feder

Ontwikkelingsplan 2005 – 2012 1

Federaal

17 september 2005

2 Ontwikkelingsplan 2005 – 2012


“We are a team of dedicated professionals,

accountable for keeping the lights on, by serving our

customers and the community in an efficient way”

Federaal 17 september 2005


INHOUDSTAFEL

Inleiding 13

VOORWERP 15

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 19

1 Inzet en belang van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet 21

1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET 23 1.1.1 Algemeen 23 1.1.2 Het elektriciteitstransmissienet in belgië 23

1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET 25 1.2.1 Algemene beschrijving 26 1.2.2 Onzekerheden die de ontwikkeling van het elektriciteitsnet

kenmerken 26 1.2.3 De visie op korte en middellange termijn 27

2 Evolutie van het verbruik 29

2.1 MACRO-ENERGETISCH KADER 31 2.1.1 Basishypotheses 32 2.1.2 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik 35

2.2 DEFINITIE VAN DE VERBRUIKSSCENARIO’S (AFGENOMEN VERMOGEN) 42 2.2.1 Hoge variant 42 2.2.2 Lage variant 44

2.3 LAATSTE METHODOLOGISCHE ONTWIKKELINGEN M.B.T. DE LOKALE VERBRUIKSPROGNOSES 45 2.3.1 Invloed van de temperatuur op het elektriciteitsverbruik 45 2.3.2 Tendensgebonden evolutie van het elektriciteitsverbruik 47


3 Evolutie van de productie 49

3.1 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE PRODUCTIEMIDDELEN 2005-2014 51 3.1.1 Centrale productie 51 3.1.2 Decentrale productie 51

3.2 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 53 3.2.1 Centrale productie 53 3.2.2 Decentrale productie 54

3.3 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT 58

3.4 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S 58 3.4.1 Basisscenario’s voor de productie 59 3.4.2 Scenario’s “verhoging van de import” 62 3.4.3 Scenario’s “onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het

productiepark” 63 3.4.4 Scenario’s “gunstige lokalisaties voor de eenheden” 63 3.4.5 Overzichtstabel van de productiescenario’s 63

4 De Belgische transacties in de internationale context 65

4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 67

4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN 68

5 Criteria voor de ontwikkeling van het transmissienet 71

5.1 DIMENSIONERINGSMETHODES VAN HET NET 73 5.1.1 De klassieke methodes 73 5.1.2 Integratie van de economische en ecologische criteria bij het

zoeken naar het economisch optimum 73 5.1.3 De probabilistische methodes 74

5.2 DIMENSIONERINGSCRITERIA VOOR HET AANSLUITEN VAN WINDTURBINES 75 5.2.1 Dimensioneringsmethodes 75 5.2.2 Dimensioneringscriteria 77

5.3 CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET TRANSMISSIENET IN HET KADER VAN DE PROBABILISTISCHE METHODES 79 5.3.1 Beschrijving van de probabilistische modellen 79 5.3.2 Ontwikkelingscriteria 81 5.3.3 eerste toepassingen in het kader van het Ontwikkelingsplan 82


6 Referentie-transmissienet (2006) 83

6.1 VERSTERKINGEN AANGEGAAN TEGEN 2003 86

6.2 VERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 88

6.3 RECHTVAARDIGING VAN HET UITSTELLEN, WIJZIGEN EN SCHRAPPEN VAN INVESTERINGEN DIE IN HET ONTWIKKELINGSPLAN 2003-2010 WORDEN AANBEVOLEN 90 6.3.1 Nationale versterkingen aangegaan tegen 2003 90 6.3.2 Versterkingen naar de lagere spanningsniveaus aangegaan

tegen 2003 91 6.3.3 Tegen 2006 geplande nationale versterkingen 92 6.3.4 Tegen 2006 geplande versterkingen naar de lagere

spanningsniveaus 93 6.4 BESCHRIJVING VAN HET 380-150 KV REFERENTIENET (2006) 94

7 Versterkingen van het transmissienet tegen 2008 99

7.1 NETONTWIKKELING ALS GEVOLG VAN HET VOORSTEL VAN DE TNB IN HET KADER VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 2003-2010 101 7.1.1 Vrijmaking van de elektriciteitsmarkt 101 7.1.2 Onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het Belgische

productiepark 102 7.1.3 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik 102

7.2 AFSTEMMEN VAN HET ELEKTRICITEITSNET OP HET PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAU 103

7.3 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 104

7.4 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 105 7.4.1 Basisscenario - 2008 105 7.4.2 Scenario “vrijmaking van de markt – 2008”: importniveau

van 2500 tot 3700 MW 106 7.4.3 Scenario “Onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het

productiepark – 2008” 108 7.5 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 110

7.5.1 Technische uitvoerbaarheid 110 7.5.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 110 7.5.3 Zoeken naar het socio-economisch optimum voor de

eindverbruiker 111 7.6 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS 115

7.6.1 Overzicht van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus 116

7.6.2 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen 116 7.7 UITVOERINGSPLANNING 119

7.7.1 Versterkingen van nationaal belang 119 7.7.2 Versterkingen naar de lagere spanningsniveaus 120 7.7.3 Beschrijving van het net tegen 2008 120


8 Ontwikkeling van het transmissienet op lange termijn 125

8.1 AFSTEMMEN VAN HET ELEKTRICITEITSNET OP HET PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAU 127

8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 127

8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 128 8.3.1 Basisscenario - 2012 128 8.3.2 Scenario “toename van de import op lange termijn” 129 8.3.3 Scenario «Onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het

productiepark op lange termijn» 133 8.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 134

8.4.1 Technische uitvoerbaarheid 134 8.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 134 8.4.3 Zoeken naar het socio-economisch optimum voor de

eindverbruiker 134 8.5 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS 135

8.6 BESCHRIJVING VAN DE EVOLUTIE VAN HET NET OP LANGE TERMIJN 137

9 Aansluiting van nieuwe productie-eenheden 141

9.1 GUNSTIGE LOKALISATIES VOOR DE AANSLUITING VAN NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN 143 9.1.1 Gunstige lokalisaties in 380 kV 144 9.1.2 Gunstige lokalisaties in 150 kV 144

9.2 AANSLUITING VAN DE OFFSHORE WINDTURBINEPARKEN MET EEN OPGESTELD VERMOGEN OP TERMIJN VAN 2000 MW 146 9.2.1 Mogelijkheden van aansluiting op het 150 kV-net 147 9.2.2 Mogelijkheden van aansluiting op het 380 kV-net 147 9.2.3 Socio-economische evaluatie 150

Conclusies & uitvoering van het Ontwikkelingsplan 153

REFERENTIENET (2006) 158

VOORSTEL TOT VERSTERKING VAN HET NET TEGEN 2008 159

EVOLUTIE VAN HET NET OP LANGE TERMIJN 161

NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN 163


LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN

Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet 24 Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net 24 Tabel 2.1: Evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden per sector bij

constante prijzen 2005-2012, in % per jaar 33 Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in Euros (2000)/toe) 34 Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik

tussen 2005 en 2012 volgens de hoge variant en de lage variant (in TWh) en vergelijking met de varianten die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden gehanteerd 35

Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, hoge variant) 37 Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2005-2012, lage variant) 37 Figuur 2.6: Verdeling van de besparingen inzake elektriciteitsverbruik,

tegen 2008 en 2012, in GWh van de lage variant in vergelijking met de hoge variant 40

Tabel 2.7: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2005-2012) 41

Figuur 2.8: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – Hoge variant 43

Figuur 2.9: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – Lage variant 45

Figuur 2.10: Ontleding van het residentieel verbruik in invloedsfactoren – “vervolmaakt” model 46

Figuur 2.11: Voorbeeld van ontleding in seizoensgebonden en niet-seizoensgebonden bestanddelen van een chronologische reeks van gegevens inzake residentieel verbruik over een periode van drie en een half jaar 47

Tabel 3.1: Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2005 of 2006 gepland zijn 54

Figuur 3.2: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van het windturbinepark in vergelijking met de situatie 2003 55

Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windturbinepark in vergelijking met de situatie in 2003, per Gewest. 56

Figuur 3.4: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van het off-shore windturbinepark in vergelijking met de situatie 2003 56

Tabel 3.5: Evolutie van het opgesteld vermogen van het off-shore windturbinepark in vergelijking met de situatie 2003 57

Figuur 3.6: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen inzake warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003 57

Tabel 3.7: Evolutie van het opgestelde vermogen in termen van warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003, per Gewest 58

Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot en met 2008, in MW 60 Figuur 3.9: Productieplan op de piek tot en met 2012, in MW –

Hoge verbruiksvariant 60 Figuur 3.10: Productieplan op de piek tot het jaar 2008, in MW –

Lage verbruiksvariant 61 Figuur 3.11: Productieplan op de piek tegen het jaar 2012, in MW –

Lage verbruiksvariant 61 Figuur 3.12: Evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per

type eenheid, respectievelijk tegen 2008 en tegen 2012, ten opzichte van de bestaande situatie in 2003 62


Tabel 3.13: Overzicht van de productiescenario’s die in dit Plan worden beschouwd 63

Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië 68

Figuur 5.1: Productiecurven van een windturbine, in percentage van het normale vermogen, per seizoen, in functie van het uur van de dag 76

Figuur 5.2: Gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine ontwikkelt in percentage van zijn nominaal vermogen, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van 2.000 uur, per seizoen 78

Tabel 6.1: Staat van vordering van de “versterkingen van nationaal belang” aangegaan tegen 2003 86

Tabel 6.2: Vorderingsstaat van de de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus aangegaan tegen 2003 87

Tabel 6.3: Staat van vordering van de “versterkingen van nationaal belang” die tegen 2006 worden aanbevolen 88

Tabel 6.4: Vorderingsstaat van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus die tegen 2005 worden aanbevolen 89

Figuur 6.5: Referentienet (2006) 95 Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik, tussen 2003 en

2012, in MW 104 Tabel 7.2: Gunstige lokalisatie van 19 condensatorenbatterijen van 75 Mvar

(situatie op de piek 2008) die zijn aangesloten in 150 kV 108 Tabel 7.3: Synthese van de voorwaarden voor de investering in de

380/150 KV-transformatoren 109 Tabel 7.4: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden

onderzocht in het kader van de langetermijnstudie van het net van Antwerpen 112

Tabel 7.5: Socio-economische evaluatie van de versterking van de bestaande lijn Brugge-Waggelwater-Slijkens 113

Tabel 7.6: Socio-economische evaluatie van de nieuwe 150 kV-lijn tussen Keerke en Lokeren 113

Tabel 7.7: Installatiekosten in 150 kV van 300 Mvar 114 Tabel 7.8: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden

onderzocht in het kader van de plaatsing van zes of negentien condensatorenbatterijen in bestaande posten 114

Tabel 7.9: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van het plaatsen van twee condensatorenbatterijen in bestaande posten 115

Tabel 7.10: Lijst van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007 116

Figuur 7.11: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2008 119 Figuur 7.12: Planning van de investeringen van nationaal belang verbonden

aan de evolutie van het importniveau en/of aan de evolutie van het Belgische productiepark 119

Figuur 7.13: Planning van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007 120

Figuur 7.14: Voorziene hoogspanningsnet tegen 2008 121 Tabel 8.1: Indicatieve lijst van de versterkingen in 150 kV in het kader

van het behoud van de betrouwbaarheid van het ne t, op lange termijn 129

Figuur 8.2: Geografische situatie en situatie op het vlak van ruimtelijke ordening van beide varianten van interconnectie van het Duitse


en het Belgische net “Brume(B)-Dalhem(D)” en “Lixhe (B)-Oberzier(D)” 132

Tabel 8.3: Samenvatting van de voorwaarden m.b.t. de investering van de 380/150 KV-transformatoren van Zutendaal en Reppel 133

Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van de omschakeling naar 150 kV van de 70 kV-verbinding tussen Stalen en Overpelt 135

Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus, op lange termijn 136

Figuur 8.6: Voorziene hoogspanningsnet op lange termijn 138 Tabel 9.1: Lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor een nieuwe

productie-eenheid van 400 MW 144 Tabel 9.2: Vergelijking van de onderzochte lokalisaties op het spannings-

niveau 150 kV voor een nieuwe eenheid van 400 MW 146 Tabel 9.3: Samenvatting van de voor- en nadelen van de aansluitingen in

wisselstroom en gelijkstroom 148 Tabel 9.4: Samenvatting van de voor- en nadelen van het aantal platforms

en het spanningsniveau 149 Tabel 9.5: Samenvatting van de in aanmerking komende mogelijkheden

in termen van verlenging van het net tot in Zeebrugge voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting van 900 tot 2.000 MW van off-shore windturbines 150

Tabel 9.6: Samenvatting van de mogelijkheden die in aanmerking komen voor het “off-shore” gedeelte van de aansluiting van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW 150

Tabel 9.7: Eerste budgettaire raming van enkele mogelijke “on-shore” en “off-shore” combinaties voor een vermogen van 1100 MW 151

Figuur 10.1: Overzicht van de beschouwde scenario’s 157 Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2008 160 Figuur 10.3: Planning van de investeringen van nationaal belang verbonden

aan de evolutie van het importniveau en/of aan de evolutie van het Belgische productiepark 160

Tabel 10.4: Planning van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007 161

Tabel 10.5: Lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor een nieuwe eenheid van 400 MW 163


Inleiding


VOORWERP In dit document wordt het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitstransmissienet voorgesteld, dat de netbeheerder moet opstellen in overeenstemming met de wet van 29 april 1999 over de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Zoals bepaald in deze wet wordt dit Plan voorgelegd aan de federale ministe r bevoegd voor Energie. Na goedkeuring door de Minister en onder voorbehoud van eventuele wijzigingen die dienen te worden aangebracht om deze 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 en Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad van 26 juni 2003 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en houdende intrekking van Richtlijn 96/92/EG. Deze eerste 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. Dit Ontwikkelingsplan wordt vervolgens ter goedkeuring voorgelegd aan de federale minister bevoegd voor Energie (de “Minister”). Artikel 12 van de wet die op 19 mei 2005 werd goedgekeurd (wet houdende wijziging van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt), wijzigt de voorwaarden betreffende het opmaken van het Ontwikkelingsplan; dit artikel is niet toepasbaar op dit Plan, aangezien de uitvoeringsvoorwaarden van artikel 12 het voorwerp zullen zijn van een later koninklijk besluit. Het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitstransmissienet (“Ontwikkelingsplan”) dekt een periode van zeven jaar en wordt om de twee jaar aangepast voor de volgende zeven jaar. Het werd voor het eerst ingediend op 17 september 2003, conform voornoemd artikel 131. Dit Ontwikkelingsplan vormt de eerste aanpassing van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Het dekt de periode 2005-2012 en moet worden opgesteld tegen 17 september 2005. Het overleg met de CREG vond plaats tijdens vijf vergaderingen, meer bepaald op 10 februari, 22 april, 16 juni, 15 juli en 18 juli 2005. Het Ontwikkelingsplan werd aangepast tengevolge van de aanbevelingen die door de CREG in haar

1 Artikel 13 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt 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 tot vaststelling van de datum van inwerkingtreding van de bepalingen van de wet op de datum waarop de benoeming van de eerste netbeheerder van kracht wordt. De transmissienetbeheerder werd aangesteld door het ministerieel besluit van 13 september 2002 betreffende de aanstelling van de beheerder van het transmissienet voor elektriciteit, gepubliceerd in het Belgisch Staatsblad van 17 september 2002. Artikel 3 van dit besluit bepaalt dat dit besluit van kracht wordt op de datum van zijn publicatie in het Belgisch Staatsblad (meer bepaald op 17 september 2002).


nota van 17 augustus 20052 werden geformuleerd. Elia heeft de hypotheses en de resultaten van de studies aan de Algemene Raad van de CREG voorgesteld tijdens de vergaderingen van de Werkgroep Ontwikkelingsplan; deze vergaderingen vonden plaats op 1 maart, 27 juni en 15 juli 2005. Elia heeft deelgenomen aan twee bijkomende vergaderingen van de Werkgroep Ontwikkelingsplan op 24 augustus en 6 september 2005. Elia heeft ook de “Aanbeveling AR210104-010 met betrekking tot het Ontwikkelingsplan van het transmissienet 2003-2009” in aanmerking genomen, die werd geformuleerd door de Algemene Raad van de CREG op 21 januari 2004. De vergadering waarbij het Federaal Planbureau werd geraadpleegd, vond plaats op 10 maart 2005. 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 waartoe de netbeheerder zich verbindt 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 gebied van de transeuropese netten. Naast beheerder van het transmissienet op federaal niveau werd Elia ook aangesteld als distributienetbeheerder voor het Vlaams Gewest en als beheerder van het lokaal transmissienet in het Waals Gewest. Elia is tevens, de facto, beheerder van het regionaal transmissienet in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. In deze hoedanigheden 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 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 bijbrengen3.

2 Nota over het ontwerp van het plan voor de ontwikkeling van het transmissienet 2005-2012 van de NV ELIA SYSTEM

OPERATOR opgesteld in het kader van het overleg bedoeld in artikel 13 §1, eerste lid van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt.

3 Artikel 12 van de wet van 29 april 1999 met betrekking tot de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt dit in de

volgende bewoordingen3: “Na advies van de Commissie stelt de Koning de regels vast inzake de doelstellingen die de netbeheerder moet nastreven inzake kostenbeheersing”.


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 elektriciteit4 in de context van de vrijgemaakte markt, met de onzekerheden met betrekking tot de evolutie van het verbruik van elektriciteit5, evenals met de verplichte naleving van bepaalde ecologische normen, in tegenspraak lijken met de vereiste van economische rentabiliteit 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 optimaal 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 netbeheerder is met een aantal onzekerheden geconfronteerd te wijten aan de elektriciteitsmarkt en aan de nieuwe omgeving. In deze context, neemt hij de investeringsbeslissingen in functie van de middelen waarover hij beschikt.

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. Zijn voorstellen voor de ontwikkeling van het net, hebben tot doel:

4 De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van de productiemiddelen spruiten onder meer voort uit het

inschakelen van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling om tegemoet te komen aan de doelstellingen 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.

5 Hierin liggen de onzekerheden vervat verbonden aan de respons van de verbruiker op de invoering van de

maatregelen inzake de beheersing van de vraag, evenals de onzekerheden verbonden aan de ontwikkeling van het industriële weefsel.


• de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het verhogen van de importcapaciteit van België;

• de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het 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 beschikt. Doel hiervan is telkens een terugkerende verplichte inzet van productie-eenheden weg te werken.

Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt op het gebied van energie, meer bepaald met betrekking tot duurzame ontwikkeling. Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling en, in het bijzonder, met de windturbineparken in de Noordzee. In deze context heeft Elia in detail alle mogelijke oplossingen bestudeerd met het oog op het aansluiten van een windturbinepark in de Noordzee, met een capaciteit van 2.000 MW, in overeenstemming met de beslissingen van de regering. Ten slotte 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 het huidige niveau van betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het transmissienet op elk niveau behouden blijft.

BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET Elia is samengesteld uit twee wettelijke entiteiten die als één enkele economische entiteit werken: Elia System Operator, houder van de licenties, en Elia Asset, eigenaar van het net. Het vermaasde net dat door de netbeheerder Elia System Operator (“Elia”) wordt beheerd, bestrijkt spanningsniveaus van 380 kV tot en met 30 kV6 en vormt vanuit beheerstechnisch oogpunt één geheel. 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 elektriciteitsnet7 zijn de volgende: • voorkeur voor het ondergronds aanleggen van nieuwe verbindingen met een

spanning van ten hoogste 36 kV; • een maximale benutting van de bestaande 220 kV-, 150 kV- en 70 kV-

infrastructuur; • 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 zeerhogespanningsverbindingen (380kV)

via luchtlijnen om redenen van technische en economische aard.

6 Met inbegrip van alle bijbehorende elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke opdrachten en

het maatschappelijk doel van Elia. 7 Het beleid dat Elia ter zake voert zal soms moeten worden bijgestuurd indien dit noodzakelijk mocht blijken om aan

de geldende wetgeving te voldoen.


ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN Het Ontwikkelingsplan steunt op de grondslagen die werden gevestigd en in ruime mate werden ontwikkeld in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Het Ontwikkelingsplan telt 10 hoofdstukken en hun respectieve bijlagen. Het hoofddocument heeft tot doel: • een stand van zaken op te maken betreffende de vordering van de

versterkingen waarvoor de verbintenissen in 2003 werden aangegaan en van de versterkingen voor de periode 2004-2006, goedgekeurd in het Ontwikkelingsplan 2003-2010;

• een voorstel van versterking van het net tegen 2008 uit te werken op basis van verschillende scenario’s die worden opgesteld op basis van evolutiehypotheses;

• de mogelijke richtinggevende pistes met betrekking tot de versterking van het net en de beslissingen betreffende studieprojecten, op langere termijn, te actualiseren;

• de nieuwe methodologische ontwikkelingen te beschrijven die in het kader van dit Ontwikkelingsplan worden gebruikt.

Om de informatie in het hoofddocument te beperken, wordt de lezer verzocht de bijlagen te raadplegen voor: • alle informatie over de methodologieën die al werden beschreven in het

Ontwikkelingsplan 2003-2010; • de redenen voor de investeringen die in het kader van datzelfde Plan werden

goedgekeurd. Na een korte beschrijving van de rol van het elektriciteitstransmissienet geeft het eerste hoofdstuk de methodologie van de ontwikkeling van het net die in dit Ontwikkelingsplan werd toegepast. De hoofdstukken 2 en 3 zijn gewijd aan de beschrijving van de basishypotheses en de scenario’s die werden uitgewerkt vanuit het standpunt van het elektriciteitsverbruik enerzijds en de elektriciteitsproductie anderzijds. Hoofdstuk 4 beschrijft het probleem van de internationale transacties tussen België en de andere Europese landen. Hoofdstuk 5 beschrijft de nieuwe concepten die werden ontwikkeld in het kader van het proces om het transmissienet te dimensioneren. Het is ongetwijfeld nuttig eraan te herinneren dat het om een complex proces gaat, aangezien hierbij rekening moet worden gehouden met technische, economische en milieufactoren en met hun talrijke interacties. In hoofdstuk 6 wordt het referentietransmissienet gedefinieerd en beschreven, evenals een overzicht van de vorderingen voor de versterkingen die deel uitmaken van het referentietransmissienet conform het Ontwikkelingsplan 2003-2010.


