld tussen Frankrijk en Nederland.

Beschrijving van de onderzochte toestanden Op een bepaald werkingspunt kunnen zich verscheidene te onderzoeken nettoestanden voordoen: • de gezonde toestand: een ideale toestand waarin alle voorziene netelementen en productie-eenheden in bedrijf zijn; • alle toestanden met “enkelvoudig incident”, gekenmerkt door het verlies van één element (netelement of productie-eenheid); • alle toestanden met “dubbel incident”, gekenmerkt door het verlies van één productie-eenheid in combinatie met ofwel een andere productie-eenheid ofwel een netelement; • alle toestanden met incident op een 380 kV-railstel. Gezonde nettoestand De gezonde toestand is een ideale toestand waarin alle netelementen en productie-eenheden beschikbaar worden geacht, behalve de elementen, die volgens de planning uitdrukkelijk als buiten dienst worden voorzien. Voor ieder bestudeerd werkingspunt wordt het net op de meest efficiënte manier uitgebaat zowel wat de onderlinge schakeling van de verscheidene netelementen64 als de spanningsregeling65 betreft.

63 Men aanvaardt dat er verplichte productie-eenheden zijn. 64 De schakeling van de netelementen behelst: • het aansluiten van de netelementen op één of ander railstel; • de werking van de railstellen in gekoppelde of ontkoppelde toestand; • de buitendienststelling van bepaalde verbindingen (openen van de verbindingen aan één of andere kant). 65 De spanningsregeling betekent: • inzetten van de blindvermogenproducties:productie-eenheden, condensatorbatterijen, Static Var Compensator,...; • instellen van de stappenregelaars op de transformatoren.

Ontwikkelingsplan – september 2003

85


De gezonde toestand geldt als basistoestand voor alle andere toestanden, die het gevolg zijn van incidenten, zoals hierna beschreven. De nettoestanden bij “enkelvoudig incident” Met “enkelvoudig incident” of “N-1 incident” wordt bedoeld het verlies van één productie-eenheid of één netelement66: bovengrondse lijn, ondergrondse kabel, transformator, condensatorbatterij, enz. Voor de simulatie van de enkelvoudige incidenten worden alle elementen van het Belgische net in aanmerking genomen. Ook de elementen van buitenlandse netten die door hun nabijheid in geval van incident een belangrijke invloed op het Belgische net kunnen hebben, worden in incidentsimulaties opgenomen. In de simulatie van een enkelvoudig incident is het niet toegestaan om het even welke schakeling uit te voeren om de gevolgen67 van dat incident te beperken. De nettoestanden bij “dubbel incident” Een “dubbel incident” of “N-2 incident” wordt gekenmerkt door het verlies van twee elementen: één productie-eenheid, ofwel samen met een andere productie-eenheid ofwel met één netelement. Deze benadering is gerechtvaardigd, omdat het waarschijnlijker is dat een productie-eenheid onbeschikbaar wordt dan een netelement. Vermits het weinig waarschijnlijk is dat zich simultaan twee netincidenten voordoen, wordt voor de simulatie het volgende schema gehanteerd: • het eerste incident is het verlies van een productie-eenheid; • een enkelvoudige schakeling68 is toegestaan om de bedrijfszekerheid te herstellen; • het tweede incident is ofwel een productie-eenheid ofwel een netelement. In het Belgische net wordt nooit het “mastincident” beschouwd: er wordt dus verondersteld dat de verscheidene draadstellen of circuits, die op dezelfde masten aangelegd zijn, niet samen kunnen uitvallen. Dit valt te rechtvaardigen door de zeer lage waarschijnlijkheid van dergelijk incident. De nettoestanden bij “incidenten met railstellen” in 380 kV Een “railstelincident” verwijst naar het verlies van een railstel in een 380 kVpost. Een railstel wordt hierbij in de strikte zin gedefinieerd, d.w.z. als een railsgedeelte zonder vermogenschakelaar.

66 Met uitzondering van railstellen die afzonderljik behandeld worden. 67 In de 36 kV en 30 kV-netten wordt niettemin een uitzondering gemaakt voor automatische schakelingen tengevolge van het verlies van een netelement. Deze schakelingen worden door een automaat uitgevoerd zonder enige menselijke tussenkomst. 68 Een enkelvoudige schakeling is een schakeling die alleen van de verloren productie afhankelijk is en niet van de nettopologie en die verbonden is aan het verlies van de productie: • door het openen of sluiten van één vermogenschakelaar; • door de overschakeling van één netelement van een railstel op het andere in een HS-post die met gescheiden railstellen wordt geëxploiteerd; • door het verhogen of verlagen van de productie van blindvermogen op een productie-eenheid.

86

Ontwikkelingsplan – september 2003


Combinaties van werkingspunten en toestanden De werkingspunten “buiten de piek” met onbeschikbaarheid van 380 kVnetelementen worden uitsluitend onderzocht voor de gezonde toestand en voor de enkelvoudige incidenten. Alle andere beschouwde werkingspunten van het net worden onderzocht voor de gezonde toestand en voor alle toestanden ten gevolge van een enkelvoudig incident, een dubbel incident en een incident met railstellen.

5.1.3

ONTWIKKELINGSCRITERIA De werking van een elektrisch net wordt door verschillende parameters gekenmerkt: • de waarden van de fluxen op het net, namelijk: − de fluxen, die bepaalde toelaatbare drempels niet mogen overschrijden; − de spanningsniveaus in elk knooppunt van het net, die binnen een gegeven bereik rond de nominale waarde moeten blijven; − de productie van de eenheden, die binnen het voorziene werkingsdomein moet blijven, zowel op het vlak van actief vermogen als van blindvermogen; • het kortsluitvermogen; • de stabiliteit van het net tegenover een spanningsinstorting; • de dynamische en statische stabiliteit. Voor elke nettoestand zijn grenswaarden vastgelegd voor elk van deze parameters. Een net beantwoordt aan de ontwikkelingscriteria als voor de onderzochte toestand de waarden van alle parameters in alle loadflowsimulaties onder de limietwaarden of binnen het vooropgestelde bereik blijven.

De parameters van de netfluxen De parameters, die het verloop van de netfluxen bepalen, zijn de stromen in elk netelement, de waarde van de spanning in elk knooppunt en de behoeften aan blindvermogen. Transportcapaciteit en het overschrijden van die capaciteit De transportcapaciteit van een bovengrondse lijn of een ondergrondse kabel wordt gekenmerkt door de nominale stroom, deze van een transformator door zijn nominaal vermogen. De nominale stroom of het nominaal vermogen zijn vastgelegd in overeenstemming met de geldende normen, en dit voor welbepaalde omstandigheden inzake omgevingstemperatuur en andere externe factoren. Zo wordt voor bovengrondse lijnen rekening gehouden met de windsterkte en de zonnestraling en voor ondergrondse kabels met de wijze van aanleg, alsook met de thermische weerstand van de grond. Voor bepaalde incidenttoestanden worden grotere marges aanvaard tegenover de verschillende limietwaarden, om rekening te houden met het buitengewoon karakter van het incident. De toelaatbare capaciteit schommelt met de seizoenen; bij de analyse van een toestand wordt met deze schommelingen rekening gehouden. De capaciteit van

Ontwikkelingsplan – september 2003

87


een netelement is beperkt door zijn opwarmingslimiet. Deze limiet is zelf rechtstreeks afhankelijk van de omgevingstemperatuur. Op dit ogenblik worden alleen voor de bovengrondse lijnen seizoengebonden capaciteiten toegepast69. Spanningsniveau De spanning tussen twee knooppunten in het net moet binnen een toelaatbaar werkingsgebied blijven. Dit werkingsgebied is breder voor toestanden ten gevolge van een dubbel incident of een incident met railstellen dan voor de gezonde toestand en de toestanden ten gevolge van een enkelvoudig incident. Productie van blindvermogen De productie van blindvermogen van de eenheden moet binnen een aanvaardbaar werkingsgebied70 blijven, tussen een maximum en een minimum waarde. De gekozen aanpak bestaat erin de producties van blindvermogen te laten regelen via de spanningsregelaars van de productie-eenheden en erop toe te zien dat ze binnen het toelaatbare bereik71 blijven.

Driefasig kortsluitvermogen Het driefasig kortsluitvermogen wordt beperkt door de bestaande uitrustingen in de HS-posten. Bovendien leggen de Technische Reglementen maximale ontwerpwaarden op voor de verscheidene spanningsniveaus. Met ontwikkelingsberekeningen wordt nagegaan of de berekende kortsluitstromen in geen enkel knooppunt de grenswaarden van het Technisch Reglement overschrijden. Indien de ontwerpwaarden van bepaalde uitrustingen in een HS-post overschreden worden, moeten oplossingen worden gezocht, ofwel om de waarden van de kortsluitstromen in dat knooppunt te verminderen, ofwel om de uitrustingen te vervangen die deze beperkingen veroorzaken.

Spanningsstabiliteit Door de sterke vermazing van het Belgische net en de strenge spanningscriteria is het risico van een spanningsinstorting voor de onderzochte toestanden zeer laag, maar de spanningsstabiliteit wordt niettemin gecheckt.

69 Voor de ondergrondse kabels wordt geen rekening gehouden met seizoengebonden capaciteiten daar de grondtemperatuur op de diepte van de kabels weinig aan seizoenschommelingen onderhevig is. De mogelijkheid wordt onderzocht om voor de transformatoren seizoengebonden capaciteiten in te voeren. 70 Het werkingsgebied hangt af van verscheidene parameters: het geleverde actieve vermogen, de koelingsvoorwaarden, de spanning op de alternator. In de huidige omstandigheden wordt enkel met de eerste parameter rekening gehouden. 71 In het alternatief wordt ervan uitgegaan dat de spanningsregelaar de productie van blindvermogen binnen het regelbereik houdt en dat er dus geen risico bestaat dat de maximum- of minimumdrempels ooit worden overschreden. Dit kan men voorstellen via het load-flowberekeningsmodel. Het volstaat de spanning te controleren wanneer de productie van blindvermogen de maximum- of minimumdrempel bereikt.

88

Ontwikkelingsplan – september 2003


Dynamische stabiliteit Studies over de dynamische stabiliteit worden uitgevoerd bij: • de aansluiting van belangrijke productie-eenheden; • belangrijke structurele wijzigingen in het net. De dynamische stabiliteit van het net wordt toereikend geacht als geen enkele productie-eenheid het synchronisme verliest bij een driefasige kortsluiting op het interconnectienet, en op voorwaarde dat de fout uitgeschakeld wordt binnen de tijdspanne die in het Technisch Reglement is vastgelegd.

5.1.4

STANDAARDINFRASTRUCTUUR EN -UITRUSTING Wanneer het net niet aan de criteria inzake dimensionering voldoet, wordt het versterkt met standaardinfrastructuur en -uitrusting72. De gegevens voor de infrastructuur en uitrusting, die in de simulaties voor de ontwikkeling van het net worden gebruikt, stemmen overeen met de kenmerken van de standaardinfrastructuur en –uitrusting die thans op het terrein worden gebruikt.

5.1.5

VOORZIENE EVOLUTIES INZAKE DE LOAD-FLOWMODELLEN Vandaag is de methodologie voor de dimensionering van het net gebaseerd op deterministische criteria. Dit onderzoek kan worden vervangen door een probabilistische analyse, uitgebreid met een aantal – over het hele jaar verspreide – werkingspunten. Deze werkingspunten moeten dan rekening houden met: • verscheidene toestanden van het productiepark; • belastingsniveaus, die de evolutie over het hele jaar weerspiegelen; • nettoestanden waar meerdere netelementen buiten dienst zijn; • verscheidene internationale transitfluxen. Deze probabilistische aanpak kan een beter zicht geven op de netontwikkeling dan de huidige benadering met een beperkt aantal typische werkingspunten en toestanden. Deze methode vereist echter het verzamelen van een massa gegevens en de simulatie van een zeer groot aantal werkingspunten. Bovendien moeten betrouwbare statistische gegevens beschikbaar zijn over de probabiliteit van elk van de talrijke geanalyseerde werkingspunten, alsook de nodige tools om al die resultaten te verwerken en te analyseren. Deze methoden worden momenteel in onderzoeksprojecten uitgetest.

72 Met infrastructuur bedoelt men de belangrijkste netelementen: lijnen, kabels, posten, transformatoren en condensatorbatterijen. Dit zijn de elementen die veel plaats innemen, die de grootste investeringen vereisen en die de zwaarste milieu-invloed hebben. Het begrip uitrusting omvat alle andere elementen: onderbrekingstoestellen, meettoestellen, beveiligingen,… en dan met name de controle- en de sturingsapparatuur.

Ontwikkelingsplan – september 2003

89


5.2 ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEUIMPACT De delen 5.2.1 en 5.2.2 hierna verduidelijken welke stappen worden ondernomen om te komen tot investeringen, die een optimaal evenwicht vormen tussen de economische criteria en de eisen van het milieu enerzijds en de technische criteria anderzijds.

5.2.1

ECONOMISCHE EVALUATIE De economische evaluatie tracht uit alle technisch haalbare oplossingen die oplossing te identificeren, die het beste voldoet vanuit een economisch standpunt. Gezien de meestal lange afschrijvingsduur van de geplande investeringen moet deze zoektocht rekening houden met de evolutie van de behoeften in de tijd. Het onderzoek moet dan ook een voldoende lange periode beschouwen om een keuze voor kortetermijnoplossingen te vermijden. Deze zijn meestal niet optimaal en kunnen op langere termijn zeer duur uitvallen. De volgende denkpistes worden verkend bij het zoeken naar een optimale oplossing vanuit economisch standpunt: • onderzoek van de topologische wijzigingsmogelijkheden: nagaan of de wijzigingen in de configuratie van de netelementen volstaan om – zonder investeringen in het net – aan de ontwikkelingscriteria te voldoen; • onderzoek naar het beste gebruik van de bestaande infrastructuur (posten of verbindingen): in de mate van het mogelijke de bestaande infrastructuren versterken vooraleer de realisatie van nieuwe infrastructuur te overwegen; • onderzoek naar de realisatie van nieuwe bijkomende infrastructuur; • analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd: hiermee wordt beoogd de versterkingen zoveel mogelijk tot het strikt noodzakelijke minimum te beperken en stapsgewijs aan de evolutie van de behoeften aan te passen; • zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn: vergelijking vanuit een technisch-economisch standpunt van de varianten, die op basis van de eerste vier denkpistes werden overwogen.

Exploratie van de topologische wijzigingsmogelijkheden Met topologische wijziging wordt de wijziging bedoeld van de aansluitingen van verschillende verbindingen en transformatoren op de railstellen van een post, voor zover deze post kan worden geëxploiteerd met gescheiden railstellen. Wijzigingen kunnen gelijktijdig in meerdere posten worden gerealiseerd om zo tot een hogere doeltreffendheid te komen. Een andere mogelijkheid is het exploiteren met open koppeling van de railstellen van een post waarvan de koppeling tot dan gesloten was. De investeringskosten voor een wijziging in de exploitatie van railstellen zijn vrijwel te verwaarlozen: de enige kosten zijn de eventuele installatie van een bijkomend railstel met het oog op het waarborgen van bedrijfszekerheid van het net, ook bij onderhoud van een railstel. In sommige gevallen kan het buiten of in dienst stellen van bepaalde netelementen, afhankelijk van de aan- of afwezigheid van een productie-

90

Ontwikkelingsplan – september 2003


eenheid, een doeltreffende topologische ingreep zijn. Deze maatregel wordt reeds genomen voor bepaalde productie-eenheden en bepaalde 380/150 kVtransformatoren in de 380 kV- en 150 kV-netten en kan naar andere netten worden uitgebreid. Deze maatregel kan echter slechts zelden worden toegepast vermits hij de complexiteit verhoogt en daardoor de exploitatieveiligheid van het net verlaagt.

Onderzoek naar een beter gebruik van de bestaande infrastructuur De tweede denkpiste betreft de mogelijkheden om bestaande infrastructuren te versterken. In de volgende delen bekijken we achtereenvolgens de mogelijkheden om bovengrondse lijnen en transformatieposten te versterken.

Mogelijkheden om bovengrondse lijnen te versterken Bij overbelasting van een luchtlijn tijdens de simulatie van bepaalde incidenten is de plaatsing van een tweede draadstel – als dat nog niet gebeurd is – een eerste mogelijke oplossing. Het versterken van de geleiders van een bestaande lijn wordt eveneens onderzocht, al zijn de mogelijkheden daarvoor vrij beperkt. Geleiders met een grotere sectie oefenen in principe immers een zwaardere mechanische kracht uit op de masten. Het kan daarom nodig zijn de metalen structuren (het geraamte) en zelfs de funderingen van die masten te versterken. Op deze wijze lopen de kosten voor deze investeringen al snel enorm op en evenaren ze soms de kostprijs voor de volledige heraanleg van de lijn.

Mogelijkheden om de transformatoren te versterken Als het transformatievermogen van een post niet meer volstaat, wordt als eerste oplossing gedacht aan zijn versterking: ofwel door de vervanging van de bestaande transformator(en) door krachtiger transformator(en), ofwel door de installatie van bijkomende transformatoren in de bestaande post. De vaste kosten voor de oprichting van een nieuwe post lopen immers vrij hoog op. Toch kan het gebeuren dat deze oplossingen niet meer mogelijk zijn door de verzadiging van de post op het vlak van beschikbare ruimte of van het potentieel om het vermogen af te voeren. De verzadiging van de posten voor de voeding van het middenspanningsnet wordt vooral veroorzaakt door het middenspanningsnet zelf. De wegen aan de uitgang van de post kunnen namelijk volledig ingenomen worden door de middenspanningskabels, die nodig zijn om het vermogen af te voeren. Verder is de geografische uitgestrektheid van de zone voor voeding in middenspanning beperkt: op grotere afstand worden de spanningsverliezen via de kabels immers te groot, zodat de criteria voor de spanning op het einde van het middenspanningsnet niet meer worden gerespecteerd.