De projecten voor de versterking van het net, die door de evolutie van het verbruik worden teweeggebracht, de evolutie van het productiepark, de openstelling van de elektriciteitsmarkten dankzij de toename van de grensoverschrijdende capaciteiten en de vermindering van de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het productiepark, de doelstellingen die worden voorgeschreven door de politieke keuzes op het gebied van hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, worden in de hoofdstukken 7 tot 9 beschreven: • hoofdstuk 7 is gewijd aan de ontwikkelingen van het net tegen het jaar 2008; • hoofdstuk 8 beschrijft bij wijze van informatie de investeringen die op langere

termijn zijn gepland; • hoofdstuk 9 behandelt de investeringen in het net tengevolge van de

aansluiting van nieuwe productiecapaciteiten. Deze netversterkingen worden behandeld in de projectenportefeuille van Elia die alle investeringen integreert inbegrepen deze op lagere spanningsniveaus. Deze toepassing laat toe het geheel van de beperkingen van de netbeheerder efficiënt te beheren. 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 is de uitvoering van sommige investeringen afhankelijk van beslissende elementen: de investeringsvoorstellen die in dit Plan worden aanbevolen, kunnen het voorwerp zijn van eventuele wijzigingen die verbonden zijn met de evolutie van de elektriciteitsmarkt en van de beslissingen van de betrokken marktspelers. Bovendien zorgt de voortdurende evolutie van de geldende wetten en regelgevende teksten op het vlak van de elektriciteit (in ruime zin genomen, met inbegrip van milieu, stedenbouw enz. ) voor andere elementen van onzekerheid. Wat de uitvoeringstermijnen van de investeringen betreft, is Elia bijvoorbeeld voorstander van termijnen die variëren in functie van het verkrijgen van de vergunningen.


1 Inzet en belang van de ontwikke-l ing van het elektriciteitsnet


1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET

1.1.1 ALGEMEEN

De elektriciteitsnetten werden aanvankelijk ontworpen met als doel te waken over: • de betrouwbaarheid van de elektriciteitsbevoorrading:

− de netten verbinden alle productie-eenheden met elkaar en beogen daardoor een hulpfunctie te waarborgen in het geval van defecten of storingen;

• het optimaliseren van de beschikbaarheid van elektriciteit voor de gebruikers: − zij maken het mogelijk om energie, die door gedelokaliseerde bronnen

(grote waterkrachtcentrales, kerncentrales enz.) wordt opgewekt, naar de afnamepunten te vervoeren;

− de netten beogen te zorgen voor het vervoer van de energie die massaal en op een welbepaalde plaats wordt opgewekt – door productie-eenheden die grotendeels op hogere spanningsniveaus zijn aangesloten – naar verbruikers die meestal gespreid 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 beoogt het net eveneens een rol te vervullen in het faciliteren van de elektriciteitsmarkt en, in de mate van het mogelijke, ertoe bij te dragen 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 DOOR ELIA BEHEERDE NET

Het net beheerd door Elia System Operator (“Elia”) gaat verder dan het transmissienet zoals bepaald in de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Het transmissienet is beperkt tot het netgedeelte dat onder federale bevoegdheid valt. Algemeen gezien bestaat het door Elia beheerde net uit luchtlijnen en ondergrondse kabels met een spanning van 380 kV tot en met 30 kV. Meer dan 800 hoogspanningsposten zetten de spanning naar het gewenste niveau om. Het volledige hoogspanningsnet bestaat uit 8.276 km verbindingen, waarvan 5.674 km luchtlijnen en 2.602 km ondergrondse kabels8.

8 De digitalisering van de plannen en de kaarten van de ondergrondse kabels en de luchtlijnen heeft een invloed op de

berekening van de lengte van de netten. Dit verklaart de verschillen met de lengtes die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 zijn vermeld. De lengtes in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 waren nog grotendeels gebaseerd op historische gegevens, die in een aantal gevallen niet correct bleken. De vergelijking van de geactualiseerde gegevens met de gegevens van 2003 is bijgevolg niet relevant.


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


• Het hoogspanningsnet wordt nog aangevuld met de 220 kV- en 150 kV-

verbindingen: − 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 kV, die dienen om: − het vermogen vanaf de grote 150/70 kV- of 150/ 36/30 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 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 productie-eenheden met hernieuwbare energiebronnen (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 kV-netten worden vermaasd geëxploiteerd (dit betekent dat een punt via verscheidene wegen kan worden bevoorraad). De midden- en laagspanningsnetten worden gewoonlijk 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

ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET 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. De methodologie van het Ontwikkelingsplan streeft dit doel na. Bovendien beoogt de methodologie van het Ontwikkelingsplan rekening te houden met:


- de onzekerheden die de ontwikkeling van het net kenmerken; - de tijdsaspecten die met deze onzekerheden zijn verbonden. Daartoe ontwikkelt Elia momenteel netplanningstoepassingen die gebaseerd zijn op een nieuw concept dat ernaar streeft de risico’s te evalueren die verbonden zijn met de werking van het net het hele jaar door. De toegepaste methodes zijn van het probabilistische type en houden rekening met talrijke werkingspunten van het net die over het hele jaar zijn gespreid. Ze laten toe “kritieke momenten” van het net op te sporen die met andere middelen niet worden ontdekt. Zo bieden ze waardevolle bijkomende informatie bovenop de resultaten van de klassieke, deterministische studies die bepalen welke investeringen moeten worden uitgevoerd op basis van één of twee a priori kritieke werkingspunten, meer bepaald de verbruikspiek en eventueel een ander verbruikspunt buiten deze piek. Deze methodes worden gedetailleerd beschreven in hoofdstuk 5, dat nader ingaat op de ontwikkelingscriteria van het transmissienet.

1.2.1 ALGEMENE BESCHRIJVING

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 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 vlakvan 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.

1.2.2 ONZEKERHEDEN DIE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET

KENMERKEN

Het zoeken naar oplossingen voor 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.


De belangrijkste bronnen van onzekerheid hangen samen met de evolutieparameters van de elektriciteitsproductie en het elektriciteitsverbruik. Het 380 kV-150 kV-net maakt de aansluiting mogelijk van grote centrale productie-eenheden en brengt de interconnectie met Nederland en Frankrijk tot stand. Op deze spanningsniveaus is de ontwikkeling van het net dus bijzonder gevoelig voor de evolutie van het productiepark en voor de niveaus van de transit- en importstromen, alsook voor de oorsprong en bestemming van deze stromen. De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van het elektriciteitsverbruik hebben een kleinere impact voor de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV9. Voor dit aspect heeft een van de grootste onzekerheden te maken met de beheersing van de vraag die in grote mate afhankelijk is van de respons van de verbruiker op de stimuleringsmaatregelen die werden ingevoerd (REG-maatregelen, CO2-taks…). In bijlage bij hoofdstuk 1 van dit Plan wordt de reikwijdte beschreven van deze bronnen van onzekerheid; deze reikwijdte was het voorwerp van een gedetailleerde toelichting in het Ontwikkelingsplan 2003-2010.

1.2.3 DE VISIE OP KORTE EN MIDDELLANGE TERMIJN

Overigens hebben niet alle beslissingen in verband met de ontwikkeling van het net waarmee het Ontwikkelingsplan rekening houdt, dezelfde reikwijdte: • beslissingen voor de korte termijn zijn economisch en/of technisch

onomkeerbaar; • de projectenportefeuille op middellange termijn zal geleidelijk nauwkeuriger

worden omschreven in functie van het zich al dan niet bevestigen van de hypothesen verbonden met deze portefeuille.

De twee opeenvolgende termijnen zijn de volgende: • een korte termijn: deze heeft betrekking op de eerste drie jaar van de periode

die in dit Plan wordt behandeld; • een middellange termijn, de termijn van dit Plan. De redenen voor deze keuze werden toegelicht en goedgekeurd in het kader van de uitwerking van het eerste Ontwikkelingsplan 2003-2010; ze worden nader toegelicht in bijlage bij hoofdstuk 1 bij dit document.

9 Op deze spanningsniveaus wordt de algemene evolutie van het verbruik geëvalueerd ter hoogte van de knooppunten

van het transmissienet, niet bij de eindverbruiker die is aangesloten op lagere spanningsniveaus.


2 Evolutie van het verbruik


De uitwerking van lokale verbruiksprognoses is een onmisbare fase bij het opstellen van het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitsnet. De lokale verbruiksprognoses vloeien voort uit een vergelijkingsproces tussen twee informatiebronnen die elk vanuit een andere logica vertrekken, meer bepaald vanuit een “macro-economische” en een “micro-economische” invalshoek. De gedetailleerde beschrijving van dit proces, in het kader van de klassieke, deterministische planningsmethodes, die voornamelijk steunen op het werkingspunt van het net op de piek, was het voorwerp van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en is beschikbaar in de bijlage bij hoofdstuk 2 van dit document. Punt 2.1 infra stelt het macro-energetisch kader voor dat als referentie dient voor dit Ontwikkelingsplan. Het steunt voornamelijk op de energievooruitzichten op lange termijn die het Federaal Planbureau heeft vastgesteld. De definitie van de verbruiksscenario’s die het gevolg zijn van het opnemen van de resultaten van de micro-economische benadering in het macro-energetisch kader is het voorwerp van deel 2.2 infra. Overigens vereisen de nieuw uitgewerkte methodes, die van het probabilistische type zijn en uitgaan van talrijke werkingspunten van het net verdeeld over het hele jaar, dat jaarlijkse verbruiksprofielen worden uitgewerkt. Deze profielen worden per type verbruik opgesteld op basis van het werkingspunt ‘op de piek’ en van de verbruiksprofielen die de voorbije jaren werden waargenomen. Deel 2.3 is gewijd aan de laatste methodologische ontwikkelingen m.b.t. de lokale verbruiksprognoses.

2.1 MACRO-ENERGETISCH KADER Het macro-energetisch kader van dit Ontwikkelingsplan steunt voornamelijk op de energievooruitzichten op lange termijn van het Federaal Planbureau, inzonderheid op de studies: • Energievooruitzichten voor België tegen 2030, Federaal Planbureau, Planning

Paper 95 (BfP/PP95) – januari 2004; • Demande maîtrisée d’électricité : Elaboration d’une projection à l’horizon

2020, Federaal Planbureau, Working Paper 19-04 (BfP/MDE) – oktober 2004. De vooruitzichten BfP/PP95 werden gegenereerd op basis van een kwantitatieve analyse die steunt op het model PRIMES10, dat de werking van het Belgische energiesysteem op geïntegreerde wijze simuleert. De projectie BfP/MDE is dan weer een alternatieve projectie van de vraag naar elektriciteit, rekening houdend met meer voluntaristische strategieën en

10

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


maatregelen voor het beheer van het energieverbruik: ze steunt op de integratie van de vooruitzichten van het referentiescenario van BfP/PP95 en van de potentiële energiebesparingen afgeleid uit de studie van het Fraunhofer Institute11. Het Federaal Planbureau benadrukt in zijn Working Paper 19-04 (BfP/MDE): “Deze alternatieve projectie vormt dus geen alternatief scenario, in de klassieke betekenis van dit woord, voor het referentiescenario in de studie van het Federaal Planbureau, aangezien deze projectie niet voortkomt uit hetzelfde methodologische kader (model, hypotheses enz.). Ze houdt geen rekening met de economische impact van de strategieën en maatregelen die noodzakelijk zijn om elektriciteit te besparen.” Buiten deze twee studies werden ook de studie van de Europese Commissie “European Energy and Transport Trends to 2030” (“Trends to 2030”) en de studie van het Fraunhofer Institute geraadpleegd. Het macro-energetisch referentiekader van dit Ontwikkelingsplan valt uiteen in twee duidelijk van elkaar onderscheiden varianten die toelaten rekening te houden met een vrij breed spectrum van vooruitzichten inzake elektriciteitsverbruik dat representatief is voor het onzeker karakter van de evolutie van dit verbruik: • de hoge variant is afgeleid van het referentiescenario van de studie

BfP/PP95; • de lage variant steunt op de projectie BfP/MDE en simuleert een

voluntaristische context van beheersing van de elektriciteitsvraag. De onderstaande delen 2.1.1 en 2.1.2 bevatten respectievelijk: • de beschrijving van de basishypotheses van de langetermijnvooruitzichten van

het Federaal Planbureau; • het macro-energetisch referentiekader in de hoge en lage varianten die

hierboven worden beschreven en de onderliggende vooruitzichten inzake elektriciteitsverbruik op basis van de berekeningen waarop dit Ontwikkelingsplan 2005-2012 van het transmissienet steunt.

2.1.1 BASISHYPOTHESES

De energieprojecties op lange termijn, die het Federaal Planbureau heeft opgesteld, steunen op een aantal hypotheses die we hierna kort samenvatten. Deze hypotheses zijn dezelfde voor de hoge en de lage variant van elektriciteitsverbruik waarop dit Ontwikkelingsplan steunt. Economische groeihypotheses voor België De economische groeiverwachtingen voor het BBP waarop de simulaties voor de periode 2005-2012 zijn gebaseerd, situeren zich rond 2,1% per jaar, wat overeenstemt met de gemiddelde groei die de voorbije jaren werd waargenomen.

11

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


We stellen een lichte vertraging van de economische groei vast tijdens het tweede gedeelte van de beschouwde periode ten opzichte van het eerste gedeelte; de verwachte gemiddelde jaarlijkse groei bedraagt 2,2% voor de periode 2005-2008 en 2,0% voor de periode 2008-2012. Onderstaande tabel 2.1 bevat de hypotheses betreffende de evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden bij constante prijzen tussen 2005 en 2012. Tabel 2.1: Evolutie van het BBP en de toegevoegde waarden per sector bij constante prijzen 2005-2012,

in % per jaar

Bronnen: BfP/PP95, BNB

De activiteiten van de industrie en de tertiaire sector zouden groeien tegen een vergelijkbaar tempo, wat breekt met de “traditionele” hypothese van omslag van de toegevoegde waarde van de industrie naar de diensten. Binnen de industrie zouden de chemische sector en, in mindere mate, de sectoren non-ferro metalen en metaalverwerking de meest dynamische sectoren zijn. Anderzijds gaat men uit van een achteruitgang of nagenoeg een stilstand van de traditionele industrieën zoals de ijzer- en staalindustrie en de textiel. Demografische hypotheses Op basis van de hypotheses dat, enerzijds, de gemiddelde grootte van de gezinnen kleiner zal worden12 en, anderzijds, de Belgische bevolking13 licht zal toenemen, zou het aantal gezinnen tijdens de periode 2005-2012 een

12

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

13 Belgë zal in 2012 naar schatting 10,5 miljoen inwoners tellen tegenover 10,3 miljoen in 2000.


gemiddelde aangroei van 0,8% per jaar kennen, goed voor 249.000 extra gezinnen in 2012 ten opzichte van 2005. Hypotheses met betrekking tot de prijzen van energieproducten Figuur 2.2 toont de onderliggende tendensen voor de internationale brandstofprijzen. De steenkoolprijs zou stabiel blijven, terwijl de prijsnoteringen van aardolie en aardgas tussen 2005 en 2012 een lichte stijging zouden laten optekenen. De prijs van aardolie zou dus 20,8 dollar14 per vat bedragen in 2012, de prijs van steenkool 17,5 dollar per gelijkwaardig vat olie. Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in Euros (2000)/toe)

Klimaathypotheses Er wordt verondersteld dat de klimaatomstandigheden tijdens de beschouwde periode constant zullen blijven. Als referentie worden daarbij de klimaatomstandigheden gehanteerd die in 2000 werden opgetekend15. In navolging van het Federaal Planbureau merken we op dat 2000 een vrij zacht jaar was, zodat deze hypothese kan leiden tot een zekere onderschatting van het toekomstige elektriciteitsverbruik van de gezinnen en, in mindere mate, van de diensten.

14

Deze door het Federaal Planbureau bepaalde prijs berust op een langetermijntendens die geen rekening houdt met een “volatiliteitseffect”. Dit effect en de over de jongste maanden vastgestelde prijsstijging zullen in een nieuwe studie geïntegreerd moeten worden.

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


2.1.2 VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK

Rekening houdend met de hypotheses die voor de hoge variant werden gehanteerd, zal het Belgische elektriciteitsverbruik tijdens de periode 2005-2012 gemiddeld met 1,6% per jaar toenemen en op het einde van deze periode 95 TWh bedragen. In de lage variant wordt uitgegaan van een lagere gemiddelde jaarlijkse groei van het elektriciteitsverbruik; in deze variant zou de groei 0,7% bedragen, waardoor het verbruik in 2012 zou uitkomen op 89 TWh. In beide varianten vertoont het groeicijfer van het Belgische elektriciteitsverbruik dus een daling in vergelijking met de voorbije tien jaar, toen de groei gemiddeld 2,1% per jaar bedroeg. Deze verwachte tragere toename van de elektriciteitsvraag ligt in het verlengde van de tendens die al een twintigtal jaar wordt waargenomen. Bovendien zal de verwachte toename van het elektriciteitsverbruik lager zijn dan de groei van de economische activiteit. Deze vaststelling wijst op: • een geleidelijke verzadiging van het park van elektrische installaties,

gecombineerd met een verbetering van hun energie-efficiëntie; • een sterkere progressie van de tertiaire sector dan van de industrie. Figuur 2.3 toont de voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik volgens beide varianten evenals de vergelijking met de varianten die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden gehanteerd.. Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2005 en 2012 volgens de

hoge variant en de lage variant (in TWh) en vergelijking met de varianten die in het Ontwikkelingsplan

2003-2010 werden gehanteerd


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

2005 en 2012. Sectorale structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik De sectorale structuren van het elektriciteitsverbruik die in beide varianten worden geprojecteerd, vertonen weinig verschillen. De grote tendensen, die zich tussen nu en 2012 aftekenen, zijn de volgende: • De industrie zal nog altijd het leeuwendeel van het elektriciteitsverbruik voor

haar rekening nemen (54%). Binnen die sector zullen de chemische nijverheid en, in een mindere mate, de ijzer- en staalindustrie de grootste elektriciteitsvolumes verbruiken, aangezien beide bedrijfstakken alleen al goed zijn voor respectievelijk 20% en 8% van het totale elektriciteitsverbruik in België.

• Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal eveneens aanzienlijk blijven: de huishoudelijke verbruikers zullen ongeveer 29% van het totale elektriciteitsverbruik vertegenwoordigen.

• Ten slotte en ondanks de forse toename die tijdens de beschouwde periode wordt opgetekend, zal het elektriciteitsverbruik van de dienstensector gematigd blijven in vergelijking met de industriële en huishoudelijke sectoren. De tertiaire sector zal hooguit 16% van het totale elektriciteitsverbruik voor zijn rekening nemen.

De tabellen 2.4 en 2.5 geven meer details over de geprojecteerde evolutie per sector van het elektriciteitsverbruik (in GWh) tussen 2005 en 2012, respectievelijk voor de hoge en de lage variant.


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

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


Sectorale groeipercentages tussen 2005 en 2012 De gemiddelde jaargroei van het Belgische elektriciteitsverbruik over de periode 2005-2012 zou volgens de hoge variant 1,6% en volgens de lage variant 0,7% bedragen. Globaal gezien dragen alle economische sectoren bij tot de daling van de groei van het elektriciteitsverbruik zoals ze in de lage variant wordt gesimuleerd, met uitzondering van de sectoren transport en energie die integendeel een toename van het elektriciteitsverbruik in de lage variant laten optekenen. Deze vaststelling kan paradoxaal lijken, maar laat zich verklaren door fenomenen van substitutie tussen energievormen die we in dit deel nader beschrijven. Hoge variant De tertiaire sector zou, met een gemiddelde stijging van 2,4% per jaar in de periode 2005-2012, de sterkste groei van het elektriciteitsverbruik vertonen. Deze trend wijst op de economisch goede gezondheid van de dienstensector, maar ook op het toenemend gewicht van het elektriciteitsverbruik in het energieverbruik van de dienstensector. Het elektriciteitsverbruik van de tertiaire sector wordt in het bijzonder gestimuleerd door het specifieke gebruik van elektriciteit (verlichting en elektrische toestellen) en, in mindere mate, door de ontwikkeling van klimaatregelingsinstallaties.. Het elektriciteitsverbruik in de industrie zal weliswaar minder krachtig toenemen dan in de diensten, maar zal over de beschouwde periode toch nog een sterke toename kennen, met een gemiddelde groei van 2% per jaar. Een nadere analyse van de verschillende subsectoren leert ons dat de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie vooral door de chemische nijverheid zal worden gedragen, niet alleen wegens haar gewicht (meer dan één derde van het industrieel verbruik), maar ook door haar sterke dynamiek (gemiddeld + 3,5% per jaar, vooral onder invloed van de goede gezondheid van haar activiteiten). In mindere mate zouden ook de sectoren non-ferro metalen, metaalverwerking en voeding, drank en tabak de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie ondersteunen, vooral onder invloed van een sterke economische dynamiek. De ijzer- en staalindustrie ziet haar elektriciteitsverbruik licht toenemen als gevolg van een veronderstelde herstructurering van het productieapparaat die bevorderlijk zou zijn voor het elektriciteitsverbruik (vervangen van de hoogovens door elektrische ovens). In de transportsector zal het elektriciteitsverbruik in de periode 2005-2012 stagneren (- 0,2%): • de stijging van de energiebehoeften in combinatie met de toename van het

personenvervoer heeft geen weerslag op het elektriciteitsverbruik: ze heeft vooral betrekking op het luchtvervoer;

• de stijging van het elektriciteitsverbruik als gevolg van de toename van het goederenvervoer per spoor wordt gecompenseerd door een hypothese van grote verbetering van zijn energie-efficiëntie.


Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal stijgen tegen het bescheiden tempo van gemiddeld 0,7% per jaar tijdens de periode 2005-2012. Deze trage toename wordt verklaard door verschillende hypotheses: • De gevoelige verbetering van de energie-efficiëntie van de gebouwen en van

de huishoudapparaten remt de toename van het elektriciteitsverbruik door de gezinnen af. Bovendien zal het stimulerend effect van de nog steeds sterke stijging van het deel van het gezinsinkomen dat beschikbaar is voor verwarming of voor elektrische huishoudapparaten of het gebruik daarvan miniem zijn, aangezien deze behoeften in België al ruimschoots zijn gedekt.

• De enige post die nog weinig ontwikkeld is en een potentiële marge creëert, is die van de klimaatregelingsinstallaties: de globale invloed van een intensivering van dit gebruik op de dynamiek van het elektriciteitsverbruik door de gezinnen zal, indien ze concreet wordt, heel beperkt zijn in termen van energie. Anderzijds mag de invloed van dit fenomeen op het profiel van de elektriciteitsbelasting niet worden onderschat. Tijdens heel warme periodes bestaat het risico dat het gebruik van klimaatregelingsinstallaties op sommige voedingspunten van het net verbruikspieken teweegbrengt die problemen kunnen veroorzaken voor het beheer van het net.

• Bovendien leidt de beschouwde hypothese inzake klimaatomstandigheden16 tot een onderschatting van de potentiële toename van het elektriciteitsverbruik als gevolg van het gebruik van verwarming, ook al moet deze potentiële onderschatting worden gerelativeerd door de zwakke en afnemende penetratie in België van elektrische verwarming.

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

16

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


Figuur 2.6: Verdeling van de besparingen inzake elektriciteitsverbruik, tegen 2008 en 2012, in GWh van de

lage variant in vergelijking met de hoge variant

Figuur 2.6 toont dat alle sectoren een bijdrage leveren tot de inspanningen om het elektriciteitsverbruik te beheersen, met uitzondering van de sectoren transport en energie. De industrie draagt het meest bij tot de maatregelen die tot doel hebben de vraag onder controle te houden17: zij neemt meer dan de helft van de totale inspanning op zich; het verbruik in deze sector stijgt met +1,1% in de lage variant tegen +2,0% in de hoge variant. De industriële takken ondersteunen deze beweging. De chemische sector en de ijzer- en staalindustrie zijn alleen al goed voor meer dan de helft van de verwachte elektriciteitsbesparingen in de industrie, gelet op het relatieve belang van hun verbruik in vergelijking met de overige sectoren. Ook de gezinnen leveren een wezenlijke bijdrage tot de besparingen van elektriciteit die voortvloeien uit de maatregelen tot beheersing van de vraag18. Zij nemen ongeveer een kwart van de totale inspanningen op zich. Bijgevolg is de groei van de vraag in deze sector, voor de in het Plan beschouwde periode, negatief in de lage variant: -0,3% tegen +0,7% voor de hoge variant.