Ontwikkelingsplan – september 2003

91


Onderzoek naar de realisatie van nieuwe infrastructuur Een derde denkpiste is de bouw van nieuwe infrastructuur. Hierna wordt de werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen of nieuwe posten verduidelijkt. De keuze voor nieuwe infrastructuur valt binnen een beperkte lijst gestandaardiseerde installaties. Met het oog op rationalisatie van de kosten legt de netbeheerder zichzelf immers een beperking op in de keuze van het nominale vermogen van de installaties. De optimale dimensionering van deze installaties wordt gewaarborgd door geregeld uitgevoerd theoretisch onderzoek op basis van de prijsevolutie van uitrustingen en technieken. Werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen Economisch gezien is de kortste verbinding tussen twee netknooppunten de optimale oplossing om overeenstemming met de technische ontwikkelingscriteria te bereiken. De hierbij gehanteerde werkwijze is intuïtief. Gezien het grote aantal bestaande knooppunten binnen het net is het immers onmogelijk om alle mogelijke combinaties voor verbindingen tussen twee knooppunten te onderzoeken. De mogelijkheid om nieuwe knooppunten op te richten verhoogt bovendien het aantal mogelijke situaties. Uiteindelijk wordt gekozen voor die oplossing, die een minimale afstand (en kost) combineert met een aanvaardbare uitvoering qua ruimtelijke ordening. Werkwijze voor de oprichting van nieuwe posten Het belangrijkste keuzecriterium voor de bouw van een nieuwe post is de afstand ten opzichte van de bestaande infrastructuur. Het komt er op aan om de lengte van de nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken. Toch spelen nog twee andere criteria hierin een belangrijke rol: • de moeilijkheidsgraad voor de vestiging van nieuwe installaties; dit heeft te maken met de beperkingen inzake ruimtelijke ordening; • de nabijheid van de post tot het zwaartepunt van de te voeden belastingen. De beperking van de afstand van een nieuwe post tot de bestaande verbindingen stemt perfect overeen met de doelstellingen inzake ruimtelijke ordening. Verder worden nieuwe posten bij voorkeur ingeplant in zones, die voor de industrie zijn gereserveerd. De posten voor de voeding van het middenspanningsnet moeten zodanig worden ingeplant, dat de lengte van het middenspanningsnet tot een minimum wordt beperkt. Anders gezegd: deze posten moeten zo dicht mogelijk bij het zwaartepunt van het te bevoorraden verbruik liggen. Daarom moet de ligging van dit zwaartepunt niet alleen in de huidige situatie worden onderzocht, maar ook op basis van de perspectieven op langere termijn voor de evolutie van het verbruik. De voormelde criteria zijn niet altijd onderling verenigbaar. Er moeten bijgevolg keuzes worden gemaakt.

92

Ontwikkelingsplan – september 2003


Analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd Bij het uitwerken van lange termijnoplossingen wordt altijd de spreiding van de investeringen in de tijd onderzocht. De evolutie van het elektriciteitsverbruik wordt immers gekenmerkt door een vrij constante jaarlijkse stijging, in tegenstelling tot een investering, die de capaciteit van de netten in één stap drastisch verhoogt. Daardoor levert de realisatie van een investering op korte termijn meestal een capaciteitsoverschot op. Een gespreide realisatie in opeenvolgende stappen laat echter toe de stijging van de capaciteit beter af te stemmen op de evolutie van het verbruik. Deze oplossing beperkt ook de kosten door de spreiding van de investeringen in de tijd. Deze methode is zeer gangbaar bij de oprichting van een nieuw voedingspunt voor het middenspanningsnet: • de eerste investering is de realisatie van de nieuwe post en het aansluiten ervan op het bestaande net; één enkele HS/MS-transformator wordt geïnstalleerd, terwijl de hulpvoeding wordt voorzien vanuit het middenspanningsnet; • de tweede transformator wordt geïnstalleerd zodra het net niet meer in staat is de nodige hulpvoeding te waarborgen, als de eerste transformator uitvalt.

Zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn De verschillende varianten voor de versterking van een bepaald knelpunt worden technisch-economisch vergeleken op basis van de baremakosten van de verschillende voorziene werken. Bij in de tijd gespreide investeringen worden de varianten vergeleken op basis van de geactualiseerde waarde van de investeringskosten. De actualisatievoet die hiervoor wordt gebruikt, is de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van Elia. De vergelijking wordt gemaakt over een voldoende lange periode: dit biedt de garantie dat de geselecteerde oplossing op lange termijn geldig is en geen verloren kosten meebrengt73. De voornaamste moeilijkheid voor de technisch-economische evaluatie is de definitie van de varianten. Er moet immers een kader worden bepaald voor de vergelijking hiervan, zodat alle elementen in overweging worden genomen die betekenisvolle kostprijsverschillen opleveren. Afhankelijk van het geval zal die vergelijking uitsluitend de investeringskosten betreffen of worden uitgebreid tot andere kostenelementen voor de netbeheerder, zoals bijvoorbeeld: • het niveau van de verliezen binnen de netten; • de kosten voor klein en groot onderhoud voor verschillende uitrustingstypes; • de congestieopheffing, of met andere woorden: de kosten om de producenten – tegen financiële vergoeding door de netbeheerder – te verplichten productie-eenheden te doen draaien met het oog op de veiligheid van het net. Posten ter voeding van het middenspanningsnet Een bijkomende moeilijkheid doet zich voor op het niveau van de posten voor de voeding van het middenspanningsnet. Het zoeken naar het economische optimum moet gebeuren vanuit een globale studie voor de hoog- en

73 Onder verloren kosten worden kosten bedoeld met betrekking tot installaties die overbodig worden.

Ontwikkelingsplan – september 2003

93


middenspanningsnetten, die echter door verschillende netbeheerders worden beheerd. Daarom worden de nodige investeringen bepaald vanuit een gemeenschappelijk optimum, zodat vermeden wordt dat de ene netbeheerder voor minimale investeringen kiest, die de andere netbeheerder tot zwaardere investeringen verplichten. De beheerders van de verschillende netten overleggen daarom samen om voor de eindgebruiker de economisch optimale investering te waarborgen. De procedure die wordt gevolgd stemt overeen met de intenties van de federale en regionale wetgevers, die een overleg tussen de verschillende netbeheerders voorzien, zodat zij de ontwikkeling van hun respectieve netten kunnen optimaliseren74. Belastingsoverdrachten van de spanningsniveaus 70 tot 26 kV naar het spanningsniveau 220 tot 250 kV Het sociaal-economische optimum wordt eveneens nagestreefd voor de hoogspanningsnetten die volledig door Elia worden beheerd en die onder regionale of federale bevoegdheid vallen. Studies hebben immers aangetoond dat het - gezien de tendens om het net met ondergrondse kabels uit te breiden - economisch gunstiger is de ontwikkeling van het 220-150 kV-net te bevorderen, evenals de directe transformatie vanuit dit net naar de middenspanningsnetten. De versterking van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 kV/ MS-transformatoren, vindt plaats: • voor een versterking van het vermogen van het transformatievermogen naar het middenspanningsnet; • om versterkingen van het 70 tot 26 kV-net en/ of transformaties van het 220150 kV spanningsniveaus naar 70 tot 36 kV-spanningsniveaus te vermijden. Toch mag deze aanpak niet worden veralgemeend. Hij wordt namelijk niet toegepast in zones waar: • geen 220-150 kV-net is; • het 70 tot 26 kV-net voldoende is ontwikkeld; • de belastingsdichte laag is. Algemeen beleid op het vlak van de ontkoppeling van het 70 kV-net Het elektriciteitsverbruik in België blijft stijgen en de vermazing van het 150 kVnet wordt steeds groter. In die context moet men vermijden dat zich in de 70 kV-netten parallelstromen vormen75. Belangrijke fluxen in het 150 kV-net kunnen het 70 kV-net belasten en er knelpunten veroorzaken. Deze knelpunten zouden dan de capaciteit van het 150 kV-net beperken en zouden versterkingen van het 70 kV-net vereisen, als geen alternatieve maatregel wordt genomen. Om deze situatie te vermijden, wordt een beleid van ontkoppeling van de 70 kV-netten toegepast telkens wanneer dit mogelijk is. Hiervoor moet het 70 kVnet in het ideale geval in onafhankelijke deelnetten worden uitgebaat, die door 74 Art. 372 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 dat een technisch reglement vastlegt voor het beheer van het transmissienet voor elektriciteit en de toegang ertoe. 75 Het 70 kV-net heeft immers minder capaciteit dan het 150 kV-net.

94

Ontwikkelingsplan – september 2003


150/70 kV-transformatoren worden gevoed, die de bevoorradingszekerheid waarborgen en vermijden dat wederzijdse hulpvoedingen tussen de 70 kVdeelnetten nodig zijn.

5.2.2

EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT De ontwikkeling van het net ligt in de lijn van de milieubeleidsverklaring van Elia, die hierna wordt weergegeven.

Milieubeleidsplan Het milieubeleid van Elia is gebaseerd op de volgende grote principes: We gaan een verbintenis aan We integreren duurzame ontwikkeling en meer bepaald milieuzorg in onze dagelijkse werkzaamheden en in de ontwikkeling van onze activiteiten op lange termijn. Hiervoor werken we concrete beleidspunten en actieplannen uit.

We willen weten We onderzoeken de milieu-invloeden van onze infrastructuur en onze activiteiten, we volgen ze op en we inventariseren ze. We zetten ons in voor onderzoek en ontwikkeling op het vlak van milieuvriendelijke en energie-efficiĂŤnte technieken en processen.

We doen We spannen ons in om de impact van onze infrastructuur en onze activiteiten op het milieu zoveel mogelijk te beperken. We exploiteren onze infrastructuur en voeren onze activiteiten uit op basis van de beste beschikbare technieken. We beperken de aanleg van nieuwe infrastructuur door optimaal gebruik te maken van de bestaande.

We sturen bij We evalueren onze milieuprestaties op regelmatige basis en sturen de beleidspunten en actieplannen waar nodig bij.

Ontwikkelingsplan – september 2003

95


We delen de verantwoordelijkheid We betrekken onze medewerkers actief bij het milieubeleid en zorgen voor de nodige opleiding en vorming om dit in de praktijk te kunnen brengen. De milieuzorg van Elia is immers een verantwoordelijkheid op elk niveau van de onderneming.

We doen iets meer We zetten ons in op het vlak van de bescherming van het milieu waar dit binnen het ondernemingsbeleid mogelijk is.

We informeren We willen een constructieve dialoog aangaan met de overheden, de milieu-instellingen en –organisaties, de netgebruikers en het publiek. We informeren geregeld over de milieu-invloeden van onze activiteiten, ons milieubeleid, onze acties en milieuprestaties.

Evaluatie van de impacten op het milieu Zoals reeds beschreven, wordt uit alle varianten die voor de versterking van het net technisch mogelijk zijn, een oplossing gekozen die ook de effecten op het milieu beperkt. Een beleid dat voorrang geeft aan de ontwikkeling van de bestaande infrastructuur, beperkt per definitie de invloed op de omgeving. Toch wordt reeds bij de uitwerking van de diverse varianten een bondig onderzoek gevoerd om versterkingen van bestaande infrastructuur te weren, die om specifieke redenen een doorslaggevend effect zouden hebben op het milieu. Voorbeelden: • In welbepaalde gevallen wordt er niet meer gekozen voor de uitbreiding van posten die in een woonzone liggen, ook al is dat fysisch mogelijk; in dat geval wordt er een nieuwe post opgericht, die eventueel de functies van de bestaande post overneemt. • Bij de realisatie van nieuwe infrastructuur worden de oplossingen om het net te versterken, gezocht vanuit de vaste wil om de milieu-effecten tot een minimum te beperken. Verder houdt het haalbaarheidsonderzoek voor nieuwe installaties rekening met beperkingen op het vlak van de ruimtelijke ordening

96

Ontwikkelingsplan – september 2003


en meer bijzonder de beperkingen in woonzones en beschermde zones (Natura 2000, natuurparken, …). Voor alle nieuwe installaties en bij de uitvoering van plannen in bestaande posten worden bovendien alle maatregelen genomen om het effect van onze installaties op de omgeving te beperken, en dit op het vlak van: • geluid; • verontreiniging van de bodem en het grondwater; • visueel effect. Beperking van de geluidshinder De transformatoren zijn de belangrijkste bronnen van geluidshinder in het net. De aankoop van transformatoren met een zeer laag geluidsniveau maakt al vele jaren deel uit van ons beleid inzake ontwikkeling van het elektriciteitsnet. Bovendien wordt bij de oprichting van een nieuwe post of bij het verhogen van het transformatievermogen van een bestaande post gemeten hoeveel geluid de bestaande transformatoren genereren. Op basis hiervan wordt voor de post in kwestie een simulatie gemaakt van het resultaat van de transformatieversterkingen76 om het geluidsniveau te schatten dat in de nieuwe situatie zal worden bereikt. Op basis daarvan worden vanaf de conceptie van het project geluiddempende maatregelen uitgewerkt om conform te blijven met de geluidsnormen, die worden opgelegd door de milieureglementeringen. Maatregelen tegen vervuiling van de bodem en het grondwater In de posten vormt het grote volume minerale olie in de transformatoren de grootste potentiële vervuilingsbron voor bodem en grondwater. Op dit moment bestaat de oplossing erin de transformatoren op te stellen boven een vloeistofdichte betonnen kuip, die de olie zal opvangen die na een incident uit een eventuele scheur in de metalen transformatorkuip zou kunnen lekken. In deze betonnen kuip wordt de eventuele ontsnappende olie opgevangen en gerecupereerd, om te beletten dat deze in de bodem zou doordringen. Het beleid van Elia bestaat erin een vloeistofdichte betonnen olieopvangkuip te voorzien: • voor alle nieuwe transformatoren; • voor de bestaande transformatoren, zodra er in deze posten grote aanpassingswerken of projecten worden uitgevoerd. Beperking van de visuele effecten Wat elektrische installaties betreft, vormen de luchtlijnen en de transformatieposten de belangrijkste bronnen van visuele hinder. Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de luchtlijnen Het beleid aangaande de ontwikkeling van het elektriciteitsnet is al vele jaren gericht op de beperking van het visuele effect door nieuwe verbindingen bij 76 De transformatieversterkingen bestaan uit: • de vervanging van bestaande transformatoren door krachtigere transformatoren; • de installatie van bijkomende transformatoren.

Ontwikkelingsplan – september 2003

97


voorkeur te realiseren met ondergrondse kabels, zeker voor de 150 kV- tot 26 kV-netten. Bovendien worden de kabels bij voorkeur in het openbare wegennet aangelegd en gebundeld met de ondergrondse installaties van de andere nutsbedrijven. Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de transformatieposten Voor de realisatie van nieuwe posten wordt het aanlegplan van de site opgesteld in overleg met de bevoegde overheden. Hierbij wordt geprobeerd de post zo goed mogelijk te integreren, bijvoorbeeld door rondom de post groenschermen aan te leggen. Verder is het visuele effect van de moderne posten sterk verminderd door gebruik van railstellen in gesteunde buizen in plaats van railstellen met gespannen kabels.

98

Ontwikkelingsplan – september 2003


6

Referentietransmissienet

Ontwikkelingsplan – september 2003

99


100

Ontwikkelingsplan – september 2003


Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals het begin 2003 in gebruik is als referentienet gekozen, met inbegrip van de investeringen die zijn voorzien in 2003, meer bepaald: • investeringen die nog niet in gebruik werden genomen, maar waarvan de stand van zaken zo is dat ze niet meer in vraag kunnen worden gesteld zonder ingrijpende gevolgen; • investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen. De investeringen in het interconnectienet zijn van rechtstreeks belang voor de transmissiecapaciteit. De huidige toestand van het net 380kV-150 kV wordt weergegeven in afbeelding 6.1, d.w.z. zoals het net in 2003 wordt uitgebaat. Een aantal bouwprojecten worden met stippellijnen weergegeven. Dit zijn investeringen die werden opgenomen in de laatste twee Uitrustingsplannen (1988-1998 en 1995-2005). Deze projecten werden goedgekeurd door de toenmalige regering. Bovendien werd de noodzaak van de projecten bevestigd in studies die in 2001 gebeurden over de periode tot 2003, en dit op een moment dat de aanduiding van Elia als beheerder van het transmissienet nog niet effectief was. De versterkingen van nationaal belang hebben betrekking op: • een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde; • een nieuwe 380/ 150 kV-transformator in Reppel; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières; • de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy. De volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in dit Ontwikkelingsplan wordt bestudeerd: • Tihange-Courcelles 380 kV; • Courcelles-Trivières 380 kV; • Avelgem-Chièvres 380 kV; • Chièvres-Trivières 380 kV. De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan. Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is deze ontdubbeling niet meer verantwoord, gelet op de investeringen in de productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de streek van Antwerpen, de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de algemene stijging van het verbruik. Binnen het tijdskader van het plan voorzien wij evenmin de realisatie van de 380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van

Ontwikkelingsplan – september 2003

101


nieuwe productiegroepen in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat de volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-TrivièresChièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze momenteel niet voorzien in dit Plan. Overigens werden er ook investeringen van gewestelijk belang opgenomen, om de voeding van de lokale afnames te kunnen versterken. In dit hoofdstuk worden de versterkingen beschreven die zijn voorzien voor het jaar 2003. Deel 6.1 geeft de versterkingen van nationaal belang. De lijst met de investeringen van gewestelijk belang wordt weergegeven in deel 6.2.