17

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

18 Voor de gezinnen behelzen de beoogde maatregelen om de stijging van het elektriciteitsverbruik te matigen meer bepaald: • uitwerken van normen inzake energieprestaties voor gebouwen; • een actief informatiebeleid betreffende de hulp die de overheid biedt om gezinnen ertoe aan te zetten de juiste

keuzes te maken op het gebied van energieverbruik; • een actief bewustmakings- en vormingsbeleid op het vlak van energiebesparingen.


De tertiaire sector neemt voor zijn rekening ongeveer 20% van de elektriciteitsbesparingen in het kader van de inspanningen die worden geleverd om de energievraag onder controle te krijgen. De toename van het elektriciteitsverbruik in deze sector voor de periode 2005-2012 daalt met de helft en bedraagt +1,2% in de lage variant tegen +2,4% in de hoge variant. De voor deze sector gesimuleerde maatregelen komen sterk overeen met die voor de gezinnen. Voor de transport- en energiesector leidt de variant van beheersing van het energieverbruik19 integendeel tot een niveau van elektriciteitsverbruik dat hoger is in de lage dan in de hoge variant. • Het elektriciteitsverbruik in de transportsector is inderdaad vooral het gevolg

van het spoorvervoer; het opvoeren van de beheersing van de energievraag streeft naar een intermodaal substitutiefenomeen, waarbij het gebruik van het spoor wordt bevorderd ten koste van het wegvervoer. Aldus bedraagt de groei voor de in het Plan beschouwde periode -0,2% in de hoge variant en +1,9% in de lage variant.

• Ook in de energiesector is het elektriciteitsverbruik in de lage variant hoger dan in de hoge variant: +0,8% tegen –3,9%. De invloed van de toename in deze sector is echter verwaarloosbaar, aangezien het verbruik dat in deze sector wordt gegenereerd heel beperkt doorweegt in de totale vraag naar elektriciteit (minder dan 0,1%).

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

19

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


2.2 DEFINITIE VAN DE VERBRUIKSSCENARIO’S (AFGENOMEN

VERMOGEN) De dimensionering van het elektriciteitsnet is onder meer gebaseerd op prognoses met betrekking tot de afnames van alle lokale verbruikersgroepen, die door het net “op de piek” 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 genomen20. 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 secto r “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 genomen21.

2.2.1 HOGE VARIANT

Tegen 2008 Tegen 2008 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 14,9 GW in het kader van de hoge variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,7 GW afnemen, of 65% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zullen 4,7 GW of 32% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie twee derde voor hun rekening met respectievelijk 1,7 en 1,4 GW. In 2008 zal het vermogen, dat “buiten de piek” wordt afgenomen, 12,6 GW bedragen. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen hiervan 8 GW voor hun rekening nemen, hetzij 64% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zullen 4,2 GW verbruiken, of 34% van het totale vermogen. De chemische nijverheid

20

Er moet op worden gewezen dat de gegevens verder in de tekst vermeld betrekking hebben op de perimeter van het net dat Elia beheert; met andere woorden, ze hebben betrekking op het Belgische grondgebied en een deel van het Luxemburgs net dat door Elia (Sotel) wordt gevoed, uitgezonderd de netverliezen.

21 De belangrijkste verschillen situeren zich op het vlak van het relatieve gewicht van de groep “gezinnen, tertiaire sector, klein- en middenbedrijf” enerzijds en van de industrie anderzijds. Zo weegt het verbruik van de groep, “gezinnen, tertiaire sector, kleine en middelgrote ondernemingen” aanzienlijk zwaarder door op het ogenblik van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het industriële verbruik daarentegen weegt minder zwaar door op het tijdstip van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het tijdstip van de nationale piek (omstreeks 18:00 uur op een winterdag) verklaart deze vaststelling, aangezien op dat ogenblik verscheidene huishoudelijke toepassingen gelijktijdig en massaal voorkomen (verlichting, bereiding van de maaltijd, verwarming).


en de ijzer- en staalindustrie zullen met respectievelijk 1,6 en 1,2 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen. Tegen 2012 Tegen 2012 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet “op de piek” geraamd op 15,8 GW voor de hoge variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 10,2 GW afnemen, of 65% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zullen 5,1 GW of 33% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde verbruikscategorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie nog steeds het leeuwendeel voor hun rekening nemen met respectievelijk 2 en 1,5 GW. Het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, wordt in 2012 op 13,4 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen 8,5 GW afnemen, of 63% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zullen 4,6 GW of 34% van het totale vermogen verbruiken. Bij die laatstgenoemde categorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie respectievelijk 1,8 en 1,2 GW voor hun rekening nemen. Figuur 2.8: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – Hoge variant


2.2.2 LAGE VARIANT

Tegen 2008 Tegen 2008 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 14,4 GW in de lage variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,2 GW afnemen, of 64% van het totale vermogen. De industriële afnemers zouden 4,7 GW of 33% 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 1,5 GW. Anderzijds wordt het afgenomen vermogen “buiten de piek” in 2008 op 14,8 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen 7,7 GW verbruiken, of 63% van het verbruikte vermogen. Het industriële verbruik zou 4,2 GW bedragen, of 34% van het totale vermogen. De chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie zullen met respectievelijk 1,5 en 1,2 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen. Tegen 2012 Tegen 2012 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen “op de piek” geraamd op 14,8 GW in de lage variant. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 9,3 GW afnemen, of 63% van het totale vermogen. De industriële afnemers van hun kant zullen 5 GW verbruiken, of 34% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie de belangrijkste verbruikers blijven met een verbruik van respectievelijk 1,9 en 1,5 GW. Voor 2012 wordt het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, op 12,6 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zullen samen 7,7 GW verbruiken of 61% van het verbruikte vermogen. De industriële afnemers van hun kant zullen 4,5 GW verbruiken, of 35% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde verbruikerscategorie zullen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie respectievelijk 1,7 en 1,3 GW verbruiken.


Figuur 2.9: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – Lage variant

2.3 LAATSTE METHODOLOGISCHE ONTWIKKELINGEN M.B.T. DE

LOKALE VERBRUIKSPROGNOSES

2.3.1 INVLOED VAN DE TEMPERATUUR OP HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK

De waargenomen verbruikspiek schommelt van jaar tot jaar als gevolg van de grote afhankelijkheid van de klimaatomstandigheden. Aan dit kenmerk wordt bijzondere aandacht besteed in het proces van uitwerking van de verbruiksprognoses, dat werd beschreven in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 (zie bijlage bij hoofdstuk 2 van dit document). Het mechanisme tot correctie van de bruto verbruiksgegevens in functie van de waargenomen temperatuur heeft tot doel de invloed van “uitzonderlijke” temperaturen op de piek van het residentieel verbruik te neutraliseren: het mechanisme verbetert het waargenomen piekgegeven door het terug te brengen op een niveau dat zou hebben gegolden bij “normale” temperaturen, teneinde het net te dimensioneren onafhankelijk van de klimaatschommelingen die van winter tot winter kunnen voorkomen22. Het traditionele correctiemechanisme wordt momenteel verfijnd en vervolmaakt, om gebruik te kunnen maken van de recente ontwikkeling van de mogelijkheden van informaticaverwerking van databanken23.

22

Bovendien wordt het net gedimensioneerd om het verbruik bij extreme temperaturen te dekken. 23

Het mechanisme laat het gebruik toe van rijkere statistische en econometrische methodes.


“Traditioneel” correctiemechanisme Het “traditionele” correctiemechanisme steunt op de gegevens betreffende het verbruik op het piekuur tijdens de wintermaanden. Het model telt slechts één explicatieve variabele: het gaat om een lineair regressiemodel van het lokaal verbruik op het uur van “de piek” van de dag in functie van de minimumtemperatuur die de vorige dag werd waargenomen. Vervolmaakt correctiemechanisme Het “vervolmaakt” model is betrouwbaarder en nauwkeuriger: • het steunt op een veel groter staal van gegevens, nl. alle gegevens van

uurverbruik over een periode van minimum twee jaar; • bovendien wordt de invloed van de temperatuurschommelingen op het

residentieel verbruik, benevens het seizoensgebonden effect van de temperatuur, in een model gegoten na extractie van de cyclische impact (seizoen, dag, uur) en van de tendensgebonden evolutie van het verbruik, op maandbasis;

• tot slot houdt het model rekening met het effect van inertie van het verbruik ten opzichte van kortstondige temperatuurschommelingen24.

Onderstaande figuren 2.10 en 2.11 illustreren dit model van ontleding van het residentieel verbruik volgens deze verschillende bestanddelen. Figuur 2.10: Ontleding van het residentieel verbruik in invloedsfactoren – “vervolmaakt” model

24

De variabele ‘temperatuur’ wordt uitgedrukt in termen van graaddagen Figas, gewogen gemiddelde van de graaddagen van de laatste drie dagen. Bovendien wordt de graaddag Figas beschouwd als referentie-indicator bij het uitwerken van de langetermijnvooruitzichten van het Federaal Planbureau.


Figuur 2.11: Voorbeeld van ontleding in seizoensgebonden en niet-seizoensgebonden bestanddelen van

een chronologische reeks van gegevens inzake residentieel verbruik over een periode van drie en een half

jaar

Het “vervolmaakt” model wordt momenteel gevalideerd en zal in principe in de praktijk gebruikt worden in het kader van het volgende Ontwikkelingsplan. Naast zijn troeven inzake betrouwbaarheid en nauwkeurigheid, maakt dit model ook volgende ontwikkelingen mogelijk: • een correctie op het residentieel verbruik van de invloed van temperaturen die

lager zijn dan de normale seizoenswaarden en van temperaturen die hoger zijn dan de normale seizoenswaarden25;

• een genuanceerde correctie volgens de maand van de waargenomen piek, waarbij normale seizoenstemperaturen of extremere temperatuurscenario’s als referentie werden genomen;

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

2.3.2 TENDENSGEBONDEN EVOLUTIE VAN HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK

Zoals wordt geïllustreerd in figuur 2.10 hierboven, vat het “vervolmaakt” model niet alleen het effect van de temperatuur, maar ook de tendensgebonden evolutie van het elektriciteitsverbruik.

25

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


Het gaat om waardevolle informatie die inzicht biedt in de groeicijfers betreffende de evolutie van het lokaal verbruik (micro-economische benadering); dit is een belangrijk element in het proces van uitwerking van prognoses betreffende de evolutie van het elektriciteitsverbruik (voor de beschrijving van het proces zie bijlage bij hoofdstuk 2 van dit document).