102

Ontwikkelingsplan – september 2003


Ontwikkelingsplan – september 2003

103


104

Ontwikkelingsplan – september 2003


Ontwikkelingsplan – september 2003

105


BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN 6.1.1

NIEUW VOEDINGSPUNT VAN

150 KV TE AVERNAS VANUIT TIHANGE

Deze investering wordt momenteel gerealiseerd: zij bestaat uit een 380 kV-lijn vanaf Tihange 2, de 380/ 150 kV-post van Tihange bis, een bovengrondse 150 kV-lijn van Tihange bis tot Bois l’Image en een dubbele ondergrondse 150 kV-verbinding Bois l’Image-Avernas. Deze nieuwe voeding van het 150 kV-net zal worden aangevuld met een dubbele verbinding met ondergrondse 150 kV-kabels tussen Avernas en Tienen, die de nieuwe post te Avernas met het Brabantse net moet verbinden. De nieuwe post van Avernas is intussen gebouwd en wordt gevoed via de 150 kVverbinding van Godsheide-Brustem-Landen-Avernas. Deze investeringen komen tegemoet aan drie dringende behoeften: • de voeding van de zone Zuid-Limburg/ Brabant; • de voeding van de hogesnelheidslijn tussen Leuven en Luik; • de afvoer van het overtollige vermogen dat momenteel in de streek van Luik wordt geproduceerd.

6.1.2

DE NIEUWE ONDERGRONDSE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN BLAUWE TOREN, SLIJKENS EN KOKSIJDE Vermits de 380 kV-luchtlijn tussen Izegem en Zedelgem niet kon worden gerealiseerd, werd beslist een nieuwe ondergrondse 150kV-verbinding aan te leggen tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde. De 380 kV-verbinding, die was ingeschreven in het Uitrustingsplan 1988-1998 en die werd overgenomen in het Uitrustingsplan 1995-2005, werd immers herzien door een beslissing van de regering die werd meegedeeld door de Minister van Economische Zaken in 1999. De nieuwe ondergrondse verbinding tussen het westen en het oosten van WestVlaanderen zal het 150 kV-net versterken, vooral op het vlak van de bevoorradingszekerheid. De verbinding tussen de posten van Koksijde en Slijkens kan bovendien een oplossing bieden voor de moeilijke situatie van de post van Koksijde. Het verbruik van deze post stijgt immers voortdurend, terwijl bijna geen hulpvoedingen voorzien zijn in geval van het uitvallen van de 150 kV-voeding. De verbinding Koksijde-Slijkens zal worden aangevuld met een reeks andere projecten, waardoor deze investering optimaal kan worden benut: • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Beveren en Koksijde, inclusief: − de overschakeling van de bestaande 70 kV-verbinding tussen BeverenStaden-Beerst naar 150 kV; − de aanleg van een nieuw draadstel tussen Beerst en Koksijde; • de volledige omschakeling van de post te Beerst van het 70 kV-net naar het 150 kV-net door het plaatsen van twee nieuwe 150/11 kV – 50 MVA-transformatoren; • het toevoegen van een nieuwe 150/11 kV – 50 MVA-transformator in Koksijde;

106

Ontwikkelingsplan – september 2003


• de omschakeling van het 70 kV-draadstel Staden-Westrozebeke naar 150 kV; • de versterking van de post van Westrozebeke door twee nieuwe 150/ 15kVtransformatoren, om de aanzienlijke stijging van het lokale verbruik in de afgelopen jaren op te vangen. Bovendien is deze verbinding aan de kust onmisbaar voor de aansluiting van de off-shore windturbineparken die tot nu toe werden aangekondigd.

6.1.3

DE NIEUWE 380/ 150 KV-TRANSFORMATOR TE REPPEL De voeding van het 150 kV-net in het noorden van Limburg zeker worden versterkt, op het ogenblik dat de twee productie-eenheden van Mol buiten gebruik zullen worden gesteld. Bovendien kondigden sommige industriële klanten een aanzienlijke stijging aan van hun toekomstige energiebehoefte. In Reppel zal vlak onder de 380 kV-lijn Meerhout - Maasbracht een nieuwe 380/150 kV - 555 MVA-transformator worden geplaatst. Het vermogen van deze transformator zal naar het 150 kV-net worden afgevoerd. Verder zal het 70 kVnet tussen Stalen, Gerdingen en Overpelt worden geherstructureerd, waarbij de draadstellen die nu op 70 kV uitgebaat naar 150 kV worden omgeschakeld. De plaatsing van deze transformator in Reppel vormt een alternatief voor de 380 kV-verbinding tussen Eksel en Overpelt, die in de Uitrustingsplannen van 1988-1998 en 1995-2005 werd voorzien. Dit voorstel werd immers herzien na een beslissing van de regering, die in 1999 door de Minister van Economische Zaken werd meegedeeld. Ter herinnering: de 380 kV-lijn tussen Eksel en Overpelt was voorzien ter ondersteuning van de 150 kV-netten in de Kempen.

6.1.4

DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN IZEGEM EN SINTBAAFS-VIJVE De 150 kV-verbindingen tussen de posten van Ruien en Izegem hebben een beperkte transmissiecapaciteit, wat veiligheidsproblemen veroorzaakt voor de voeding van de streek Roeselare-Izegem als een aantal elementen in het 380 kV-net niet beschikbaar zouden zijn. Een extra lus tussen de twee posten, die wordt gecreëerd door het aanleggen van een 150 kV-kabel tussen Sint-BaafsVijve – Oostrozebeke – Izegem moet hier een oplossing bieden.

6.1.5

DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN GOUY EN TRIVIÈRES Het Uitrustingsplan 1995-2005 voorzag de plaatsing van een nieuwe 380/150 kV-transformator in Trivières, in aftakking op een nieuwe 380 kV-lijn Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem. Deze lijn kon echter niet worden aangelegd. Deze transformator moest dienen om Henegouwen van de nodige stroom te voorzien en vooral om het vermogen, dat in Gouy (Charleroi) beschikbaar is, naar de streek van La Louvière te brengen. Om het ontbreken van de transformator op te vangen, werd een project gemaakt voor een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières door het gebruik van twee bestaande 150 kV-antennes.

Ontwikkelingsplan – september 2003

107


De nieuwe verbinding zal worden gerealiseerd door de bouw van een nieuwe post op de site van La Croyère in La Louvière.

6.1.6

DE HERSTRUCTURERING VAN DE AS GOUY-BAISY-THY Door de voortdurende stijging van het verbruik in Waals-Brabant moet ook het 150 kV-net worden versterkt dat de provincie van stroom voorziet. De recente aanleg van een nieuwe 150 kV-kabel tussen Braine l'Alleud en Baisy Thy maakte een volledige herstructurering van de 150 kV-post van Braine l’Alleud mogelijk. Momenteel wordt een derde 150 kV-draadstel aangelegd tussen Gouy en Vieux Genappe, zodat de wederzijdse ondersteuning tussen de twee 380/150 kVtransformatiepunten van Gouy en Drogenbos wordt versterkt. Bovendien werd de capaciteit van de 150 kV-antenne van Vieux Genappe – Baisy Thy versterkt, waarbij de bestaande geleiders werden vervangen door krachtigere. Op die manier wordt het oosten van Waals Brabant op een veilige manier van de nodige stroom voorzien. Overigens vereist de sterke stijging van de afnames van de 150 kV-post van Nivelles de plaatsing van een tweede 150/15 kV-transformator in Nivelles, alsook een tweede 150 kV-draadstel tussen Vieux Genappe en Nivelles.

6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN Het beleid voor de versterking van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanuit het 220-150 kV-net, door het installeren van 220150 kV/ MS –transformatoren, werd reeds in deel 5.2.1 toegelicht. Waar dat mogelijk is, wordt hierbij steeds gestreefd naar het versterken van de rechtstreekse transformatie van het 220-150 kV-net naar de middenspanningsnetten, om zo op een economisch voordelige manier de verbruikstoename op te vangen. In de delen 6.2.1 en 6.2.2 hierna volgt een inventaris van de investeringen waarvoor reeds de nodige verbintenissen zijn aangegaan. In deel 6.2.3 vindt u een meer gedetailleerde toelichting bij deze investeringen.

108

Ontwikkelingsplan – september 2003


6.2.1

VERSTERKINGEN VAN DE VERBINDINGEN VAN 150 KV Tabel 6.2: Lijst van nieuwe 150 kV-verbindingen voorzien tegen 2003

6.2.2

VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE Versterking van de transformatie van 380 kV naar 150/70 tot 26 kV Tabel 6.3: Lijst van investeringen om bestaande 150/70-36 kV-transformatoren te vervangen door krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren tegen 2003

Ontwikkelingsplan – september 2003

109


Tabel 6.4: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 380-150/ 70-36 kV-transformatoren in bestaande posten tegen 2003

Versterking van de 220-150 kV/ MS-transformatie Tabel 6.5: Lijst van investeringen voor het vervangen van bestaande 220-150 kV/ MS-transformatoren door krachtiger 220-150 kV/ MS-transformatoren tegen 2003

110

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 6.6: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 150 kV/MS-transformatoren in bestaande posten tegen 2003

Bouw van nieuwe 150 kV-posten Tabel 6.7: Lijst van investeringen voor de bouw van nieuwe 150 kV-posten tegen 2003

6.2.3

GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN Versterkingen in West-Vlaanderen Nieuwe 150 kV/MS-transformatoren te Beerst en Koksijde Aan de kust worden drie nieuwe transformatoren in gebruik genomen in het kader van de nieuwe ondergrondse 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde, en de aanleg van een tweede 150 kV-draadstel tussen

Ontwikkelingsplan – september 2003

111


Beerst en Koksijde77. Zo wordt de belasting van Beerst en Koksijde naar 150 kV overgeheveld. Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in Oostrozebeke en Westrozebeke De post van Oostrozebeke profiteert van de nieuwe 150 kV-verbinding Izegem Sint-Baafs-Vijve om een bijkomende transformator te voeden. Er werd voor de oplossing van een transformator in Westrozebeke gekozen, gezien de overschakeling van het 70 kV-draadstel van Beveren-Staden-BeerstKoksijde naar 150 kV. Met beide transformatoren wordt een sterk stijgend verbruik van 70 kV naar 150 kV overgeheveld.

Versterkingen in Oost-Vlaanderen Uitrusting van een bestaande 150 kV-lijn met twee extra draadstellen De 150 kV-lijn Langerbrugge – Ruien heeft een ondersteunende functie tussen de twee productiecentra van Rodenhuize – Langerbrugge en Ruien. Bovendien zorgt zij voor de stroomvoorziening van de stad Gent en van een reeks posten in aftakking, zoals die van Drongen, Deinze en Oudenaarde. Door de toename van de belasting bereiken de fluxen op het draadstel van Ruien naar Nieuwe Vaart erg hoge waarden volgens de dimensioneringscriteria voor bepaalde incidenten. Om hieraan te verhelpen werd beslist om het tweede draadstel78 van de 150 kV-lijn Ruien – Langerbrugge in te lussen in de 150 kV-post van Nieuwe Vaart. Dit betekent dat tussen Wondelgem en Nieuwe Vaart twee extra draadstellen moesten worden aangebracht (3de en 4de draadstel) die de post binnen en buiten gaan. Nieuwe 150/ 70 kV-transformator te Ninove Door het plaatsen van een nieuwe transformator in Ninove, kunnen de 70 kVnetten rond Aalst – Ninove en rond Oudenaarde – Ronse van elkaar gescheiden worden. Dit past in het algemeen beleid van ontkoppeling van het 70 kV-net, dat werd beschreven in deel 5.2.1. Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren te Langerbrugge, Sint-GillisDendermonde en Ninove De versterking van deze posten is nodig om de toename van het lokaal verbruik op te vangen. Nieuwe 150 kV-post te Walgoed De nieuwe transformatiepost op de site van Walgoed zal de post van Temse ontlasten. Door de verzadiging van de 70/10 kV-post van Temse werd beslist een nieuw 150/10 kV-voedingspunt naar het middenspanningsnet te creëren, dicht bij de 150 kV-lijn Mercator-Rodenhuize. In een eerste fase wordt deze

77 Deze versterkingen worden in de deel 6.1.2 gedetailleerd beschreven. 78 Momenteel is slechts één van de twee draadstellen in de post ingelust.

112

Ontwikkelingsplan – september 2003


post uitgerust met één enkele 150/10 kV – 50 MVA-transformator. De hulpvoeding wordt verzekerd door het middenspanningsnet.

Versterkingen in de provincie Antwerpen Nieuwe 150/36 kV- en 150/MS-transformatoren te Ketenisse en overschakeling van het op 36 kV uitgebate draadstel naar 150 kV Door de toename van de industriële belasting op de linkeroever van de Schelde moet de 150/36 kV-transformatie in Ketenisse worden versterkt en moet een nieuw voedingspunt naar de middenspanning worden opgericht. Om de dubbele voeding van de 150 kV-post van Ketenisse te verzekeren, wordt het draadstel tussen Ketenisse en Kallo, dat tot nu toe op 36 kV uitgebaat, overgeschakeld naar 150 kV. Nieuwe 150 kV/ MS-transformator te Oelegem De transformator van Oelegem wordt versterkt om de lokale verbruikstoename op te vangen. Nieuwe 150 kV-post van het Damplein(Antwerpen) en een nieuwe kabel die het Damplein met Merksem verbindt De nieuwe transformatiepost van Damplein (Antwerpen) is nodig door het stijgende verbruik en door de overschakeling van de middenspanningsnetten van de stad Antwerpen van 6 naar 15 kV.

Versterkingen in Vlaams Brabant Nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem De nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem is onmisbaar om de bestaande lijnen te ontlasten. De 150 kV-lijnen Verbrande Brug-Machelen en Verbrande Brug-Schaarbeek, die een groot deel van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest bevoorraden, raken immers verzadigd. Nieuwe 150/36 kV-transformatoren te Zaventem en Tienen De plaatsing van de nieuwe 150/36kV-transformator in Zaventem is nodig door de huidige verdeling van de fluxen op het 150 kV-net en door de verwachte stijging van het verbruik. De installatie ervan zal bijdragen tot de oprichting van een nieuw 36 kV-deelnet, met drie 150/36 kV-transformatoren van 125 MVA (Woluwe-Woluwe-Zaventem). Dit nieuwe transformatiepunt maakt het mogelijk: • de aanleg van nieuwe 36 kV-kabels een aantal jaren uit te stellen; • de bestaande 150 kV-lijnen te ontlasten; • de koppeling tussen 36 kV-deelnetten te vermijden bij verlies van een 150/36 kV-transformator. Door de versterking van het 150 kV-net tussen Avernas en Tienen en de stijging van het verbruik in het 70 kV-net tussen Leuven, Tienen en Sint-Truiden,

Ontwikkelingsplan – september 2003

113


volstaat de 125 MVA-transformator in Tienen niet meer. Hij moet worden vervangen door een transformator van 145 MVA. Nieuwe 150 kV-post te Wijgmaal Door de verzadiging van de post van Wilsele zal er in Wijgmaal een nieuwe transformatiepost worden ingeplant.

Versterkingen in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest Nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi De aanleg van de nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi in de loop van 2003, kan worden verklaard door de toename van het lokaal verbruik. Deze nieuwe kabel moet ook het 150 kV-deelnet versterken, dat de posten van Drogenbos, Midi, Dhanis en Elsene met elkaar verbindt bij een incident. Op die manier wordt bovendien de voeding van de 36 kV-posten van Midi, Dhanis, Wiertz, Elsene en Vorst betrouwbaarder. Nieuwe transformator te Harenheide De nieuwe transformator van Harenheide verhoogt de voedingsbetrouwbaarheid van het lokaal verbruik door een rechtstreekse transformatie vanuit het 150 kVnet. Deze transformator wordt in Harenheide in aftakking aangesloten op de voorziene 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug en Zaventem.

Versterkingen in Waals Brabant Versterking van het vermogen van het bestaande 150/70 kVtransformator te Oisquercq De versterking van deze transformator is een noodzakelijk gevolg van de toename van het verbruik in het 70 kV-net van Gouy-Oisquercq.

Versterkingen in Henegouwen Versterking van het transformatievermogen te Fontaine l’Evêque De versterking van deze transformator is nodig om de toename van het verbruik in de streek op te vangen. Door het vervangen van een transformator 70/10 kV door een transformator 150/10 kV kan het 70 kV-net ontlast worden. Versterkingen in de Provincie Namen Nieuwe transformatoren 150/30 kV en 150/MS te Auvelais en aanleg van twee tweede draadstellen op de lijnen Tergnée-Auvelais Het 30 kV-net van Henegouwen en de Basse Sambre bestaat uit vier afzonderlijke deelnetten voor de voeding van industriële klanten: de Borinage, de regio Centrum, de regio Charleroi en de Basse Sambre. De eerste drie

114

Ontwikkelingsplan – september 2003


deelnetten werden tussen 1988 en 1995 geherstructureerd om in te kunnen inspelen op de evolutie van het verbruik. Het deelnet van de Basse Sambre wordt momenteel geherstructureerd, zoals beslist in 1998. De transformatoren 150/30 kV die het deelnet van de Basse Sambre voeden waren bijna verzadigd en stonden te ver van het zwaartepunt van het verbruik in 30 kV. Twee nieuwe transformatoren 150/30 kV, die worden gevoed vanuit de post van Tergnée, werden reeds geplaatst in Auvelais. Door het verzadigingsniveau van het 70 kV-net van Namen werden twee 150/12 kV-transformatoren geïnstalleerd. Daardoor kunnen de door de 70 kVpost van Auvelais gevoede afnames worden overgeheveld naar het 150 kV-net. Nieuwe 380/ 70 kV-transformator te Champion De tweede 380/70 kV–220 MVA-transformator te Champion zal de belasting ondersteunen van het 70 kV-net van Namen. Bovendien kan men door deze transformator de 70 kV-netten van Namen, Henegouwen en Oost-Brabant van elkaar scheiden. Dit gebeurt in het kader van het algemene beleid van het ontkoppelen van de 70 kV-netten.