3 Evolutie van de productie


De uitwerking van prognoses over de evolutie van de elektriciteitsproductie is een belangrijke fase in het opstellen van het uitbreidingsprogramma van het elektriciteitsnet. Deze prognoses trachten de evolutie van het elektriciteitsproductiepark te bepalen. Ze hangen nauw samen met het energiebeleid van een land en worden dan ook hoofdzakelijk beïnvloed door keuzes die de overheid heeft gemaakt. Niettemin is de elektriciteitsproductie in een geliberaliseerde marktomgeving ook onderworpen aan de wetten van de markt en van de vrije mededinging. Bijlage bij hoofdstuk 3 van dit Plan bevat de lijst van de informatie die werd gebruikt bij het uitwerken van de hypotheses van het Ontwikkelingsplan met betrekking tot het productiepark. Het Ontwikkelingsplan steunt meer bepaald op het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit 2005-2014 werd in januari 2005 door de CREG ter goedkeuring aan de Minister voorgelegd. De hypotheses aan de basis van het productiepark dat in voorliggend Ontwikkelingsplan wordt bestudeerd, komen overeen en hangen samen met de hypotheses die in het kader van het Indicatief Programma werden gehanteerd. In het bijzonder is het plan van buitengebruikstelling van de eenheden, dat werd uitgewerkt in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2002-2011 en het Ontwikkelingsplan 2003-2010, niet langer van toepassing in het Ontwikkelingsplan 2005-2012, in overeenstemming met de hypotheses van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014.

3.1 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE

PRODUCTIEMIDDELEN 2005-2014

3.1.1 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.

3.1.2 DECENTRALE PRODUCTIE

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


wordt geraamd in bepaalde beschikbare studies, waaronder het verslag van de Commissie AMPERE. De “lage” variant steunt op een minder snel evolutieschema dan het schema waarin de gewestelijke doelstellingen ter zake voorzien. Volgens het basisidee zou de naleving van de doelstellingen die de gewesten hebben vastgesteld voor de periodes die zij hebben bepaald de invoering vergen van bijkomende ondersteuningsmaatregelen. Investeringsvarianten in hernieuwbare energiebronnen Hernieuwbare energiebronnen zijn een verzamelbegrip voor alle energie, die uit andere bronnen dan fossiele brandstoffen wordt opgewekt, met uitzondering van de kernenergie. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen beperkt het ontwikkelingspotentieel aan hernieuwbare energiebronnen in België tot de productie van windenergie en de valorisatie van biomassa, overeenkomstig de aanbevelingen van de Commissie AMPERE26. De met de “hoge” variant verbonden waarden stemmen op nationaal niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 hebben vooropgesteld. Tegen 2019 leiden de hierboven beschreven hypotheses ertoe rekening te houden met een totaal aan energie geproduceerd door de decentrale hernieuwbare energiebronnen van ongeveer 8,2 TWh. De “lage” variant voorziet een productie van de hernieuwbare energiebronnen van 4,6 TWh tegen 2019. Investeringsvarianten in warmtekrachtkoppeling Het principe van de gecombineerde productie van warmte en elektriciteit bestaat erin de energie-inhoud van de brandstof optimaal te benutten om zowel een vereiste hoeveelheid warmte op te wekken aan een gegeven temperatuur als een maximale hoeveelheid elektrische energie. De exploitatie van warmtekrachtkoppelingseenheden wordt gestuurd door de warmtevraag. Bijgevolg is de geproduceerde elektrische energie in principe, behoudens bijzondere bepalingen, niet gestuurd door het elektriciteitsverbruik. De met de “hoge” variant verbonden waarden, stemmen op nationaal niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 hebben vooropgesteld. Tegen 2019 leiden de hierboven beschreven hypotheses ertoe rekening te houden met een totaal aan energie geproduceerd door de warmtekrachtkoppelingseenheden van ongeveer 17,6 TWh. De “lage” variant voorziet een productie van de warmtekrachtkoppelingseenheden van 11,6 TWh tegen 2019.

26

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


3.2 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN

3.2.1 CENTRALE PRODUCTIE

De hypotheses inzake centrale productie worden gedefinieerd in overeenstemming met diegenen die in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. Ze zijn gebaseerd op het productiepark zoals Electrabel dat heeft omschreven in de overeenkomst die werd opgesteld in het kader van de coördinatie van het afstemmen van de productie-eenheden (CIPU-overeenkomst) voor 2004 en op de inlichtingen die CPTE in 2003 verstrekte met betrekking tot de productieparken van Electrabel en SPE. We herinneren eraan dat het buitengebruikstellingsplan dat de betrokken producenten in januari 2000 officieel hebben aangekondigd en waarmee rekening werd gehouden in het Ontwikkelingsplan 2003-2010, betrekking had op alle klassieke thermische eenheden van 125 MW die in het bestaande productiepark voorkomen, met uitzondering van Rodenhuize 3. Volgende eenheden zouden aldus buiten gebruik worden gesteld: • periode 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 en Awirs 4; • periode 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 en Ruien 4. Dit buitengebruikstellingsplan komt niet langer voor in het Ontwikkelingsplan 2005-2012, aangezien de betrokken producenten lieten weten dat de buitengebruikstelling van deze productie-eenheden wordt uitgesteld naar een latere datum die nog moet worden bepaald. De andere hypotheses inzake centrale productie die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 voorkomen, worden bevestigd in het Ontwikkelingsplan 2005-2010. Zo gaat het productieplan ervan uit dat de volgende eenheden in bedrijf zijn: • alle eenheden met gecombineerde cyclus (STEG) die in 2000 in bedrijf waren; • alle klassieke gasgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Kallo 1 en Kallo 2,

Ruien 6, Rodenhuize 4 en Awirs 5; • alle klassieke steenkoolgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Langerlo 1,

Langerlo 2 en Ruien 5; • Monceau, Rodenhuize 2, Rodenhuize 3, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3,

Ruien 4: klassieke eenheden van 125 MW; • de nieuwe eenheden die in 2002 in bedrijf werden gesteld of die gepland zijn

voor 2005 of 2006 en waarvan de kenmerken worden beschreven in tabel 3.1 hierna.


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

2006 gepland zijn

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

3.2.2 DECENTRALE PRODUCTIE

De hypotheses van het Investeringsplan met betrekking tot hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling zijn conform aan diegenen die door het Indicatief Programma van de Productiemiddelen aangekondigd worden. De hypotheses van het Ontwikkelingsplan met betrekking tot hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling zijn gebaseerd op de laatste gegevens die beschikbaar waren toen in mei 2004 de hypotheses werden vastgesteld met betrekking tot de studies die voor de behoeften van dit Plan werden uitgevoerd: • de doelstellingen van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen

2002-201127, met betrekking tot de globale vermogenvolumes opgesteld per Gewest;

• de opvolging van de projecten en de aansluitingsaanvragen met betrekking tot de lokalisering van de productie-eenheden en de opsplitsing van het opgesteld vermogen: de opvolging van de projecten geschiedt op basis van de gegevens die bepaalde distributienetbeheerders verstrekken, en door het persoverzicht in het algemeen.

De decentrale productie is als volgt gelokaliseerd: • de eenheden waarvan de aansluitingsaanvragen werden ingediend, worden in

het load-flowmodel verbonden, met de knooppunten van het net waarop ze volgens de planning zullen worden aangesloten;

• het vermogensaldo, waarvan de lokalisering nog niet is bepaald, wordt gelijkmatig verdeeld over het 70-30-net kV in Vlaanderen en in Wallonië, om te beletten dat sommige knooppunten bevoordeeld of benadeeld worden28.

De onderstaande delen bieden een vergelijking tussen deze hypotheses en de hypotheses die voorkomen in het scenario K7 van het Indicatief Programma van

27

Scenario’s B3 en K7. 28

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


de Productiemiddelen 2002-2011, d.i. het referentiescenario van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Hypotheses op het vlak van hernieuwbare energiebronnen Onderstaande figuur 3.2 maakt een vergelijking tussen de hypotheses van dit Ontwikkelingsplan, die van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 in termen van evolutie van het opgesteld vermogen van de hernieuwbare energiebronnen, in vergelijking met de situatie in 2003. Figuur 3.2: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van het windturbinepark

29 in

vergelijking met de situatie 2003

De voorspelde evolutie van de hernieuwbare energiebronnen30 wordt in de onderstaande tabel 3.3 samengevat.

29

Bij de dimensionering van het net, houdt men op basis van de beschikbare windgegevens, op de piek (in de winter), rekening met een aanwezig potentieel van: • 49% voor de off-shore windturbines; • 29% voor de on-shore windturbines.

30 Uitgaande van de nationale prognoses vervat in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen werden er gewestelijke prognoses opgesteld op basis van indicatoren, die door de volgende documenten werden aangereikt: • le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (Belgische Federale Overheid van

het Waals Gewest, maart 2002); • het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000).


Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windturbinepark31

in vergelijking met de situatie

in 200332

, per Gewest33

.

Hypotheses op het vlak van off-shore windturbineparken Onderstaande figuur 3.4 geeft de vergelijking tussen de hypotheses van dit Ontwikkelingsplan, die van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 voor de evolutie van het opgesteld vermogen van de off-shore windturbineparken in vergelijking met de situatie 2003.34

Figuur 3.4: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen van het off-shore

windturbinepark in vergelijking met de situatie 2003

31

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

32 In het kader van deze hypotheses wordt in het Vlaams Gewest rekening gehouden met het totale opgesteld vermogen van de off-shore winturbineparken.

33 Rekening houdend met de beperkte oppervlakte van het grondgebied is het potentieel van hernieuwbare energiebronnen heel beperkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. In het kader van de hypotheses van dit Ontwikkelingsplan is dat potentieel impliciet opgenomen in het potentieel van het Vlaams en het Waals Gewest.


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

situatie 2003

Hypotheses op het vlak van warmtekrachtkoppeling Onderstaande figuur 3.6 bevat de vergelijking tussen de hypotheses van dit Ontwikkelingsplan, die van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en die van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 2005-2014 voor de evolutie van het opgesteld vermogen van de investeringen in warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003. Figuur 3.6: Hypotheses in termen van toename van het opgesteld vermogen inzake

warmtekrachtkoppeling in vergelijking met de situatie 2003

34

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


De hypotheses inzake warmtekrachtkoppeling zijn gebaseerd op indicatieve waarden die op gewestelijk niveau beschikbaar zijn. Tabel 3.7 bevat een overzicht van de voorspelde evolutie van de warmtekrachtkoppeling. Tabel 3.7: Evolutie van het opgestelde vermogen in termen van warmtekrachtkoppeling in vergelijking met

de situatie 2003, per Gewest35

3.3 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. 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. Maximum importniveaus van 2.500 MW tot 3.700 MW worden beschouwd. Het is duidelijk dat deze hoge importniveaus sterk het importpotentieel van Nederland36 beperken. De hypotheses van dit Ontwikkelingsplan gaan ervan uit dat Nederland 2.500 MW invoert, behoudens andersluidende vermelding.

3.4 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S Op basis van de hypotheses die in delen 3.2 en 3.3 werden beschreven, werden er twee basisscenario’s voor het productieplan ontwikkeld, in samenhang met de eerder beschreven verbruiksscenario’s, met name de hoge variant en de lage variant37. Voor ieder van deze scenario’s werden de twee termijnen van het Plan beschouwd: de periode tegen 2008 en de periode tegen 2012. Uit een nadere gegevensanalyse blijkt dat beide scenario’s nauwelijks van elkaar verschillen, zowel tegen 2008 als tegen 2012.

35

Rekening houdend met de beperkte oppervlakte van het grondgebied is het potentieel van hernieuwbare energiebronnen heel beperkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. In het kader van de hypotheses van dit Ontwikkelingsplan is dat potentieel impliciet opgenomen in het potentieel van het Vlaams en het Waals Gewest.

36 De onderlinge afhankelijkheid van de Belgische en Nederlandse import wordt meer in detail beschreven in hoofdstuk 4 van de bijlagen.

37 Naamgeving door het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.


De basisscenario’s die voortvloeien uit de confrontatie van een referentieproductiepark38 in België op de piek en het Belgische verbruik op de piek worden geïllustreerd in deel 3.4.1 hierna. In de delen 3.4.2 tot 3.4.4 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 varianten die samenhangen met een grotere onafhankelijkheid van het net

ten opzichte van het productiepark. Andere zijn dan weer volledig onafhankelijk: de aansluiting van nieuwe eenheden wordt in hoge mate bepaald door het bestaande transmissienet en heeft dus weinig te maken met de tijdsperiodes van het Plan. Hetzelfde geldt voor de projecten voor de nieuwe eenheden, waarvan de tijdsperiode onzeker blijft. Deel 3.4.5 geeft de samenvatting van alle productieparkscenario’s.