Versterkingen in de provincie Luik Nieuwe 220/70 kV-transformator in les Awirs Door het stilleggen van de productie-eenheden van les Awirs, die op 70 kV-net injecteerden, moet een nieuwe transformator worden voorzien in de post van les Awirs om het 70 kV-net van de Luikse agglomeratie en de 70 kV-lus van Haspengouw te kunnen bevoorraden.

Versterkingen in de provincie Luxemburg Versterking van het vermogen van een bestaande 220 kV/ MStransformator te Villeroux Door de groei van het lokale verbruik moet het vermogen van de 220/70/15 kVtransformator van Villeroux worden versterkt naar de middenspanning. Daarom zal de tertiaire wikkeling van deze transformator door een krachtiger 220 kV/ MS-transformator worden vervangen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

115


116

Ontwikkelingsplan – september 2003


7

Versterkingen van het transmissienet tegen het jaar 2006

Ontwikkelingsplan – september 2003

117


118

Ontwikkelingsplan – september 2003


7.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE-

EN

VERBRUIKSNIVEAU In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik en de productie tegen het jaar 2006 beschreven. Hoofdstuk 3 toonde aan dat het Belgische productiepark volgens de productiehypotheses voor 2006 (basisscenario) nagenoeg zou volstaan voor de bevoorrading van het verbruik dat in 2006 wordt verwacht. Dit geldt echter alleen als alle voorziene eenheden met hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelinginstallaties op dat moment effectief gebouwd zijn. In de context van de vrijgemaakte markt worden ook scenario’s uitgewerkt waarbij rekening wordt gehouden met hogere importniveaus. Dit zijn de scenario’s “verhoging van de import”. De dimensionering van het transmissienet van 380 kV tot 150 kV hangt vooral samen met de evolutie van het productiepark, met de lokalisatie van de productie-eenheden en met de importniveaus, hun herkomst en de transitfluxen over ons net. Daarnaast wordt de dimensionering beïnvloed door de evolutie van het algemene verbruiksniveau. Bovendien wordt de dimensionering van de transformatie van het 150 kV-net naar het 70 tot 26 kV-net en de middenspanningsnetten bepaald door de toename van het lokale verbruik. Figuur 7.1 toont de evolutie van de belasting volgens de verbruiksvarianten “Kyoto” en “macro-economisch”. Er valt op te merken dat: • de werkelijke verbruikspiek, die in december 2002 werd geregistreerd, bijna het niveau haalde dat in het Kyoto-scenario wordt voorzien voor 2006; • het verbruiksniveau dat in het Kyoto-scenario tegen 2009 wordt voorspeld, vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat voor 2006 wordt vooropgesteld in de “macro-economische variant”.

Ontwikkelingsplan – september 2003

119


Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002 en 2010 (in MW)

Het net, inclusief de versterkingen die voorzien zijn voor 2003, kan het verbruiksniveau aan dat in de “Kyoto-variant” in aanmerking wordt genomen, en dit zonder versterkingen van nationaal belang79. Bovendien ziet Elia er als transmissienetbeheerder in functie van zijn middelen op toe dat de noodzakelijke capaciteit beschikbaar is om aan de behoeften te voldoen, ongeacht het verbruiksniveau. Om die reden geeft Elia er de voorkeur aan om de investeringen uit te voeren die door de “macro-economische variant” worden bepaald. Dat is ook de reden waarom er in de hiernavolgende delen alleen aandacht wordt besteed aan de versterkingen die tegen 2006 moeten worden uitgevoerd in het kader van de “macro-economische” variant. Deel 7.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet tegen het jaar 2006, rekening houdend met de stijging van het verbruik en van het productiepark volgens het basisscenario, indien geen enkele versterking zou zijn uitgevoerd. In deel 7.3 worden voor ieder scenario afzonderlijk de versterkingen beschreven die nodig zijn tegen 2006, in functie van de verschillende varianten van het productiepark. Een technische en economische haalbaarheidsstudie vanuit het standpunt van de eindverbruiker komt aan bod in deel 7.4. Een lijst met de versterkingen die nodig zijn door de toename van het lokaal verbruik wordt weergegeven in deel 7.5. In deel 7.6 tenslotte wordt

79 Het spreekt vanzelf dat plaatselijke versterkingen nodig kunnen blijken door de uitvoering van projecten inzake decentrale productie of door belastingstoenames. Dit plan houdt alleen rekening met de vandaag gekende projecten van decentrale productie en belastingstoenames. De versterkingen die daaruit voortvloeien worden beschreven in deel 7.5.

120

Ontwikkelingsplan – september 2003


een overzicht gegeven van de investeringen die tegen 2006 moeten worden uitgevoerd, met een bijhorende planning voor hun indienststelling.

7.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET Het referentie-elektriciteitsnet dat in dit Ontwikkelingsplan als uitgangspunt wordt genomen, werd in hoofdstuk 6 omschreven. Het gaat om het net dat in het begin van 2003 in gebruik was, waaraan de versterkingen worden toegevoegd die tegen het jaar 2003 worden voorzien. De load-flow-berekeningen met de verbruiksprognoses (“macro-economische variant”) voor 2006 wijzen echter op een aantal knelpunten in het transmissienet. Deze bevinden zich in de provincies West-Vlaanderen, Henegouwen en Antwerpen: • in West-Vlaanderen en in Henegouwen hebben deze te maken met de buitengebruikstelling van productie-eenheden, die al in januari 2000 door de producenten werd aangekondigd; • in de provincie Antwerpen zijn de knelpunten het gevolg van een productietekort in deze regio.

7.3 BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG Het elektriciteitsnet moet worden aangepast om een oplossing te bieden voor de knelpunten die worden aangegeven in de load-flowmodellen. Dit hoofdstuk wil de versterkingsscenario’s die hiervoor nodig zijn zo nauwkeurig mogelijk omschrijven. In deel 5.2 werd het investeringsbeleid beschreven dat hiertoe werd uitgewerkt en uitgevoerd. Dit beleid streeft er vooral naar om de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken.

7.3.1

BASISSCENARIO - 2006 Zoals reeds werd aangestipt in hoofdstuk 3, volstaat het Belgische productiepark volgens de productie- en verbruiksprognoses niet om in het verbruik te voorzien (import van 900 MW). Het productietekort dat ontstaat door het stilleggen van de productie-eenheden van Ruien (West-Vlaanderen) en Amercoeur en Monceau (Henegouwen), maakt een versterking van de 380/150 kV-transformatie in de posten van Courcelles en Gouy enerzijds en in Avelgem en Ruien anderzijds80 onvermijdelijk. Hetzelfde verschijnsel doet zich voor in het 150 kV-net in Limburg door het stilleggen van de productie-eenheden Mol 11 en 12, als de nieuwe 380/150 kV-transformator

80 De 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy zijn in 380 kV aangesloten op een extra veld dat in de eerstgenoemde posten van elk paar (Avelgem en Courcelles) werd gebouwd en dat in 150 kV wordt aangesloten op een nieuw veld dat zich in de tweede post bevindt (Ruien en Gouy) .

Ontwikkelingsplan – september 2003

121


van Reppel, die tegen 2003 is voorzien, niet wordt opgenomen81 in de simulaties. Dit wijst op de noodzaak van deze investering. Het kortsluitvermogen in Doel ligt te hoog wanneer alle productie-eenheden worden ingezet. Dat wordt opgelost door een uitbating met open railstellen in de 380 kV-post van Doel. Indien een grote eenheid in Doel afwezig is, moet echter rekening worden gehouden met mogelijke overbelastingen bij incidenten op de 380 kV-verbindingen Doel – Mercator. Vermits het niveau van het kortsluitvermogen in die situatie opnieuw aanvaardbaar wordt, bestaat de oplossing erin de 380 kV-koppeling in Doel te sluiten. In de tabellen 7.2 en 7.3 wordt een overzicht gegeven van de investeringen die tegen 2006 moeten worden gedaan in het basisscenario (waarbij het Belgische productiepark volledig ingezet wordt om de nationale belasting te dekken). Tabel 7.2: Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario nodig zijn tegen 2006

Tabel 7.3: Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het basisscenario tegen 2006

7.3.2

SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT – 2006” In dit deel willen we dieper ingaan op de investeringen die nodig zijn voor een grotere openstelling van de markt tegen het jaar 2006.

81 Deze investering wordt gedetailleerd beschreven in deel 6.1.3.

122

Ontwikkelingsplan – september 2003


In hoofdstuk 4, dat de problematiek van de internationale transacties beschrijft, leerden we dat: • de importcapaciteit van België aanzienlijk wordt beïnvloed door de transacties die door onze buurlanden worden uitgevoerd; • de respectieve importniveaus van België en Nederland vanuit het zuid-oosten van Europa niet als afzonderlijke gegevens kunnen worden beschouwd en dat het net in de Benelux dus als één geheel moet worden beschouwd als het over import gaat. De basisvariant, waarvan de voornaamste conclusies in het volgende deel worden beschreven, houdt rekening met een Belgische import van 3.700 MW. Dit importniveau werd berekend met een simulatie waarbij de minst competitieve eenheden (125 en 300 MW) werden stilgelegd. In die variant zijn de hypotheses over de totale elektrische energie-import van de Benelux gebaseerd op gegevens van de UCTE. Hier spreekt men over 6.200 MW, waarvan 2.500 MW met bestemming Nederland. Daarna werd een gevoeligheidsstudie uitgevoerd, om een beter zicht te krijgen op de impact die wijzigingen in het importniveau van Nederland hebben op de importcapaciteit van België.

Basisvariant Bij hogere importniveaus dan nu het geval is, duiken er nieuwe problemen op: • belangrijke overbelastingen op de verbindingen met het buitenland: de 380 kV-lijn Avelin-Avelgem, de 220 kV-lijn Aubange-Moulaine en de 220 kVlijn Chooz-Jamiolle; • overbelastingen op de 220/150 kV-transformator van Jamiolle en de 380/220 kV-transformatoren van Mazures (F); • het plaatselijk productie-overschot in Gramme en Luik leidt tot: − lichte overbelastingen op bepaalde elementen van de 380 kV-lijn GrammeCourcelles en op de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en Gramme, overbelastingen die toenemen door het hogere importniveau; − overbelastingen “buiten de piek” tussen Lixhe en Langerlo en tussen Gerdingen en Stalen, als één van de productie-eenheden van Langerlo wordt stilgelegd. Gezien de termijnen en kosten die in aanmerking moeten worden genomen, beperken de investeringen, die tegen 2006 kunnen gebeuren, zich tot: • de versterking van de lijn Avelgem-Avelin; • de installatie van een faseverschuiver in Monceau en de versterking van de lijn Jamiolle-Monceau. Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat hieruit voortvloeit, bedraagt 3.700 MW. De vastgestelde congesties op de zuidgrens kunnen slechts worden opgelost door de aanleg van een tweede 380 kV-draadstel tussen Avelin en Avelgem. Deze verbinding wordt overigens omschreven als één van de projecten van gemeenschappelijk belang voor de lidstaten van de Europese Unie82. De aanleg van deze lijn zal er echter voor zorgen dat de twee 380/150 kV-transformatoren 82 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.

Ontwikkelingsplan – september 2003

123


van Izegem en die van Avelgem sterker belast worden. Door de ingebruikname van een tweede draadstel Avelgem-Avelin is bijgevolg een versterking nodig van de 380/150 kV-transformatie in Avelgem/Ruien, als men het risico van kosten voor verplichte productie in Ruien wil vermijden. Voor de bijkomende transformator, die in Avelgem wordt geplaatst en die op 380 kV in Avelgem en op 150 kV in Ruien wordt aangesloten, is een verbinding nodig van ongeveer twee kilometer tussen Avelgem en Ruien. Door de installatie van een faseverschuiver in Monceau kan men het Franse 220 kV-net en de lijn Chooz-Jamiolle enigszins ontzien bij hoge importniveaus. Hierdoor is er bovendien een hefboomeffect op het Belgische net en kan de importcapaciteit vanuit Frankrijk met ongeveer 800 MW worden opgevoerd. De tabellen 7.4 en 7.5 geven een overzicht van de investeringen die moeten worden gerealiseerd om een Belgische import van 3.700 MW mogelijk te maken tegen het jaar 2006. Tabel 7.4: Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006

83

83 Deze transformator werd geplaatst ter vervanging van de 220/150 kV – 290 MVA-transformator van Jamiolle, die in reserve wordt gehouden

124

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 7.5: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006

84

Gevoeligheidsstudie Evaluatie van de impact van het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van België In de basisvariant bedraagt het importniveau van Nederland 2.500 MW en de importcapaciteit van België 3.700 MW. Figuur 7.6. toont de impact van een hogere import vanuit Nederland85 op de Belgische importmogelijkheden.

84 De versterking wordt meer bepaald uitgevoerd op het gedeelte tussen de aansluiting van de 150 kV-antenne van de pompcentrale van de Plate-Taille en de post van Monceau. 85 Uiteraard zijn deze grootteordes slechts een aanwijzing. Zoals we reeds stelden in hoofdstuk 4, worden de maximaal toelaatbare transacties ook beïnvloed door andere factoren, zoals de transacties tussen de buurlanden onderling en de plaats van herkomst en de bestemming van de transacties.

Ontwikkelingsplan – september 2003

125


Figuur 7.6: Gevolgen van het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van België

Deze figuur toont duidelijk dat een verhoging van de capaciteit aan de FransBelgische grens min of meer gunstig is voor België, naargelang van het importniveau van Nederland. Evaluatie van de impact van de plaatsing van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens De plaatsing van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens in de 380 kV-posten van Kinrooi en Zandvliet heeft een dubbele doelstelling: • een betere verdeling van de fluxen over de verschillende interconnectielijnen tussen België en Frankrijk. Het effect hiervan kan geraamd worden op een verhoging met 200 MW van de transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België; • door deze installatie krijgt de Belgische transmissienetbeheerder de kans om de genomineerde fluxen aan de grenzen en de werkelijke fysische fluxen beter op elkaar af te stemmen. Dit heeft een gunstige invloed op de capaciteiten die ter beschikking van de markt worden gesteld, doordat de marges voor nietgeïdentificeerde fluxen kunnen worden beperkt. De combinatie van deze twee hierboven vermelde voordelen leidt, in een voorzichtige schatting, tot een verhoging van ongeveer 300 MW van de ter beschikking van de markt gestelde capaciteiten. Daarenboven kan de netbeheerder, door een betere beheersing van de nietgeïdentificeerde fluxen, verzekeren, dat de aan de markt ter beschikking gestelde capaciteiten stabieler zijn. Ook kan de verdeling over jaar-, maand- en dagcapaciteit verbeterd worden, door de waarden op korte termijn te verlagen ten voordele van de waarden op lange termijn. Dit geeft de Belgische marktspelers de gelegenheid beter van de opportuniteiten te kunnen profiteren, die zich op de Europese markt aanbieden.

126

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 7.7: Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006

Spanningsregeling Momenteel worden studies uitgevoerd over de spanningshuishouding bij hoge importniveaus. De eerste resultaten tonen dat: • het huidige compensatieniveau volstaat tot een importniveau van ongeveer 2.500 MW; • tussen 2.500 MW en 4.800 MW ongeveer 100 Mvar nodig is per 100 MW extra import. Voor een importniveau van 3.700 MW moet ongeveer 1.100 Mvar extra worden verdeeld over het net. De lopende studies moeten een antwoord geven op de volgende vragen: • welke de meest geschikte uitrustingen zijn: condensatorbatterijen of uitrustingen op basis van vermogenselektronica, zoals SVC86 of STATCOM87 ; • welke de gunstigste lokalisaties zijn. In tabel 7.8 worden de voor- en nadelen van de verschillende uitrustingen voor spanningsregeling op een rijtje gezet.

86 Static Var Compensator – Statische var-compensator 87 Static Synchronous Compensator – Statische synchrone compensator

Ontwikkelingsplan – september 2003

127


Tabel 7.8: Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen om de spanning in te stellen

7.3.3

88

SCENARIO “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLING” Het scenario “zonder buitengebruikstelling” wil de impact evalueren van het uitstel van buitengebruikstellingen van de productie-eenheden Mol 11 en 12, Amerccœur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en 4 ten opzichte van de officieel aangekondigde datum van buitengebruikstelling. Netberekeningen met een volledig beschikbaar park tonen duidelijk aan dat de 380/150kV-transformatoren van Gouy, Ruien en Reppel in dat geval uitgesteld kunnen worden. De transformator van Gouy is namelijk nodig voor de betrouwbaarheid van het net als de productie-eenheden van Amercoeur en Monceau worden stilgelegd. Ook de transformator van Ruien wordt sterk beïnvloed door het productiepark ingezet op het 150 kV-knooppunt te Ruien. De plaatsing van de transformator in Reppel, die werd voorzien tegen 2003, is pas volledig verantwoord van zodra de eenheden Mol 11 en 12 worden stilgelegd. Als de netbeheerder beslist om de installatie van deze drie transformatoren uit te stellen, loopt hij het risico dat hij de producenten financieel zal moeten compenseren wanneer hij - om de betrouwbaarheid van het net te garanderen de betreffende groepen (Mol 11 en 12, Amercoeur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en 4) verplicht in dienst laat stellen, terwijl hun stillegging geprogrammeerd is. Deze transformatoren waarborgen dus een grotere onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark. Voor het nemen van deze beslissing zal men de vergelijking moeten maken tussen de kosten voor verplichte productie van de eenheden en de investeringskosten voor de transformatoren.

88 Het blindvermogen dat door de condensatorbatterijen wordt geleverd, is evenredig met het kwadraat van de spanning.

128

Ontwikkelingsplan – september 2003


7.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 7.4.1

TECHNISCHE UITVOERBAARHEID In dit stadium vormen de geplande investeringen geen bijzondere moeilijkheid inzake technische uitvoerbaarheid. Alleen het transport van de faseverschuivers (Kinrooi, Monceau en Zandvliet) naar de beschouwde sites zal moeten worden bestudeerd. Bovendien zijn de 380 kV-eenheden uitrustingen die aan de grens liggen van wat vandaag technisch haalbaar is met de bestaande standaardmodules. Tijdens de uitvoering van de werken - de plaatsing van een tweede draadstel zoals in Avelgem-Avelin of de versterking van een lijn zoals die van JamiolleMonceau – moet het bestaande draadstel buiten dienst worden gesteld, wat onvermijdelijk de importcapaciteit van België in die perioden zal beperken.

7.4.2

BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING Bij elke netversterking stellen zich een aantal vragen i.v.m. ruimtelijke ordening, die tot min of meer grote termijnen leiden. • Heel wat posten werden jaren geleden opgericht vooraleer de gewestplannen bestonden en zijn vandaag zonevreemd. Bij een versterking rijst altijd de vraag of de nodige vergunningen zullen worden verkregen. Het is niet eenvoudig om een bestaande installatie naar een geschikte zone te verplaatsen, gelet op de vele hoog- en middenspanngsverbindingen waarop de post is aangesloten. Het MS-net zou moeten dan ook volledig herschikt worden. Deze werken zijn zeer duur en niet altijd mogelijk. Bovendien verlengen de huidige procedures om de bestemming van een zone te wijzigen op een bepalende manier de termijnen om projecten af te werken. Ten slotte, is het moeilijk te voorspellen hoe de bevoegde autoriteiten op de voorgestelde wijzigingen zullen reageren. • Gelijkaardige moeilijkheden zijn te verwachten voor de bouw of de aanpassing van bovengrondse hoogspanningslijnen. De procedures zijn niet altijd duidelijk. Vaak gaat heel wat tijd verloren omdat moet worden uitgezocht welke stappen dienen te worden gezet om de nodige vergunningen te verkrijgen. De afwezigheid van opgelegde termijnen in de procedures verlengt nog het proces. In deze context kan de netbeheerder moeilijk verbintenissen nemen voor de realisatietermijnen als hij geen garantie heeft voor de termijnen voor het verkrijgen van de vergunningen. In het kader van dit Ontwikkelingsplan wordt de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening zo minimaal mogelijk gehouden. Bij het berekenen van de investeringen houdt men rekening met het economisch beleid en het milieubeleid dat in deel 5.2 van dit document werd besproken. Nieuwe infrastructuur wordt zoveel mogelijk beperkt: • twee verbindingen om de 380/150 kV-transformatoren in Avelgem/Ruien en in Courcelles/Gouy aan te sluiten; • een nieuwe 380 kV-post te Kinrooi om een faseverschuiver te plaatsen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

129


De andere ontwikkelingen worden gerealiseerd door: • de transformatoren aan te sluiten op nieuwe velden gelegen in bestaande posten; • bestaande lijnen te versterken of het aanleggen van een tweede draadstel als de verbindingen dit toelaten.

Versterking in West-Vlaanderen Nieuwe 380/150 kV-transformator te Avelgem/Ruien De 380/ 150 kV-transformator van Avelgem/ Ruien komt in Avelgem en wordt aangesloten op 380 kV in Avelgem en op 150 kV in Ruien, waarbij dus van twee bestaande posten gebruik wordt gemaakt. 150 kV-verbinding Avelgem-Ruien Om de 380/150 kV-transformatoren van Avelgem te kunnen aansluiten in de post van Ruien, wordt voorgesteld een nieuwe 150 kV-lijn te bouwen, voor de aansluiting van de twee transformatoren. De huidige lijn, die voor de aansluiting van de eerste transformator zorgt, volstaat niet om de twee verbindingen over te nemen en zal worden ontmanteld zodra de nieuwe lijn in dienst komt. Er was reeds een eerste contact met de betrokken overheden om dit project voor te stellen. Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin De versterking van de verbinding Avelgem-Avelin bestaat uit de plaatsing van een tweede draadstel op een bestaande lijn, met een lengte van 23 km op Belgisch grondgebied. Inmiddels werd reeds contact genomen met de betreffende overheden om de nodige vergunningen en toelatingen te verkrijgen. Gezien de te verwachten moeilijkheden om een nieuwe bovengrondse 380 kVlijn door het natuurpark “Parc Naturel du Pays des Collines” te bouwen, was het voorzien om het tweede draadstel van de bestaande lijn Avelgem-Avelin door het park te gebruiken om de nieuwe lijn Avelgem-Chièvres-Trivières-Courcelles te verwezenlijken. De aanleg van het tweede draadstel Avlgem-Avelin hypothekeert dus zeer sterk de realisatie op termijn van deze 380 kV-lus.

Versterking in Henegouwen Versterking van de 220/150 kV-lijn Jamiolle-Monceau Bij deze versterking worden de bestaande geleiders van het op 150 kV uitgebate draadstel vervangen door geleiders met een grotere capaciteit. De versterking moet gebeuren tussen de post van Monceau en het raakpunt van de lijn Chooz-Monceau met de 150 kV-antenne van de pompcentrale van PlateTaille. Deze investering heeft verder geen gevolgen op het vlak van ruimtelijke ordening. De 220/150 kV-post van Jamiolle zal worden ontmanteld.

130

Ontwikkelingsplan – september 2003


Installatie van de faseverschuiver te Monceau De faseverschuiver wordt geïnstalleerd in de bestaande post van Monceau, die in een industriegebied is gelegen. Nieuwe 380/150 kV-transformator te Courcelles/Gouy De 380/150 kV-transformator van Gouy/Courcelles wordt op 380 kV aangesloten in Courcelles en op 150 kV in Gouy, en dit in twee bestaande posten. Verbinding Gouy-Courcelles Voor de aansluiting is een nieuwe verbinding met een lengte van 1,8 km nodig. Dit moet gebeuren in een landbouwzone. Momenteel worden drie verschillende varianten in overweging genomen: • de transformator wordt in Gouy geïnstalleerd en er wordt een 380 kV-lijn gebouwd tussen Courcelles en Gouy; • de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een 150 kV-lijn gebouwd tussen Courcelles en Gouy; • de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een ondergrondse 150 kV-lijn aangelegd tussen Courcelles en Gouy. De modaliteiten worden nog verder onderzocht en uitgewerkt om tot een uiteindelijke keuze te komen.

Faseverschuivers in de provincies Antwerpen en Limburg De faseverschuiver van Zandvliet wordt in een bestaande post geïnstalleerd. In Kinrooi moet een nieuwe post worden opgericht. Om de aanleg van nieuwe 380 kV-lijnen te vermijden, is het noodzakelijk deze post in te planten vlakbij het raakpunt met de Belgisch-Nederlandse interconnecties MeerhoutMaasbracht en Gramme-Maasbracht. Gezien dit gebied als landbouwzone is ingekleurd in het bestaande gewestplan, is een Ruimtelijk Uitvoeringsplan noodzakelijk. De eerste contacten werden al gelegd met AROHM89 met de bedoeling de procedures zo snel mogelijk op te starten.

7.4.3

ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCH OPTIMUM VOOR DE EINDVERBRUIKER Voor ieder project dat in deel 7.3 aan bod komt, werden de verschillende varianten onderworpen aan een technisch-commerciële vergelijking. De economische evaluatie gebeurt vanuit het standpunt van de eindverbruiker en zij kadert in het economisch beleid en het milieubeleid, dat in deel 5.2 van dit document wordt beschreven. De vergelijking van de varianten voor de nieuwe transformatoren wordt hierna weergegeven. Voor de plaatsing van het tweede 380 kV-draadstel Avelgem-

89 Administratie ruimtelijke ordening, huisvesting, monumenten

Ontwikkelingsplan – september 2003

131


Avelin werd geen andere variant overwogen, aangezien elke andere oplossing een nieuwe verbinding vereiste die minstens even lang was. De budgettaire ramingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies, de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrustingen en de uitvoering van de werken. We wijzen erop dat het hier uitsluitend gaat om grootteordes die gebaseerd zijn op een eerste raming van de kosten die door de investering worden teweeggebracht. Het is de bedoeling om aan de hand van deze informatie de varianten met elkaar te vergelijken.

Nieuwe 380/150 kV-transformator in Avelgem/Ruien en 150 kV-verbinding Avelgem-Ruien Rendabiliteitsstudie voor de transformator van Avelgem/Ruien Het is aangewezen om in Avelgem/Ruien een nieuwe transformator te installeren, om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark te waarborgen, en om de kosten voor opgelegde productie van de eenheden van Ruien te vermijden. Er werd een risicostudie gemaakt om de investeringskosten van de nieuwe transformator van Avelgem/Ruien en de kosten in verband met het risico van de verplichte productie te vergelijken. Doel van deze investering is de netveiligheid te waarborgen. Uit deze studie blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskost van de investering overeenkomt met: • 5 weken verplichte productie van Ruien 5; • 3 weken verplichte productie van Ruien 6. Deze rendabiliteitsberekeningen worden gemaakt op basis van: • een afschrijvingsperiode van 37 jaar; • een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van Elia; • gemiddelde prijzen voor verplichte productie, gebaseerd op de lopende contracten; • 60 uur werking per week, gespreid over 5 dagen. Socio-economische vergelijking tussen de investeringsvarianten Voor de versterking van de transformatie van Ruien werden twee varianten bekeken. Het alternatief voor de nieuwe transformator van Avelgem/Ruien is een nieuwe transformator in Wortegem. De nieuwe transformator zou dan in aftakking op de 380 kV-lijn Avelgem-Mercator worden aangesloten. Technisch gezien zijn deze oplossingen min of meer gelijkwaardig. De aanwezigheid van twee aftakkingen op de lijn Avelgem-Mercator (waaronder één in Rodenhuize en één in Wortegem) vormt echter een klein nadeel. Ook wat hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu betreft, is er weinig verschil tussen de twee oplossingen. Het gaat immers om de versterking van bestaande posten met nieuwe transformatoren, zonder dat daarvoor nieuwe 380 kV-lijnen moeten worden aangelegd.

132

Ontwikkelingsplan – september 2003


De beslissing werd genomen op basis van de respectieve kosten van de twee oplossingen. Het budget voor een nieuwe transformator in Avelgem/Ruien ligt 40% lager dan het budget dat werd berekend voor de installatie van een transformator in Wortegem. Dit verschil kan als volgt worden verklaard: • voor de transformator van Avelgem/Ruien moet de 150 kV-lijn Avelgem-Ruien worden versterkt; • voor de transformator van Wortegem zijn de aansluitingskosten heel wat lager, maar is wel de aanpassing vereist van de metaalomsloten 150 kV-post van Wortegem en de bouw van acht nieuwe velden. In tabel 7.9 wordt de vergelijking van beide varianten geïllustreerd. Tabel 7.9: Socio-economische vergelijking van de varianten voor de versterking van de transformatie in Avelgem/ Ruien en Wortegem

Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin De versterking van de Frans-Belgische interconnectie door de plaatsing van het tweede draadstel Avelgem-Avelin beperkt de kosten en de impact op het milieu en de ruimtelijke ordening tot een minimum, vermits zij geen volwaardige nieuwe infrastructuur vereist. Bovendien zal de fasetranspositie van de twee draadstellen het elektrisch veld en het magnetisch veld onder de lijn doen afnemen in vergelijking met de huidige toestand. In tabel 7.10 ziet u welke socio-economische evaluatiecriteria werden gehanteerd voor het tweede draadstel Avelgem-Avelin.

Ontwikkelingsplan – september 2003

133


Tabel 7.10: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Avelgem-Avelin

Faseverschuiver van Monceau en versterking van Jamiolle-Monceau Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten ChoozMonceau en Gramme-Massenhoven In tabel 7.11 worden de resultaten van een studie over de maximaal toegelaten transactiecapaciteit tussen Frankrijk en BelgiĂŤ weergegeven naargelang van het versterkingsniveau van het Belgische net. De versterkingen worden erin vermeld in volgorde van doeltreffendheid voor de maximaal toelaatbare transacties. De maximale transacties stemmen overeen met een winterdag, met een volledig net en met een importsaldo voor Nederland van 2500 MW. Tabel 7.11: Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk en BelgiĂŤ naargelang van het niveau van versterking van het Belgische net

134

Ontwikkelingsplan – september 2003


Deze studie toont ook de volgende zaken aan: • De versterking van de 380 kV-lijn Avelgem-Avelin en de installatie van een faseverschuiver in Monceau is bijna even doeltreffend als de versterking van de 380 kV-lijnen Avelgem-Avelin en Gramme-Massenhoven90. Bovendien is de installatie van een faseverschuiver in Monceau vanuit economisch standpunt te verkiezen boven de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven. • Als men ze maximaal wil benutten moet de nieuwe 380 kV-lijn AubangeMoulaine daarentegen worden gerealiseerd na de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven. De tabel hierna geeft een economische vergelijking van de versterking van de lijn Chooz-Monceau met installatie van een faseverschuiver en de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven. Tabel 7.12: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de lijn ChoozMonceau met installatie van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking van de lijn GrammeMassenhoven

91

Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten met betrekking tot de installatie van een faseverschuiver op de lijn ChoozMonceau De installatie van de faseverschuiver te Monceau is het resultaat van langdurig overleg tussen de beheerders van het Belgische en het Franse net, om tot een optimale oplossing te komen voor de overbelastingen die zich op de as Monceau-Chooz-Mazures voordoen door de versterking van de interconnecties. In een eerste fase werd overwogen om de transformator van Jamiolle te versterken, maar dit leidde tot overbelastingen op de 220 kV-lijn JamiolleChooz. Bovendien bleef het knelpunt op de 380/220 kV-transformatoren van Mazures bestaan. Een oplossing voor deze beperking op het interconnectienet had kunnen bestaan uit de opening van de lijn Jamiolle-Chooz. Deze oplossing zou het

90 De versterking van de verbinding Gramme-Massenhoven wordt in hoofdstuk 8 beschreven. 91 De nieuwe 150/70 kV-voeding die in de post te Thy-le-Château wordt gerealiseerd, wordt in de schatting van deze variant niet opgenomen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

135


voordeel bieden dat de transactiemogelijkheden tussen Frankrijk en België verhogen. Daartegenover staat dat Henegouwen één van haar bevoorradingspunten zou verliezen. In dat geval zou op termijn een extra 380/150 kV-transformator moeten worden voorzien. De enige plaats die hiervoor momenteel in aanmerking zou komen, is de post van Trivières. Dit is een erg zware investering, gezien de noodzaak om een 20 kilometer lange nieuwe 380 kV-lijn te bouwen tussen Courcelles en Trivières. Het alternatief voor de 380/150 kV-transformator van Trivières is de installatie van een faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau. Voor de lokalisatie van deze faseverschuiver werden twee varianten bestudeerd: • de eerste variant was de opstelling van de faseverschuiver in een nieuwe post te Valentinoise (Silenrieux) vlak onder de lijnen Jamiolle-Monceau (220/150 kV) en de antenne van Plate-Taille (150 kV); • de tweede variant – waarvoor uiteindelijk werd gekozen – voorziet de installatie van een faseverschuiver in de bestaande 150 kV-post van Monceau. Daarnaast moet de voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen, die ondersteund wordt door de 150/70 kV-transformator te Neuville, worden versterkt. Daarvoor komt er een nieuwe 150/70 kV-voeding in de post van Thy-leChâteau92 vanaf de post van: • Valentinoise (Silenrieux) in de eerste variant; • Monceau in de tweede variant. In tabel 7.13 hierna worden de belangrijkste voor- en nadelen van deze varianten op een rijtje gezet. Tabel 7.13: Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in Valentinoise of Monceau

Tabel 7.14 geeft de socio-economische vergelijking van de twee varianten. Deze economische vergelijking omvat de plaatsing van de kabel die nodig is voor de voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen in Thy-le-Château. 92 Deze investering wordt in de investeringen van gewestelijk belang opgenomen.

136

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 7.14: Socio-economische vergelijking van de varianten met betrekking tot de installatie van een faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau

Versterking van de interconnecties met Frankrijk De twee voorgestelde investeringen voor het verhogen van de interconnectiecapaciteit tussen Frankrijk en België – het tweede draadstel Avelgem-Avelin en de versterking van Chooz-Monceau - zijn volledig gerechtvaardigd vanuit een socio-economisch oogpunt. De investeringskost wordt namelijk op zeer korte termijn door de Belgische elektriciteitsverbruiker teruggewonnen door het verschil in de marktprijzen tussen Frankrijk en België. Het is noodzakelijk om deze versterkingen zo spoedig mogelijk te verwezenlijken, om maximaal te profiteren van huidige productieoverschotten op Europees niveau.