3.4.1 BASISSCENARIO’S VOOR DE PRODUCTIE

Hoge verbruiksvariant– Tegen 2008 en 2012 Om het verbruik en de verliezen39 op de piek te dekken, gaat het productiepark uit van een import van 1.850 MW nodig tegen het jaar 2008 en 2012. Deze raming is gebaseerd op de hypothese van een totale benutting, op de piek, van het opgestelde vermogen van nieuwe eenheden, van welke aard ook: klassiek, off-shore windturbines en decentraal (warmtekrachtkoppeling en hernieuwbare energiebronnen). De opgegeven gehanteerde vermogens houden rekening met de verschillende reserves en met een gemiddelde aanwezigheid van wind tijdens de verbruikspiek. De figuren 3.8 en 3.9 illustreren de scenario’s voor het productieplan die respectievelijk in aanmerking werden genomen tegen het jaar 2008 en 2012 voor de hoge verbruiksvariant.

38

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

39 De verliezen op de piek worden forfaitair ingeschat.


Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot en met 2008, in MW

Figuur 3.9: Productieplan op de piek tot en met 2012, in MW – Hoge verbruiksvariant

Lage verbruiksvariant – Tegen 2008 en 2012 Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, moet tegen 2008 1.400 MW en tegen 2012 900 MW worden ingevoerd. Deze benuttingsgraad is gebaseerd op dezelfde hypothese als diegene die in het kader van de hoge verbruiksvariant wordt gehanteerd. De figuren 3.10 en 3.11 illustreren de scenario’s voor het basisproductieplan tot en met 2008 en 2012, uitgaande van de lage verbruiksvariant.


Figuur 3.10: Productieplan op de piek tot het jaar 2008, in MW – Lage verbruiksvariant

Figuur 3.11: Productieplan op de piek tegen het jaar 2012, in MW – Lage verbruiksvariant

De onderstaande figuur 3.12 toont de evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per type eenheid, respectievelijk tegen 2008 en tegen 2012, ten opzichte van de bestaande situatie in 2003. De figuur geeft de evolutie voor de hoge en de lage variant van het productiepark.


Figuur 3.12: Evolutie van het beschikbare vermogen, op de piek, in MW, per type eenheid, respectievelijk

tegen 2008 en tegen 2012, ten opzichte van de bestaande situatie in 2003

3.4.2 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 nodige netontwikkelingen aan 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 rekening houdend met de investeringen die tegen de beschouwde tijdsperiodes zouden kunnen gerealiseerd worden en die al aangekondigd werden in het Ontwikkelingsplan 2003-2010: • 3700 MW tegen het jaar 2008; • 4700 MW op langere termijn. De opbouw van deze scenario’s is gebaseerd op het stilleggen van productie-eenheden 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 lage- en hoge verbruiksvarianten dan ook geen onderscheid te worden gemaakt.


3.4.3 SCENARIO’S “ONAFHANKELIJKHEID VAN HET NET TEN OPZICHTE VAN

HET PRODUCTIEPARK”

Gezien de snelle wijzigingen van de economische omgeving en de veranderingen in de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België worden buitengebruikstellingen van productie-eenheden40 waarschijnlijk. Bovendien zou het kunnen gebeuren dat, 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: de impact van de stillegging van de productie-eenheden Ruien (West Vlaanderen), Amercoeur et Monceau (Henegouwen), van Mol (Provincie Antwerpen), van Kallo (Provincie Antwerpen), Langerlo (Limburg) werd geherevalueerd als een variant voor het basisscenario tegen 2008 en op langere termijn.

3.4.4 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. Daarbij werden ook de noodzakelijke netontwikkelingen bestudeerd voor de aansluiting van off-shore windturbineparken met een totaal geïnstalleerd vermogen van 2000 MW, in overeenkomst met de regeringsbesluiten41.

3.4.5 OVERZICHTSTABEL VAN DE PRODUCTIESCENARIO’S

Tabel 3.13 geeft een overzicht van de productiescenario’s die in dit Plan worden beschouwd. Tabel 3.13: Overzicht van de productiescenario’s die in dit Plan worden beschouwd

40

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

41 Brief van Mevrouw de Minister Moerman van 9 juli 2004 (ref FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863).


Twee niveaus van maximale import, 2500 MW en 3700 MW, worden overwogen. Het is duidelijk dat zulke hoge importniveaus de importcapaciteit van Nederland beperken. In dit Ontwikkelingsplan wordt verondersteld, behalve indien anders vermeld, dat Nederland 2500 MW importeert. Een gevoeligheidsstudie van de impact op de Belgische importmogelijkheden ingeval van wijziging van het Nederlandse importniveau werd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 uitgevoerd. De resultaten van de studie zijn opgenomen in de bijlage bij hoofdstuk 7 van dit document.


4 De Belgische transacties in de internationale context


4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 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 elementen42 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. Deze externe omstandigheden kunnen een zeer belangrijke invloed hebben op België. Ons land ligt immers tussen landen die doorgaans veel elektrische stroom invoeren (Nederland en Duitsland) of uitvoeren (Frankrijk). De vrijmaking van de Europese elektriciteitsmarkt heeft een gevoelige stijging veroorzaakt van de omvang en de volatiliteit van de grensoverschrijdende fluxen. Om deze fluxen te beheersen bepalen de bij de UCTE aangesloten netbeheerders voorafgaandelijk de interconnectiecapaciteiten die de markt mag gebruiken. Ze moeten voldoende grote veiligheidsmarges vastleggen om het hoofd te kunnen bieden aan onverwachte fluxen in het gebied dat zij beheren. Aangezien de grensoverschrijdende capaciteiten in het algemeen kleiner zijn dan de vraag, moeten ze aan de actoren op de markt worden toegekend volgens een marktconforme methode. De voorbije jaren heeft Elia sterk bijgedragen tot de werkgroepen die de methodologie voor het vaststellen van de capaciteiten hebben uitgewerkt. De UCTE hanteert het coördinatiemodel dat door de Nederlandse, Duitse, Franse en Belgische netbeheerders werd uitgewerkt als model voor de andere regio’s, waaronder Zwitserland, Frankrijk, Italië en Slovenië evenals Polen, Tsjechië, Slowakije en Hongarije. Elektriciteit volgt de weg van de minste weerstand. Daarom zijn de fluxen die het gevolg zijn van de tussen twee regelzones aangekondigde transacties geen perfecte weergave van de fysieke fluxen die tussen deze gebieden zullen circuleren. De verschillen tussen de fluxen die het gevolg zijn van de aangekondigde transacties enerzijds en de reële fluxen anderzijds, worden “parallelle fluxen” genoemd. Gelet op de geografische positie van België in het hart van het Europese transmissienet, zijn de parallelle fluxen er groot en onregelmatig; dit vormt voor Elia een belangrijk element van onzekerheid in de berekening van de uitwisselingscapaciteit met onze buurlanden. In 2004 schommelden de fluxen tussen België en Nederland en tussen België en Frankrijk regelmatig tussen 2.500 en 3.000 MW van het noorden naar het zuiden. Deze verschillen worden teweeggebracht door niet bij Elia genomineerde transacties, bijvoorbeeld tussen Duitsland en Frankrijk of door de onregelmatige aard van de productie door windturbines in Duitsland. 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 –

42

Netelementen of grootschalige productie-eenheden.


doorheen België loopt. Bij een belangrijke storing in het Europese net (bv. wanneer er onverwacht een productie-eenheid in Nederland, Duitsland of Frankrijk zou uitvallen), wijzigen deze transitfluxen onmiddellijk en ingrijpend de fluxen op het Belgische net. Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië

Het probleem betreffende de simulatie en de berekening van de transactiecapaciteiten werd behandeld in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en wordt hernomen in de bijlage bij hoofdstuk 4 van dit document.

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 net erg afhankelijk van elkaar: op de netelementen van de noordgrens van België doet zich eerder zelden een congestie voor, terwijl dat bij de zuidgrens wel vaak het geval is. Onder meer in samenwerking met TenneT en RTE werden in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 studies uitgevoerd om de limieten van het interconnectienet te bepalen als nog meer elektriciteit door België en Nederland geïmporteerd wordt. De bijlage bij hoofstuk 4 bevat de voornaamste besluiten van deze studies. Elia en de netbeheerder RWE Transportnetz hebben een gezamenlijke studie verricht naar de opportuniteit van een interconnectieverbinding België-Duitsland


in het kader van de verhoging van de uitwisselingscapaciteiten van België met de buurlanden. Deze studie kwam bovendien tegemoet aan een verzoek van de Belgische Federale Overheidsdienst Economische Zaken en van de Duitse en Luxemburgse regering. De resultaten van deze studie worden besproken in hoofdstuk 8 van dit Ontwikkelingsplan. Bovendien is een nieuwe studie lopend in samenwerking met de netbeheerder RTE. Deze heeft tot doel door probabilistische methoden de impact van bepaalde onzekerheden op de verhoging van de importcapaciteit te bestuderen. De verhoging te wijten aan de 380 kV-lijn Lotharingen-Ardennes en het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven wordt onderzocht in functie van onzekerheden zoals: • de windproductie in Duitsland; • de uitwisselingen tussen Frankrijk en Groot-Brittannië. De resultaten van deze analyse zullen op het einde van het jaar 2005 beschikbaar zijn.


5 Criteria voor de ontwikkeling van het transmissie-net


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 DIMENSIONERINGSMETHODES VAN HET NET

5.1.1 DE KLASSIEKE METHODES

De klassieke dimensioneringsmethodes van het net steunen op één tot twee kritieke werkingspunten van het net, te weten: • de representatieve situatie van het net op de piek van het jaar, ofwel op het

ogenblik van maximale benutting van het hele net; • en eventueel een situatie “buiten de piek” die representatief is voor een

ogenblik van kritieke benutting voor de onderzochte elementen van het net. De dimensioneringscriteria die in het kader van de deterministische methodes worden gehanteerd, werden voorgesteld in het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Ze zijn het voorwerp van de bijlage bij hoofdstuk 5 (deel 5.1) van dit document. De modellering van het elektriciteitsnet houdt rekening met de gegevens betreffende de productiemachines. In het kader van dit Plan worden de dimensioneringscriteria aangevuld met specifieke dimensioneringscriteria betreffende het aansluiten van de windturbines. Deze decentrale productiemiddelen hebben inderdaad een onregelmatige productie die afhankelijk is van de weersomstandigheden, in tegenstelling tot de centrale productiemiddelen die moduleerbaar zijn in functie van de elektriciteitsbehoeften. De methodologie die werd ontwikkeld in het kader van projecten voor het aansluiten van windturbines, wordt samengevat in deel 5.2.

5.1.2 INTEGRATIE VAN DE ECONOMISCHE EN ECOLOGISCHE CRITERIA BIJ

HET ZOEKEN NAAR HET ECONOMISCH OPTIMUM

Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 gaf toelichting bij de maatregelen die werden genomen bij het zoeken naar de optimale investering die enerzijds de economische en ecologische criteria en anderzijds de technische criteria met elkaar verzoent. Deze maatregelen worden beschreven in de bijlage bij hoofdstuk 5 (deel 5.2) van dit document.