Nieuwe 380/150 kV-transformator in Courcelles/Gouy en verbinding Gouy-Courcelles Studie van de rendabiliteit van de transformator van Courcelles/Gouy De voorkeur gaat naar de nieuwe transformator van Courcelles/Gouy, zodat de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark kan worden bevorderd en het risico van de kosten voor de verplichte inzet van de eenheden van Monceau en Amercoeur wordt vermeden. Er werd een risicostudie uitgevoerd waarin de investeringskosten van de nieuwe transformator van Courcelles/Gouy werden vergeleken met de kosten van de verplichte productie omwille van de netveiligheid. Hieruit blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskosten van de investering overeenkomen met 6 tot 13 weken opgelegde productie van een eenheid van Amercoeur 2, volgens de parameters die in de berekeningen worden gehanteerd. Deze rendabiliteitsberekening wordt uitgevoerd op basis van: • een afschrijvingstermijn van 37 jaar; • een actualisatievoet dat gelijk is aan de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van Elia;

Ontwikkelingsplan – september 2003

137


• gemiddelde prijzen voor verplichte productie op basis van de lopende contracten; • een produceerd vermogen dat varieert van 60 tot 90 MW; • 108 tot 168 bedrijfsuren per week; • een continu-inzet of een inzet met starts en stops. Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten In het kader van de transformatieversterking van Hengouwen werden drie varianten bekeken. Naast de nieuwe transformator in Courcelles/Gouy zijn de twee andere varianten: • een nieuwe transformator in Tergnée, waarvan de aansluiting de aanleg zou vereisen van een tweede draadstel van de 380 kV-lijn Saint-Amand-Tergnée, hetzij over 7,5 km, en een aanpassing van de post; • een nieuwe transformator in Trivières, die de bouw van een 380 kV-lijn over een afstand van 20 km vanaf Courcelles vereist. Vanuit technisch oogpunt zijn deze oplossingen min of meer evenwaardig. Vanuit hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu werd met de volgende elementen rekening gehouden: • het gaat om versterkingen van bestaande posten door nieuwe transformatoren; • de aansluiting van deze transformatoren vereist de aanleg van het tweede draadstel van een bestaande lijn of de bouw van een nieuwe verbinding in het 380 of 150 kV-net over een lengte van 2 tot 20 kilometer, naargelang van het geval. Het is duidelijk dat de bouw van een nieuwe verbinding met een lengte van 20 km (in het geval van de bouw van een nieuwe transformator) minder gunstig is op het vlak van de ruimtelijke ordening en milieu dan de verbindingen die moeten worden voorzien voor de andere varianten, zelfs als de bouw van deze lijn zou gepaard gaan met de ontmanteling van bestaande 150 kV-lijnen. Bovendien is deze oplossing vanuit budgettair standpunt bijna drie keer duurder dan de oplossing waarvoor uiteindelijk werd gekozen. De keuze tussen de versterkingsvarianten in Tergnée of in Gouy werd gemaakt op basis van de kosten voor de twee oplossingen. Het budget voor de installatie van een nieuwe transformator in Tergnée ligt 20% hoger dan het budget dat werd berekend voor de installatie van een transformator in Gouy. En wel om de volgende redenen: • het budget voor de installatie van de nieuwe transformator in Tergnée ligt minder hoog wat de aansluiting betreft: het budget van de plaatsing van het tweede draadstel in Saint-Amand-Tergnée is ongeveer 40% van het budget voor de realisatie van een nieuwe bovengrondse lijn tussen Courcelles en Gouy; • dit voordeel wordt echter teniet gedaan door de noodzaak om vier bijkomende velden te bouwen voor de uitbreiding van de post van Tergnée (waarvan drie 380 kV-velden), terwijl twee volstaan voor de uitbreiding van de posten van Courcelles en Gouy (waaronder één 380 kV-veld).

138

Ontwikkelingsplan – september 2003


In tabel 7.15 hierna wordt de vergelijking van deze drie varianten geĂŻllustreerd. Tabel 7.15: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de transformatie in Gouy

Installatie van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens De tabel hierna geeft een overzicht van de socio-economische evaluatie van de installatie van twee faseverschuivers in de 380 kV-posten van Kinrooi en Zandvliet. Vandaag is het alleen mogelijk een eerste richtprijs van deze installatie te geven, zoals hij in de tabel 7.16 opgenomen is. Verdere studies zijn nodig om een betere raming op te stellen. Zoals al in deel 7.3.2 vermeld, hebben deze faseverschuivers een positief effect op de grootte, de stabiliteit en de termijn van importcapaciteiten, die aan de markt ter beschikking gesteld worden. Op basis van voorzichtige schattingen in verband met de verhoging van de capaciteiten en de mogelijke winst op het prijsverschil tussen de buurlanden en BelgiĂŤ, kan de kost voor de installatie van deze faseverschuivers op enkele jaren teruggewonnen worden. De kWh-prijzen zijn zowel gebaseerd op de prijsindicatoren op korte en lange termijn van de elektriciteitsbeurzen (spotprijzen en futures/forward prijzen voor energie). Zoals voor de versterking van de interconnecties, moet de indienstname zo vlug mogelijk verwezenlijkt worden om de opportuniteiten vol te kunnen benutten, die uit de huidige productieovercapaciteit in Europa voortvloeien.

Ontwikkelingsplan – september 2003

139


Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee faseverschuivers aan de BelgischNederlandse grens

7.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG Het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 kV/MS-transformatoren werd in deel 5.2.1 toegelicht. Ter herinnering: het gaat erom om, waar mogelijk, de directe transformatie te versterken vanaf het 220150 kV-net naar de middenspanningsnetten, om op die manier tegen de laagste kosten een verbruiksstijging op te vangen. Deze investeringen, die samenhangen met de evolutie van het plaatselijk verbruik, kunnen moeilijk worden gepland voor een periode van meer dan twee jaar. Dat is ook de reden waarom de definitieve beslissingen in de plannen voor de ontwikkeling van de gewestelijke netten zich beperken tot het jaar 2005. Door de samenhang hiermee hebben de versterkingen van gewestelijk belang, die in dit Plan werden overgenomen, betrekking op dezelfde tijdsperiode. Het overzicht van de investeringen die hiervoor worden voorzien tegen 2005 wordt opgenomen in de delen 7.5.1 en 7.5.2 hierna. In deel 7.5.3 vindt u een meer gedetailleerde uitleg over de investeringen.

140

Ontwikkelingsplan – september 2003


7.5.1

VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005

7.5.2

VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE Versterking van de transformatie 220-150/70 tot 26 kV Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kV-transformatoren in bestaande posten tegen 2005

Ontwikkelingsplan – september 2003

141


Versterking van de transformatie 150 kV/MS Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in bestaande posten tegen 2005

7.5.3

93

GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN West-Vlaanderen Versterking van de 150/36 kV-post te Koksijde De toename van het verbruik van Lombardsijde, gevoed op 36 KV, vergt een versterking. Hierbij werd om economische redenen de voorkeur gegeven aan een nieuwe 150/36 kV-transformator in de post te Koksijde boven het alternatief bestaande uit de versterking in Slijkens. Bovendien maakt deze oplossing de aansluiting van “on-shore” windmolenparken in het hinterland van Koksijde mogelijk. Hierbij ontstaat een embryo voor een 36 kV-net, parallel met het zwakke en verzadigde 70 kV-net, in deze streek in volle economische ontwikkeling. Uitstel van de versterking van de post van Ham Simulaties, uitgevoerd voor de periode tot 2006, tonen het grote belang aan om de transformatie van de post van Ham te versterken. Tegen het einde van de beschouwde periode moet de transformator van de post van Ham immers bij een incident als reserve optreden voor de posten van Flora en Nieuwe Vaart. Op deze post zijn echter ook productie-eenheden (gasturbine en eenheid met SPEdiesel) aangesloten, die onregelmatig worden ingezet. Hierdoor kan de transfer naar deze reserve-transformator niet op ieder moment worden gewaarborgd. Op lange termijn zou men dit kunnen oplossen door een nieuwe transformator te installeren in Ham en deze met Ringvaart te verbinden door het tweede draadstel aan te leggen van de bestaande lijn tussen Ringvaart en Ham.

93 De plaatsing van de 150/15 kV-transformator in Mol zou kunnen worden vervangen door een 70/15 kV-transformator met hetzelfde vermogen, in functie van de transformatoren die in het reservepark in voorraad zijn.

142

Ontwikkelingsplan – september 2003


Er werd echter geopteerd voor een tijdelijk alternatief voor deze investeringen tegen 2006. Dit alternatief bestaat uit: • de uitwerking van specifieke exploitatievoorwaarden voor de diesel productieeenheden, die op de post van Ham zijn aangesloten; • de herstructurering van het net in de zone van Ham die werd voorzien voor 2003, namelijk de aanleg van 36 kV-kabels tussen Destelbergen en Sint Amandsberg en tussen Sint Amandsberg en Flora.

Provincie Antwerpen Tweede 150 kV-draadstel Scheldelaan-Zevende Havendok De installatie van een productiegroep van 400 MW in Zandvliet en productiegroepen voor 120 MW in Zwijndrecht vergt de aanleg van een tweede 150 kV-draadstel Scheldelaan – Zevende Havendok.

Waals Brabant Nieuwe 150/15 kV-transformator te Oisquercq Om te voldoen aan de sterk gestegen plaatselijke belasting, zal een derde 150/15 kV-transformator van 50 MVA worden geïnstalleerd en zal een tweede MS-cabine worden gebouwd. Nieuwe 150/15 kV-transformator te Nivelles De versterking van de transformatie in Nivelles is een gevolg van de stijging van het plaatselijke verbruik. De post van Nivelles wordt momenteel immers slechts gevoed door één enkele 150/15 kV-transformator. Als hulpvoeding wordt een beroep gedaan op een middenspanningsverbinding met een sterke capaciteit vanaf de post van Baulers. Deze hulpvoeding volstaat echter niet meer, waardoor er in Nivelles een tweede transformator zal moeten worden geplaatst. De verbinding met hoge capaciteit kan dan dienen als hulpvoeding voor de post van Baulers en zo kunnen daar de investeringen ter versterking worden uitgesteld.

Provincie Luik Nieuwe 150/70 kV-transformator in Eupen, nieuwe 150 kV-kabel Lixhe – Battice en overschakeling van een 70 kV-draadstel van de lijn BatticeEupen naar 150 kV Omwille van de stijging van het elektriciteitsverbruik in de streek van Eupen moeten volgende versterkingen worden uitgevoerd: • het transformatievermogen naar zowel het 70 kV-net als het 15 kV-net in Eupen verhogen door de installatie van een bijkomende 150/70kVtransformator, waarvan de tertiaire wikkeling de 15 kV-cabine zal voeden;

Ontwikkelingsplan – september 2003

143


• de 150 kV-voeding van de volledige oostelijke regio van België (VerviersEupen) vanaf de post van Lixhe: hiervoor moet een nieuwe 150 kV-kabel tussen Lixhe en Battice worden aangelegd, die zal worden verlengd tot Eupen door een 70 kV-draadstel van de lijn Battice-Eupen over te schakelen naar 150 kV. Nieuwe 220/70 kV-transformator te Brume Door de groeiprognoses van het verbruik zal een derde 220/70 kVtransformator worden geïnstalleerd in de post van Brume. Deze dient om het 70 kV-net te Cierreux te voeden. Hij zal via een nieuwe 70 kV-verbinding tussen Brume en Cierreux worden verbonden met de 70 kV-post van Cierreux. Deze versterking is nodig om de 70 kV-lus tussen de posten van Trois-Ponts en Houffalize te voeden.

Provincie Namen Nieuwe 150/70 kV-transformator in Thy-le-Château en nieuwe 150 kVkabel tussen Monceau en Thy-le-Château (Henegouwen) De nieuwe transformator van Thy-le-Château speelt een cruciale rol in de veiligheid van de voeding van de lus Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-leChâteau-Hanzinelle-Neuville. Deze transformator zal via een 150 kV-kabel vanaf de post van Monceau worden gevoed.

Provincie Henegouwen Nieuwe 150/10 kV-transformator in Gouy Om de hogere belasting op te vangen, die vooral het gevolg is van de ontwikkeling van een industriezone, moet het transformatievermogen van de post van Gouy worden versterkt. Hiervoor werden twee mogelijkheden beschouwd: • de vervanging van de twee 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA door twee 70/10 kV-transformatoren van 40 MVA; • de overheveling van de belasting naar 150 kV. Uiteindelijk werd voor de tweede mogelijkheid gekozen. Deze kadert immers in het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van de middenspanningsnetten vanaf het 150 kV-net. De belasting wordt in normale omstandigheden gevoed door de nieuwe 150/10 kV-transformator van 40 MVA. De twee bestaande 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA worden in monobloc aangesloten als hulpvoeding. Nieuwe 150/15 kV-transformatoren in Chièvres Er worden twee nieuwe 150/15 kV-transformatoren van 50 MVA in de bestaande 150 kV-post van Chièvres geïnstalleerd. Deze post voedt momenteel de HST-lijn Parijs-Brussel. Door deze nieuwe injectie kunnen vanuit technisch-

144

Ontwikkelingsplan – september 2003


economisch94 standpunt verschillende problemen in de nabijgelegen 70 kV- en 150 kV-netten worden opgelost. Er is een alternatief mogelijk bestaande uit een reeks plaatselijke versterkingen, maar deze vergen heel zware investeringen. Het zou meer bepaald gaan om: • de versterking van de post van Lens, wat nodig is voor de netveiligheid bij een incident. Hierbij zou de bestaande transformator (70/15 kV - 20 MVA) worden vervangen door een krachtiger transformator (70/15 kV - 40 MVA). Hierdoor zou het 70 kV-net tussen Baudour, Lens, Deux-Acren en Ligne echter zwaarder worden belast; met de nieuwe transformator van Chièvres kan men de middenspanningsbelasting van Lens op Chièvres overnemen; • de installatie van een tweede transformator (70/15 kV - 40 MVA) ter versterking van de post van Ligne, waarmee het hogere verbruik in de streek Leuze-Ligne-Deux-Acren kan worden opgevangen: deze oplossing zou echter op korte termijn leiden tot de verzadiging van het 70 kV-net tussen Baudour, Lens, Deux-Acren en Ligne. Er bestaat hier echter ook een variant op: de installatie van een 150/15 kV-transformator van 50 MVA die zou worden gevoed door een 150 kV-kabel vanaf Chièvres. Dit is echter een erg dure oplossing. Met de nieuwe transformator van Chièvres kan men echter de middenspanningsbelasting van Ligne op Chièvres overnemen; • de volledige of gedeeltelijke overschakeling van de 70 kV-posten van Quevauchamps, Elouges en Pâturages en van het 70 kV-net BaudourPâturages-Elouges naar 150 kV door het gestegen verbruik. Hiervoor zullen zowel de plaatselijke transmissiebeheerder als de distributienetbeheerder zware investeringen moeten doen. De installatie van de nieuwe transformator in Chièvres biedt hen de kans deze investeringen uit te stellen; • de versterking van de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien of van een alternatief; de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien voedt in aftakking de post van Ligne, die het 70 kV-net ondersteunt en die rechtstreeks het plaatselijke 15 kV-verbruik voedt. De nieuwe transformator van Chièvres beperkt aanzienlijk de overbelasting op de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien bij een incident, doordat ze de transits over de verschillende 150 kV-lijnen Baudour-Chièvres en ChièvresRuien evenwichtig verdeelt. Versterking van de bestaande 150 kV-lijn Tergnée-Montignies tussen Tergnée en Port de la Praye Het deel Tergnée-Pont-de-Loup van de 150 kV-verbinding Tergnée–Montignies is bijna verzadigd. Door de groeiprognoses van het verbruik op 150 kV in de streek van Charleroi zal de capaciteit van de lijn Tergnée-Farciennes-Pont-deLoup worden versterkt teneinde de beschikbare transitcapaciteit volop te benutten op de verbinding Pont-de-Loup-Montignies-Monceau, die een verlenging vormt van de verbinding Tergnée-Pont-de-Loup.

7.6 UITVOERINGSPLANNING In de tabellen 7.20 en 7.21 vindt u een overzicht van de uitvoeringsplanning voor de versterkingen van nationaal belang en van gewestelijk belang.

94 Hoewel de DNB nieuwe middenspanningskabels moet plaatsen vanaf de nieuwe site, is de globale oplossing TNB-DNB de optimale oplossing.

Ontwikkelingsplan – september 2003

145


7.6.1

VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006

146

Ontwikkelingsplan – september 2003


7.6.2

VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005

7.6.3

BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2006 Figuur 7.22 hierna beschrijft het hoogspanningsnet tegen het jaar 2006, rekening houdend met de versterkingen die door de TNB worden voorgesteld.

Ontwikkelingsplan – september 2003

147


148

Ontwikkelingsplan – september 2003


Ontwikkelingsplan – september 2003

149


150

Ontwikkelingsplan – september 2003


8

Versterkingen van het transmissienet tegen het jaar 2009

Ontwikkelingsplan – september 2003

151


152

Ontwikkelingsplan – september 2003


8.1 AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAUS In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik en de productie tegen het jaar 2009 beschreven. Bovendien werd in hoofdstuk 3 aangetoond dat het Belgische productiepark niet in staat is, om in 2009 het Belgisch verbruik te dekken (behalve in één scenario). Dit is zelfs het geval als alle aangekondigde eenheden met hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelinginstallaties gebouwd zouden zijn. Daarenboven werden in de context van de vrijmaking van de markt scenario’s uitgewerkt met hogere importniveaus. Dit zijn de “verhoging van de import”-scenario’s. Ter herinnering vermelden we nog even dat afbeelding 7.1 in hoofdstuk 7 duidelijk aantoont dat het geschatte verbruiksniveau in het Kyoto-scenario tegen 2009 vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat volgens de “macroeconomische” variant voor 2006 in aanmerking werd genomen. Hierna wordt daarom uitsluitend aandacht besteed aan de versterkingen die moeten worden gerealiseerd in het kader van de “macro-economische” variant tegen 2009. Deel 8.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet tegen het jaar 2009, door de stijging van het verbruik en het productiepark van het basisscenario, als geen bijkomende versterkingen worden uitgevoerd tegenover het jaar 200695. In deel 8.3 wordt iedere versterking - door het productiepark gestuurd en nodig tegen 2009 - per scenario beschreven. In deel 8.4 vindt u de technische en economische haalbaarheidsstudie vanuit het standpunt van de eindverbruiker. Deel 8.5 geeft de lijst van de versterkingen die nodig zijn door de stijging van het plaatselijk verbruik. In deel 8.6 tenslotte vindt u een samenvatting van de investeringen die tegen 2009 worden gepland. De investeringen die in dit hoofdstuk worden beschreven, worden louter ter informatie gegeven. Ze moeten nog worden bevestigd in een volgende uitgave van het Ontwikkelingsplan.

8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET Het referentie-elektriciteitsnet dat voor de studies tegen 2009 wordt beschouwd, wordt in deel 7.6 omschreven. Het gaat meer bepaald om het net dat is geprogrammeerd tegen het jaar 2006. Bovendien voorziet Nederland dat de 380 kV-post in Borssele voltooid zal zijn tegen 2006. De dimensionering van het transmissienet 380 kV tot 150 kV hangt vooral samen met de evolutie van het productiepark en de lokalisatie ervan, met de niveaus en de herkomst van de import, en de transit over ons net. De dimensionering wordt ook beïnvloed door de evolutie van het algemene verbruiksniveau. Het algemene groeiniveau van het verbruik is tussen 2006 en 2009 relatief zwak: hiervoor zijn geen extra versterkingen van het algemene net nodig. De

95 De versterkingen waarmee rekening werd gehouden, worden in deel 7.6 vermeld.

Ontwikkelingsplan – september 2003

153


toename van het plaatselijke verbruik vereist echter wel versterkingen van gewestelijk belang. Overigens is er vandaag weinig of geen informatie beschikbaar over de perspectieven inzake investeringen in de productie op die termijn. De berekeningen met load-flowmodellen op basis van de beschikbare informatie tonen aan dat geen grote moeilijkheden verwacht worden voor het transmissienet, als dat tegen 2006 inderdaad versterkt is zoals voorzien.

8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG

8.3.1

BASISSCENARIO - 2009 Volgens de prognoses voor de investeringen in de productie tegen het jaar 2009 die momenteel beschikbaar zijn, moet het voor het jaar 2006 versterkte net normaal gezien volstaan om de algemene stijging van het verbruik op te vangen.

8.3.2

SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT– 2009” Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat voortvloeit uit de versterkingen die voorzien zijn tegen 2006, bedraagt 3.700 MW, waarbij ook rekening wordt gehouden met een importniveau van 2.500 MW voor Nederland. Dit potentieel kan op 4.700 MW worden gebracht als volgende bijkomende investeringen worden gedaan: • versterking van de 380 kV-lijn Gramme-Massenhoven; • nieuwe 380 kV-lijn Aubange-Moulaine (deels op Frans grondgebied). Om het volle potentieel ervan te kunnen benutten moet de lijn AubangeMoulaine in dienst worden gesteld na het plaatsen van het tweede draadstel van Gramme-Massenhoven. Het deel van de nieuwe lijn Aubange–Moulaine dat over Belgisch grondgebied loopt, is volledig klaar. De beheerder van het Franse net liet intussen weten dat het deel op Frans grondgebied ten vroegste in 2009 klaar zal zijn. Bij een importniveau van 4.700 MW komen er overbelastingen op de 380 kV-lijn Gramme-Courcelles en de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en Gramme, door het stilleggen van de productie-eenheden in het 150 kV-net. Met het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men het probleem van deze overbelastingen oplossen, die te maken hebben met overproductie in de streek van Luik. Om het risico van een verplichte productie te Langerlo buiten de piekmomenten te vermijden, moet er in Zutendaal een bijkomende 380/150 kV-transformator worden geplaatst, in aftakking onder de 380 kV-verbinding GrammeMassenhoven.

154

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabellen 8.1 en 8.2 geven een overzicht van de investeringen die moeten gebeuren om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW mogelijk te maken. Tabel 8.1: Versterkingen van de posten en transformatoren die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen

Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen

Zoals reeds werd aangegeven in deel 7.3.2, zal de stijging van het importniveau ongetwijfeld behoeften doen ontstaan inzake compensatie in blindvermogen. Er worden momenteel studies uitgevoerd om de meest geschikte investeringen hiervoor te bepalen.

8.3.3

SCENARIO “STILLEGGEN VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIEEENHEDEN – 2009” De Belgische producenten zouden om economische redenen kunnen overwegen om bepaalde van hun machines tijdelijk of periodiek stil te leggen. Het scenario “stilleggen van de niet-economische productie-eenheden” houdt rekening met het stilleggen van Kallo 1 en 2, Langerlo 1 en 2, Rodenhuize 4 en Ruien 5 en 6. Als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet in Zandvliet een bijkomende 380/150 kV-transformator worden geplaatst. Als de productie in Rodenhuize wordt stilgelegd, moet een 380/150 kV-transformator te Rodenhuize worden

Ontwikkelingsplan – september 2003

155


geïnstalleerd. Deze transformatoren moeten dan buiten dienst worden gesteld als deze productie-eenheden worden ingezet. Als men deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren niet installeert, loopt men het risico van de kosten voor verplichte inzet van deze productie-eenheden bij een door de producenten geprogrammeerde stop. De netbeheerder heeft zich voorgenomen om de komende jaren bijzonder aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen en investeringen uit te voeren indien deze noodzakelijk blijken.

8.4 TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE 8.4.1

TECHNISCHE HAALBAARHEID Volgens de huidige stand van zaken zijn er op het vlak van de technische haalbaarheid geen moeilijkheden te verwachten.

8.4.2

BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING De investeringen werden gepland in het kader van het economische en milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document. Dit beleid heeft tot doel de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening zo minimaal mogelijk te houden.

Versterking in Limburg Nieuwe 380/150 kV transformator en post te Zutendaal De nieuwe post van Zutendaal zal gebouwd worden op een site die zich onder de bestaande lijnen bevindt. Er zal contact worden opgenomen met de overheid om de meest geschikte locatie te vinden. De transformator wordt in aftakking onder de bestaande verbinding GrammeMassenhoven aangesloten. Voor deze aansluiting zal men het vierde draadstel van een bestaande 150 kV-lijn over een afstand van 1,7 km moeten aanleggen. Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven Het tweede draadstel van de verbinding Gramme-Massenhoven zal worden uitgevoerd door de bestaande lijnen als volgt aan te passen: • de bestaande gedeelten Gramme-Langerlo en Massenhoven-Heze worden nu op 150 kV uitgebaat, en moeten naar 380 kV worden overgeschakeld; • het tweede draadstel wordt over het niet-uitgeruste gedeelte aangelegd, hetzij over een afstand van 113 km tussen Heze en Zutendaal. De impact van de versterking wordt hierdoor geminimaliseerd. Bovendien moet de 150 kV-post van Heze worden uitgebreid door het verdwijnen van het 150 kV-lijngedeelte tussen Massenhoven en Heze.

156

Ontwikkelingsplan – september 2003


8.4.3

ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCHE OPTIMUM VOOR DE EINDVERBRUIKER Voor ieder project dat in deel 7.3 werd beschouwd, werden de mogelijke varianten aan een technisch-economische vergelijking onderworpen. De economische evaluatie wordt uitgevoerd vanuit het standpunt van de eindverbruiker. Zij kadert in het economisch beleid en milieubeleid dat in deel 5.2 van dit document wordt beschreven. Hierna vindt u de vergelijking van de varianten die worden beschouwd voor de nieuwe transformator van Zutendaal. Er werd geen variant voor de aanleg van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven beschouwd, vermits iedere andere oplossing de aanleg zou vergen van een nieuwe en minstens even lange lijn. De budgettaire schattingen die in de volgende delen worden voorgesteld, omvatten de studies, de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrustingen en de uitvoering van de werkzaamheden. Belangrijk in dit verband is het feit dat het gaat om grootte-orden die gebaseerd zijn op een eerste schatting van de kosten die door de investering ontstaan. Het is in de eerste plaats de bedoeling om met deze informatie de verschillende varianten te vergelijken.

Nieuwe 380/150 kV-transformator en post te Zutendaal Rendabiliteitsstudie van de transformator van Zutendaal Met een nieuwe transformator te Zutendaal kan de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark worden bevorderd, zodat men het risico van kosten voor de verplichte inzet van de productie-eenheden te Langerlo kan vermijden. Er werd een risicostudie uitgevoerd om de investeringskosten van de nieuwe transformator van Zutendaal te vergelijken met de kosten van het risico van de verplichte productie omwille van de netveiligheid. Uit deze studie blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskost van de investering gelijk is aan zes weken opgelegde productie van een eenheid van Langerlo. Deze rendabiliteitsberekening werd uitgevoerd op basis van: • een afschrijvingsperiode van 37 jaar; • een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van Elia; • gemiddelde prijzen voor verplichte productie gebaseerd op de lopende contracten; • een werking van 60 uur per week, gespreid of 5 (vijf) dagen. Tot nu toe werden geen alternatieven voor de transformator van Zutendaal beschouwd. In tabel 8.3 hierna vindt u de socio-economische evaluatiecriteria die bij deze investering in rekening werden gebracht.

Ontwikkelingsplan – september 2003

157


Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator te Zutendaal

Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven Met het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men de capaciteitswinst door de versterking van de Belgisch-Franse interconnectie ten volle benutten. Deze investering minimaliseert de kosten en de impact op het milieu en de ruimtelijke ordening, vermits hiervoor geen volwaardige infrastructuur moet worden voorzien. Tabel 8.4 geeft een overzicht van de socio-economische evaluatiecriteria voor het tweede draadstel Gramme-Massenhoven. Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Gramme-Massenhoven

8.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG Hierna worden de tegen 2009 geplande investeringen voor de voeding van de 70 kV tot 26 kV- en middenspanningsnetten vanuit het 150 kV-net beschreven. Deze investeringen hangen samen met de toename van het plaatselijke verbruik en moeten de komende jaren nog worden bevestigd of herzien, in functie van de evolutie van de verbruikscijfers. Het is niet uitgesloten dat het volgende Plan voor dezelfde termijn andere investeringen zal voorzien in de posten, om

158

Ontwikkelingsplan – september 2003


toenames van het plaatselijke verbruik op te vangen die nog niet werden aangekondigd.

8.5.1

VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2009

8.5.2

VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE Men kan een onderscheid maken tussen verschillende types versterkingen: • de vervanging van bestaande transformatoren op 70 kV aangesloten, door nieuwe transformatoren met een groter nominaal vermogen op 150 kV aangesloten; • de vervanging van bestaande transformatoren door krachtiger transformatoren in een bestaande post; • de installatie van bijkomende transformatoren in bestaande posten; • de bouw van nieuwe posten. De tabellen 8.6 tot 8.12 geven een indicatieve lijsten van de investeringen volgens de types van versterkingen die hierboven werden beschreven.

Ontwikkelingsplan – september 2003

159


Versterking van de transformatie 150/70 tot 26 kV Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/70-36 kV transformatoren door krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009

Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150/70-26 kVtransformatoren in bestaande posten

Tabel 8.8: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 150 kV-posten

160

Ontwikkelingsplan – september 2003


Versterking van de 150 kV/ MS transformatie Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/ MS-transformatoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren

96

Tabel 8.10: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door de vervanging van bestaande transformatoren die in 70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met een groter nominaal vermogen die in 150 kV zijn aangesloten

96 In Battice komen er twee 150/15 kV-transformatoren in de plaats van de 3 bestaande 70/15 kV-transformatoren.

Ontwikkelingsplan – september 2003

161


Tabel 8.11: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150 kV/ MStransformatoren in bestaande posten

Tabel 8.12: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door nieuwe 150 kV-posten

8.5.3

HAALBAARHEID VAN DE VOORGESTELDE VERSTERKINGSPROJECTEN Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde projecten die tegen 2009 worden beschouwd. Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen haalbaarheids- en/of tracéstudies worden uitgevoerd. Het gaat meer bepaald om de volgende projecten: • de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de 150 kV-kabel Machelen – Woluwe; • de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-SintJob te Brecht; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek; • de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde;

162

Ontwikkelingsplan – september 2003


• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid. De versterking van het net van Antwerpen vergt op lange termijn de bouw van nieuwe bovengrondse lijnen: • de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de tunnel onder de Schelde; • de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet. De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van overleg met de betrokken overheden. Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht. Tenslotte moet een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding van Gasthuisberg.

8.6 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009 Figuur 8.13 hierna beschrijft het hoogspanningsnet met de voorziene investeringen tegen het jaar 2009.

Ontwikkelingsplan – september 2003

163


164

Ontwikkelingsplan – september 2003


Ontwikkelingsplan – september 2003

165


166

Ontwikkelingsplan – september 2003


9

Versterkingen van het transmissienet die niet aan de onderzochte tijdstippen zijn gebonden

Ontwikkelingsplan – september 2003

167


168

Ontwikkelingsplan – september 2003


In dit hoofdstuk worden de varianten beschreven waarvoor in het Ontwikkelingsplan moeilijk een specifieke termijn kan worden bepaald. Enerzijds worden de lokalisaties beschouwd die in aanmerking kunnen komen voor nieuwe eenheden, d.w.z. lokalisaties die zo weinig mogelijk problemen in het net veroorzaken. Op die manier kunnen nieuwe eenheden tegen de laagste kosten voor het net en met een zo laag mogelijke impact op het milieu worden aangesloten. De uitgevoerde studie toonde aan dat de beste lokalisaties nauw verbonden zijn met de algemene structuur van het net en in die zin weinig afhankelijk zijn van de tijdstippen die in het plan werden beschouwd. Anderzijds beschrijft dit hoofdstuk de investeringen die worden bepaald door de projecten voor nieuwe reeds aangekondigde productie-eenheden, waarvan de indienststelling en/of de termijn waarbinnen de indienststelling zal plaatsvinden, erg onzeker zijn.

9.1 SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES” Het zoeken naar de beste lokalisaties voor nieuwe productie-eenheden vanuit het standpunt van het net gebeurt via de berekening van globale indicatoren die de invloed op het net bepalen. Met deze indicatoren wil men de varianten vergelijken en hen vervolgens klasseren in functie van hun respectieve reservemarges tegenover de drempels van de dimensioneringscriteria. In de studie wordt naar de “gunstige lokalisaties” gezocht met de jaren 2006 en 2009 als eindpunten. De resultaten voor 2009 bevestigen de resultaten voor 2006. De wijzigingen van het referentienet tussen deze twee tijdstippen hebben geen ingrijpende invloed op de verkregen resultaten. Er werd rekening gehouden met eenheden van 400 MW. Dit vermogen is representatief voor monobloc-eenheden van het STEG-type en komt ook overeen met: • een gemiddelde vermogenswaarde voor centrale producties; • een drempelwaarde voor lokalisaties in het 150 kV-net. Voor de aansluiting van de machines werden twee spanningsniveaus beschouwd: 380 kV en 150 kV. De studie gebeurde in twee fases: • in een eerste fase werden de goede en slechte lokalisaties geïdentificeerd; • in een tweede fase werden “gunstige lokalisatiescenario’s” bepaald, d.w.z. de beste keuze voor: − de tweede meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste lokalisatie; − de derde meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste en een tweede lokalisatie; − enz. Men heeft de mogelijkheid open gelaten om één of meer 380/150 kVtransformatoren in de buurt van het aansluitingsknooppunt van een machine uit te schakelen. Zoals we reeds hebben vermeld, moet deze maatregel beperkt blijven, omdat de exploitatie van het net dan minder betrouwbaar wordt wegens de grotere complexiteit.

Ontwikkelingsplan – september 2003

169


9.1.1

IDENTIFICATIE VAN “GUNSTIGE LOKALISATIES” 380 kV-lokalisaties Voor het spanningsniveau 380 kV, zijn bijna alle lokalisaties globaal genomen gunstig. Als men de import beperkt verkleinen de problemen: het is gunstiger om op 380 kV te produceren dan op 380 kV te importeren. De 380/150 kVtransformatoren worden echter in beide gevallen even zwaar belast. De volgende “lokalisaties” worden beter vermeden: • Gramme: als hier een nieuwe productie-eenheid zou worden geïnstalleerd, worden de problemen voor de afvoeren van het vermogen nog zwaarder; • Doel, Mercator, Zandvliet: de installatie van nieuwe eenheden zou nefast zijn voor het kortsluitvermogen en zou een extra belasting vormen op de 380 kVlijnen tussen Zandvliet, Doel en Mercator.

150 kV-lokalisaties De volgende tabel geeft in de juiste volgorde de beste lokalisaties die werden weerhouden voor het spanningsniveau 150 kV. Tabel 9.1: Overzicht van de beste lokalisaties voor het spanningsniveau 150 kV

Deze lokalisaties moeten één voor één verder worden onderzocht, om de bruto resultaten van deze studie te verduidelijken. Ze kunnen ook opnieuw beïnvloed worden door van wijzigingen in het 380 tot 150 kV-net.

170

Ontwikkelingsplan – september 2003


In dit verband kunnen volgende overwegingen reeds worden aangehaald: • de gunstige lokalisatie op de site van Awirs houdt verband met de buitendienststelling van oude machines in de productie-eenheid van Awirs 4. Als deze deklassering wordt uitgesteld, wordt de lokalisatie wel minder gunstig voor de installatie van een nieuwe eenheid. Bovendien is het mogelijk dat de 150 kV-lijn Awirs-Lixhe in de toekomst wordt overgeschakeld naar 220 kV, om de overbelastingen van de transformatoren op te vangen die de voeding van de streek van Luik verzekeren; • volgens de technische criteria is de site van Merksem een gunstige lokalisatie, maar deze bevindt zich midden in stedelijk gebied; • een gedetailleerde studie toont aan dat de 150 kV-site van Beringen, die in de eerste studie naar voren kwam als gunstige lokalisatie, belangrijke overbelastingen zou veroorzaken op de 150 kV-lijn Beringen-Mol. Deze overbelastingen kunnen moeilijk worden opgelost zonder zware netinvesteringen (in de grootteorde van 40 M€), als de eenheden van Mol worden stilgelegd. Hetzelfde geldt voor de 380 kV-site van Meerhout, waar pas na de aanleg van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven tussen Massenhoven en Meerhout twee machines van 400 MW kunnen worden geïnstalleerd.

9.1.2

GUNSTIGE PARKEN DIE DE ONTWIKKELINGEN VAN HET NET BEPERKEN Op basis van de overwegingen in deel 9.1.1 werden er gunstige parken opgesteld. De studie toont aan dat de installatie van vier of vijf nieuwe productie-eenheden op gunstige lokalisaties het net minder belast dan de installatie van één nieuwe machine op een bepaalde gunstige site. Zo verdient de gelijktijdige invoering van twee nieuwe eenheden (in Trivières en Ruien) de voorkeur boven één nieuwe eenheid in Ruien. Hierdoor ontstaat immers een productie-evenwicht tussen verschillende elektriciteitszones, waardoor het net minder zwaar wordt belast. Bij wijze van voorbeeld kunnen we zeggen dat de lokalisatie van vier eenheden in Mol, Schelle, Ruien en Trivières een gunstige combinatie vormt. De bijkomende lokalisatie van de site van Awirs vormt een combinatie van vijf gunstige lokalisaties.

9.2 SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN” De volgende projecten van aangekondigde nieuwe productie-eenheden werden beschouwd: • een repowering van de eenheid van Kallo; • de off-shore windmolenparken in de Noordzee.

9.2.1

TECHNISCHE HAALBAARHEID Repowering van Kallo Bij de repowering van Kallo worden twee nieuwe gasturbines van 250 MW voor één van de twee bestaande stoomturbines voorgeschakeld (Kallo 1). De andere turbine wordt buiten dienst gesteld. De uitlaatgassen van de gasturbines

Ontwikkelingsplan – september 2003

171


worden gebruikt om een deel van de stoom te produceren die nodig is voor de voeding van de bestaande stoomturbine. Als één van de twee gasturbines uitvalt, daalt de productie met de helft. Er moeten verscheidene aanpassingen gebeuren in de 150 kV-post van Kallo, om het vermogen dat door de nieuwe groep wordt voortgebracht, te kunnen afvoeren (een nominaal vermogen van 780 MW in plaats van 560 MW): • de post van Kallo moet worden aangepast om de langs de post lopende rechtstreekse 150 kV-verbinding tussen Mercator en Zwijndrecht te kunnen inlussen; • de railstellen van Kallo worden met een open koppeling uitgebaat en de configuratie van de aansluitingen wordt aangepast; • bij de exploitatie hanteert men de volgende regels om te voldoen aan de criteria voor het kortsluitvermogen: als de volledige productie van Kallo in dienst is, wordt een transformator van Mercator uitgeschakeld.

Off-shore windmolenparken in de Noordzee De installatie van off-shore windmolenparken met een grote productiecapaciteit in de Noordzee vereist een versterking van het net, zodat het geproduceerde vermogen naar de verbruikers kan worden geleid. Deze versterking wordt overwogen op de spanningsniveaus 150 kV en 380 kV. Versterking op 150 kV Van deze versterking werden een tiental varianten geanalyseerd, waarvan de beste drie hierna worden beschreven en vergeleken: • de basisvariant van de versterking van de kust, die reeds werd beschouwd voor het jaar 2003. Hierbij worden de 150 kV-posten van Blauwe Toren en Slijkens rechtstreeks verbonden door de omleiding en de koppeling van de twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens; • de “Langerbrugge”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee verbindingen Brugge-Langerbrugge door een verbinding Blauwe TorenLangerbrugge; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden; • de “Eeklo Noord”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee verbindingen Brugge-Eeklo Noord door een verbinding Blauwe Toren-Eeklo Noord; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden. In ieder van de varianten wordt de capaciteit van de verbinding Brugge-Slijkens versterkt. Er wordt rekening gehouden met windmolenparken met een totaal nominaal vermogen van 580 MW, waarvan 230 MW in 150 kV aangesloten op Zeebrugge en in 350 kV aangesloten op Slijkens. In de tabel 9.2 hierna ziet u het percentage van het nominale vermogen dat in alle veiligheid door het net kan worden vervoerd (d.w.z. bij een incident), “op de piek” en “buiten de piek” voor iedere variant.

172

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 9.2: Percentage van het nominale vermogen dat door het net kan worden vervoerd, voor een opgesteld vermogen van 580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW met Slijkens verbonden

Op basis van een studie van de verdeling van de productie van windenergie over het hele jaar en de gemiddelde en maximale waarden die kunnen worden gehaald, werd beslist om het algemene net zo te dimensioneren dat het in staat is om naargelang van de seizoenen de volgende waarden in alle veiligheid af te voeren: • 60% van het nominale vermogen tijdens de winter; • 50% van het nominale vermogen in het tussenseizoen; • 40% van het nominale vermogen tijdens de zomer. Deze cijfers tonen aan dat de versterking die voorzien is in de basisvariant, niet volstaat om het geproduceerde referentievermogen bij een incident af te voeren. De twee andere varianten, waarvan de technische en economische prestaties heel nauw bij elkaar aanleunen, moeten nog gedetailleerder worden onderzocht, vooraleer een definitieve keuze te maken. Versterking in 380 kV Als het totale nominale vermogen van de off-shore windmolenparken 600 MW zou overschrijden, volstaan de oplossingen die in het vorige deel werden voorgesteld niet meer. De meest voor de hand liggende oplossing voorziet in dat geval de verlenging van het 380 kV-net naar de Belgische kust, door een lus te verwezenlijken tussen de posten van Izegem en Eeklo Noord. Een 380 kVversterking in antenne op Eeklo Noord volstaat immers niet, om het vermogen in veiligheid af te voeren. Andere minder gebruikelijke oplossingen op basis van vermogenselektronica vallen ook te overwegen. Een gedetailleerde studie wordt binnenkort opgestart. Deze moet worden voorafgegaan door een overleg met alle belanghebbende partijen, en zeker met de federale regering en de federale regulator. Dit teneinde de hypothesen te kunnen vastleggen die weerhouden moeten worden inzake vermogen, lokalisatie en planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken in de Noordzee.

Ontwikkelingsplan – september 2003

173


9.2.2

SOCIO-ECONOMISCHE EVALUATIE Ieder project dat in deel 9.2.1 werd beschouwd, maakte het voorwerp uit een technisch-economische evaluatie. De economische evaluatie gebeurde vanuit het standpunt van de eindverbruiker. Deze evaluatie kadert in het economisch beleid en het milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document. De budgettaire schattingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies, de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrusting en de uitvoering van de werken. Het is belangrijk dat het hier slechts gaat om grootteorden die gebaseerd zijn op een eerste schatting van de kosten die voortvloeien uit de investering. Het is de bedoeling dat op basis van deze gegevens de varianten kunnen worden vergeleken.

Repowering van Kallo De investering die nodig is om het net aan te passen bij een repowering van Kallo, bestaat hoofdzakelijk uit het aanpassen van de lijn Mercator-Zwijndrecht, zodat die lijn in de post van Kallo kan worden ingelust. In de tabel hierna ziet u de socio-economische evaluatie van het project. Tabel 9.3: Socio-economische evaluatie van het project voor de inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht in de 150 kV-post te Kallo

Off-shore windmolenpark in de Noordzee De investeringen in het net die nodig zijn om windmolenparken aan te sluiten met een opgesteld vermogen van ongeveer 580 MW in de Noordzee, behelzen in de drie varianten (beschreven in deel 9.2.1) hoofdzakelijk: • de versterking van de twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens, die in ieder geval noodzakelijk is; • de aanleg van ondergrondse kabels die de nieuwe verbindingen vormen, alsook de toevoeging van velden in de posten van Blauwe Toren en Slijkens. De tabel hierna geeft de socio-economische vergelijking van de drie beschouwde varianten.

174

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 9.4: Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van off-shore windmolenparken

De basisvariant beantwoordt niet volledig aan de technische criteria. De twee andere varianten, waarvan de technische criteria en de budgettaire schattingen heel nauw bij elkaar aanleunen, zullen het voorwerp uitmaken van een meer gedetailleerde studie.

Ontwikkelingsplan – september 2003

175


176

Ontwikkelingsplan – september 2003


Conclusies & uitvoering van het Ontwikkelingsplan

Ontwikkelingsplan – september 2003

177


178

Ontwikkelingsplan – september 2003


Het huidig Ontwikkelingsplan berust op macro-economische hypotheses die uitgaan van de groeivooruitzichten voor het verbruik die door het Federaal Plan worden geformuleerd, en op het Indicatief Programma van de Productiemiddelen van de CREG. De ruimtelijke verdeling van het verbruik beïnvloedt in zekere mate de evolutie van het net. In dit verband spelen de “micro-economische” prognoses, die door de netgebruikers worden meegedeeld of die in overleg met de beheerders van de middenspanningsnetten worden opgesteld, een zeer belangrijke rol. Het planningsproces is een complex gegeven: • enerzijds houdt het rekening met een groot aantal onzekerheden die samenhangen met de markt en die in het kader van dit Ontwikkelingsplan vooral te maken hebben met de verbruiksvooruitzichten, de centrale en de decentrale productie, de inplanting van verbruik en productie, alsook de import- en transitfluxen; • anderzijds spelen hier ook technische, economische en milieufactoren. Bij het opstellen van hett Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen van de vrijmaking van de elektriciteitsmarkt. De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net, hebben meer bepaald tot doel: • de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van de importcapaciteit van België; • de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in het net wanneer deze economisch verantwoord zijn, dit om telkens terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken. Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt. Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De aankondigingen die de federale regering recent deed over windmolenparken in de Noordzee werden nog niet in dit plan verwerkt. Er zijn nog aanvullende studies nodig om de ontwikkelingen van het net te bepalen die noodzakelijk zijn voor de aansluiting van off-shore windparken met een totaal nominaal vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd aangekondigd. Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het transmissienet op elk niveau behouden blijft.

OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S Een reeks zeer uiteenlopende scenario’s werd uitgewerkt op basis van de hypotheses van de evolutie van het verbruik en de productie, om zodoende alle denkbare scenario’s te bestrijken die werden ontwikkeld voor het beleid inzake de energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België: importniveau, onafhankelijkheid van het productiepark, transitniveaus, enz. Voor ieder

Ontwikkelingsplan – september 2003

179


scenario worden vervolgens de vereiste netversterkingen bepaald volgens de gebruikelijke technische, sociaal-economische en milieugebonden criteria. De overzicht van de scenario’s wordt weergegeven in figuur 10.1.

180

Ontwikkelingsplan – september 2003


Ontwikkelingsplan – september 2003

181


NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 Referentienet Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals in het begin van 2003 in gebruik is als referentienet genomen, inclusief de investeringen die zijn voorzien in 2003, en meer bepaald: • installaties die nog niet in gebruik werden genomen, maar die niet meer in vraag kunnen worden gesteld zonder ingrijpende gevolgen; • investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen. De netversterkingen die vallen onder federale bevoegdheid zijn: • een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde; • een nieuwe 380/150 kV-transformator in Reppel; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve; • een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières; • de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy. De hierna volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in dit Ontwikkelingsplan wordt beschouwd: • Tihange-Courcelles 380 kV; • Courcelles-Trivières 380 kV; • Avelgem-Chièvres 380 kV; • Chièvres-Trivières 380 kV. De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die voorzien was in het Uitrustingsplan 1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan. Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is deze ontdubbeling niet meer verantwoord, als we rekening houden met de investeringen in de productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de streek van Antwerpen, de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de algemene stijging van het verbruik. Binnen het tijdskader van dit plan voorzien wij evenmin de realisatie van de 380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van nieuwe productie-eenheden in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat de volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-TrivièresChièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze momenteel niet voorzien in dit Plan.

Voorstel van Elia voor netversterkingen tegen 2006 Het overzicht van de netversterkingen die door de netbeheerder worden voorgesteld tegen 2006 wordt hierna samengevat:

182

Ontwikkelingsplan – september 2003


• De netversterkingen van nationaal belang worden weergegeven in tabel 10.2 en houden rekening met: − een betere openstelling van de elektriciteitsmarkt door het vergroten van de importcapaciteit van België: aanleg van het tweede draadstel AvelgemAvelin, versterking van de verbinding Jamiolle-Monceau, plaatsing van een faseverschuiver in Monceau en twee 380 kV-faseverschuivers in Zandvliet en Kinrooi; − de wil van de netbeheerder om de onafhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark te vergroten: installatie en aansluiting van transformatoren in Avelgem/Ruien en in Courcelles/Gouy en bevestiging van de noodzaak van de transformator te Reppel, ingeschreven in het vorige uitrustingsplan. • Tabel 10.3 geeft de versterkingen van gewestelijk belang, die noodzakelijk zijn door de toename van het lokaal verbruik. • De netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken in de Noordzee aan te sluiten zullen worden gerealiseerd in overeenstemming met de beslissingen voor de bouw ervan. Het investeringsbeleid dat hiertoe werd uitgewerkt en uitgevoerd streeft er vooral naar om de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken. Niettemin is het belangrijk te beseffen, dat Elia geen vaste en definitieve verbintenissen kan nemen voor de realisatietermijnen, vermits deze sterk worden beïnvloed door de onzekerheden voor het verkrijgen van de nodige vergunningen.

Ontwikkelingsplan – september 2003

183


Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006

184

Ontwikkelingsplan – september 2003


Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005

NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009 Voor het jaar 2009 worden alleen aanduidingen gegeven over de netversterkingen die door een volgend Plan gewijzigd of bevestigd zullen worden.

Netversterkingen van nationaal belang • De studies, die opgestart of verder uitgewerkt moeten worden, hebben betrekking op: − de projecten die nodig zijn voor bijkomende importcapaciteit in België: − uitrustingen voor spanningsondersteuning bij hoge import ;

Ontwikkelingsplan – september 2003

185


− het tweede draadstel op de 380 kV-verbinding Gramme – Massenhoven met de nodige aanpassingen op de bestaande lijnen, de uitbreiding van de 150 kV-post van Heze als gevolg van de verdwijning van het stuk 150 kVlijn tussen Massenhoven en Heze; • de projecten voor het vergroten van de onafhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark: − de localisatie van de nieuwe post van Zutendaal onder de bestaande lijnen; • de netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken te kunnen aansluiten met een totaal nominaal vermogen hoger dan 600 MW. Hiervoor zullen ook minder gebruikelijke netoplossingen moeten overwogen worden op basis van vermogenselektronica. Deze studie moet worden voorafgegaan door een overleg met alle belanghebbende partijen, en vooral met de federale regering en de federale regulator. Dit om de hypothesen vast te leggen die weerhouden moeten worden inzake het vermogen, de lokalisatie en de planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken in de Noordzee. Al deze studies zullen worden uitgevoerd in nauw overleg met de bevoegde administraties, om zo goed mogelijk tegemoet te komen aan de eisen inzake ruimtelijke ordening en bescherming van het leefmilieu. De netbeheerder heeft zich ook voorgenomen om tijdens de komende jaren zeer aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen: • als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet een bijkomende 380/150 kVtransformator worden geplaatst in Zandvliet; • als de productie in Rodenhuize wordt stilgelegd, moet een 380/150 kVtransformator worden geïnstalleerd in Rodenhuize. Bij het niet installeren van deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren, ontstaat het risico van kosten voor de verplichte inzet van deze productie-eenheden bij een door de producenten geprogrammeerde stop. Elia zal investeringen uitvoeren indien deze noodzakelijk blijken.

Netversterkingen van gewestelijk belang Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde projecten die tegen 2009 worden beschouwd. Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen nog haalbaarheidsen/of tracéstudies worden uitgevoerd. Het gaat meer bepaald om de volgende projecten: • de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de 150 kV-kabel Machelen – Woluwe; • de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-SintJob te Brecht; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek; • de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid. Op lange termijn vergt de versterking van het net van Antwerpen de bouw van nieuwe bovengrondse lijnen:

186

Ontwikkelingsplan – september 2003


• de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de tunnel onder de Schelde; • de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet. De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van overleg met de betrokken overheden. Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht. Tenslotte moet ook een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding van de post van Gasthuisberg.

Ontwikkelingsplan – september 2003

187


/fed