5.1.3 DE PROBABILISTISCHE METHODES

Elia ontwikkelt momenteel toepassingen voor netplanning die steunen op een nieuw concept dat tot doel heeft de risico’s te evalueren die verbonden zijn met de werking van het net tijdens het hele jaar en met de onzekerheden die het net kenmerken. Deze methodes houden rekening met talrijke werkingspunten van het net verspreid over het hele jaar. Ze maken het mogelijk: • “kritieke momenten” van het net op te sporen die met andere middelen niet

worden ontdekt; • en indicatoren te ramen die representatief zijn voor de werking van het net

tijdens een welbepaalde periode, door de invoering van probabiliteiten volgens de frequentieverdeling van de werkingspunten die tijdens de bewuste periode werden onderzocht.

Bovendien hebben deze toepassingen tot doel de aspecten “productie” op te nemen in de aspecten “netontwikkeling”. Met de simulatie van de scenario’s van elektriciteitsproductie in België en in het buitenland wordt rekening gehouden volgens de evolutie van de parken, de brandstofprijzen en de tussen landen beschikbare transfercapaciteiten43. Hun doel bestaat erin verschillende ontwikkelingsopties te vergelijken die worden gekenmerkt door een combinatie van versterkingen van het net en een uitvoeringskalender. De vergelijking van deze ontwikkelingsopties geschiedt op basis van technische, economische en ecologische criteria, vanuit volgende standpunten: • enerzijds, de haalbaarheid van de beoogde elektriciteitsproductiescenario’s; • anderzijds, het investeringsportfolio van netversterkingen en de kalender voor

het uitvoeren van deze investeringen. Zo bieden deze toepassingen waardevolle informatie in aanvulling op de resultaten van de klassieke studies. De probabilistische planningstoepassingen worden gebruikt in nauwe coördinatie met de klassieke planningstoepassingen: de ontwikkelingsopties die het voorwerp zijn van de vergelijking, worden uitgewerkt op grond van de investeringen die met behulp van deze laatste toepassingen worden geïdentificeerd. Deze methodes worden nader beschreven in deel 5.3 hierna.

43

“Net Transfer Capacity” in de betekenis van de definitie in de bijlage 4, deel 4.1.2.


5.2 DIMENSIONERINGSCRITERIA VOOR HET AANSLUITEN VAN

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

5.2.1 DIMENSIONERINGSMETHODES

Er werden drie productieprofielen opgesteld, uur per uur, respectievelijk voor: • een gemiddelde dag die representatief is voor de winter; • een gemiddelde dag die representatief is voor de zomer; • een gemiddelde dag die representatief is voor de lente en de herfst. Deze productieprofielen zijn gebaseerd op: • de waargenomen windprofielen; • de productieprofielen verbonden met de technische kenmerken van de

productie-eenheden; • de beschouwde gemiddelde jaarlijkse werkingsduur. De beschouwde hypotheses worden verder in dit deel toegelicht. Ongeacht het seizoen wordt er overdag meer geproduceerd dan ‘s nachts. Onafhankelijk van het seizoen is het productieniveau het hoogst tijdens de namiddag: • tussen 14.00 en 15.00 uur voor on-shore windturbines; • tussen 14.00 en 17.00 uur, naargelang het seizoen, voor off-shore

windturbines. Onderstaande figuur 5.1 stelt de gemiddelde productieprofielen voor, per seizoen in functie van het uur van de dag, respectievelijk voor de on-shore en off-shore windturbines.


Figuur 5.1: Productiecurven van een windturbine, in percentage van het normale vermogen, per seizoen,

in functie van het uur van de dag

Windprofielen De gemiddelde windprofielen zijn opgesteld op basis van de uurgemiddelden van de windsnelheden die het KMI de voorbije 5 jaar heeft gemeten44: • in Middelkerke voor de off-shore windturbines; • in Elsenborn voor de on-shore windturbines. Productieprofielen Bij het evalueren van de gemiddelde productieprofielen van de windturbines wordt rekening gehouden met de technische gegevens die de producenten van de turbines verstrekken. De productie van de windturbines wordt als volgt gemodelleerd: ze is voorstelbaar in een marge van windsnelheid van 4 tot 25 meter per seconde; binnen deze marge wordt het ontwikkelde vermogen, tot een windsnelheid van 14 meter per seconde, beschouwd als zijnde zo goed als proportioneel met de windsnelheid. Boven een snelheid van 14 meter per seconde, wordt het ontwikkelde vermogen gelijkgesteld met het nominale vermogen van de windturbine.

44

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


Gemiddelde werkingsduur Rekening houdend met de productieprofielen, worden de volgende hypotheses gehanteerd in termen van gemiddelde gebruiksduur: • 2.000 uur per jaar voor de on-shore windturbines45; • 3.250 uur per jaar voor de off-shore windturbines. Deze hypotheses zijn coherent met de hypotheses die de CREG hanteert in het kader van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.

5.2.2 DIMENSIONERINGSCRITERIA

Transmissiecapaciteit en overschrijden van de capaciteit De transmissiecapaciteiten van de netelementen, waaronder meer bepaald de seizoensgebonden capaciteiten voor de luchtlijnen, die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden bepaald, zijn toepasbaar in het kader van de criteria voor het dimensioneren van de aansluiting van de windturbines. Ze zijn het voorwerp van de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit Plan, deel 5.1.3. Criteria voor de ontwikkeling van het net De verschillende toestanden die worden onderzocht, zijn de volgende: • de gezonde toestand, d.i. het ideale geval waarin alle voorziene netelementen

en productie-eenheden in bedrijf zijn; • de toestand met “enkelvoudig incident”, gekenmerkt door het verlies van één

enkel element (netelement of productie-eenheid). Gezonde toestand van het net Het lokale transmissienet wordt op zodanige wijze gedimensioneerd dat het in gezonde toestand geen enkele beperking genereert voor de aanwezige productie-eenheden (windturbines, warmtekrachtkoppelingseenheden, klassieke productie-eenheden...). Met andere woorden, voor de productie-eenheid in werking bij nominaal vermogen respecteren de fluxen op alle netelementen de transmissiecapaciteiten op gelijk welk moment van de dag. “Enkelvoudig incident” Voor elk seizoen beschouwt men het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel van de windturbines; dit niveau vertegenwoordigt het ongunstigste gemiddelde werkingspunt voor het net. In alle gevallen van enkelvoudig incident wordt het net op zodanige wijze gedimensioneerd dat de fluxen op alle netelementen ten minste de

45

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


transmissiecapaciteiten voor dit ongunstige werkingspunt respecteren. Dit betekent voor de off-shore eenheden: • 60% van het nominaal vermogen in de winter; • 50% van het nominaal vermogen in het tussenseizoen; • 40% van het nominaal vermogen in de zomer. Onderstaande figuur 5.2 bevat respectievelijk, per seizoen, de gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine in percentage van zijn nominaal vermogen ontwikkelt, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van 2.000 uur. Figuur 5.2: Gecumuleerde frequentiecurven van gemiddeld uurvermogen die een on-shore windturbine

ontwikkelt in percentage van zijn nominaal vermogen, bij een gemiddelde jaarlijkse productieduur van

2.000 uur, per seizoen

Bij wijze van voorbeeld toont deze figuur dat, volgens de ontwikkelde criteria, in 31% van de gevallen het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel kan worden overschreden, afhankelijk van de windvoorwaarden. Dit betekent dat, in geval van enkelvoudig incident en volgens de ontwikkelde criteria, de waarschijnlijkheid dat het net er niet in slaagt al het vermogen af te voeren dat een on-shore windturbine in de winter ontwikkelt, 0,31% bedraagt46. Bovendien is de productie van hernieuwbare energie prioritair: elke interventie met het oog op het beperken van de potentiële productie van de windturbines heeft slechts in laatste instantie plaats, en komt in aanmerking na het verminderen van de productie van de eenheden van het centrale park.

46

De probabiliteit dat het maximumniveau van het gemiddelde productieprofiel van de windturbines wordt overschreden, moet worden vermenigvuldigd met de probabiliteit van het voorkomen van een nettoestand met enkelvoudig incident; de probabiliteit van onbeschikbaarheid die tegelijk de geplande en niet-geplande onbeschikbaarheid integreert, bedraagt 10-2.


5.3 CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET

TRANSMISSIENET IN HET KADER VAN DE PROBABILISTISCHE

METHODES

5.3.1 BESCHRIJVING VAN DE PROBABILISTISCHE MODELLEN

Het basisidee van de probabilistische methodes steunt op het begrip van de werking van het systeem in termen van probabiliteiten. Het invoeren van probabiliteiten voor de de onbeschikbaarheid van de verschillende infrastructuurelementen van het net en van het productiepark maakt het mogelijk de sta tistische verdeling te ramen van de parameters die representatief zijn voor de werking van het net47 over een jaar of gedurende een bepaalde periode. Zo maken de probabilistische toepassingen het mogelijk de spreiding te ramen van de intensiteit van de stroom over de netelementen tijdens het jaar, evenals de daaruit voortvloeiende statistische grootheden48. De deterministische methodes van hun kant beperken zich tot het evalueren van de intensiteit van de stroom voor het werkingspunt dat representatief is voor “de piek” en eventueel voor een tweede werkingspunt “buiten de piek”. Voor elk gesimuleerd werkingspunt genereert het model willekeurig onbeschikbaarheden van netelementen en eenheden van het productiepark en een totaal verbruiksniveau die representatief zijn voor een potentiële exploitatietoestand van het elektrisch systeem. Op basis van deze elementen gaat het model op zoek naar het exploitatieschema dat representatief is voor de reële werkingsvereisten: • de productie-eenheden worden op zodanige wijze opgesteld dat ze tegemoet

komen aan het totale verbruiksniveau, volgens het niveau van economische rentabiliteit;

• het load-flowmodel van de stromen dat wordt gebruikt in het kader van de deterministische planningstoepassingen en geïntegreerd in de probabilistische modellen, maakt het mogelijk na te gaan of er een configuratie van het net bestaat die compatibel49 is met het gesimuleerde productiepark: − voldoet het net niet aan de dimensioneringscriteria van het net die werden

bepaald in het kader van de deterministische methodes, dan wordt de opstelling van de productie-eenheden gewijzigd teneinde een minimum aan bijkomende kosten teweeg te brengen;

− is het niet mogelijk te voldoen aan de dimensioneringscriteria van het net door het productiepark in bedrijf aan te passen, dan gaat het model op zoek naar het afschakelplan voor het verbruik waarbij de kosten die voortvloeien uit het defect tot een minimum worden beperkt.

47

De parameters die representatief zijn voor de werking van het net, worden gedetailleerd beschreven in het deel 5.2.2.

48 Gemiddelde, type-afwijking, minimum, maximum enzovoort.

49 De mogelijkheden van topologische wijzigingen worden onderzocht op basis van de principes die werden vastgesteld in het kader van het zoeken naar de optimale investering. Deze principes werden toegelicht in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en zijn het voorwerp van de bijlage 5, deel 5.2.1.


De modellering van het net Het load-flowmodel van de fluxen dat wordt gebruikt in het kader van de deterministische planningstoepassingen, wordt opgenomen in de probabilistische modellen50. De vertegenwoordiging van het net wordt beperkt tot de spanningsniveaus 380, 220 en 150 kV. De niveaus 70 kV en lager zijn niet vertegenwoordigd. Rekening houden met een probabiliteit van onbeschikbaarheid van de netelementen is een van de belangrijkste verschillen ten opzichte van de klassieke planningstoepassingen. De percentages van onbeschikbaarheid van de netelementen worden geraamd op basis van historische gegevens: ze worden van elkaar onderscheiden per spanningsniveau en per type element. De modellering van het productiepark en van de import Belgisch productiepark Het productiepark is vertegenwoordigd op basis van: • technische gegevens die kenmerkend zijn voor de productie-eenheden en ook

worden gebruikt in het kader van de deterministische modellen: nominaal vermogen, regelbereik enz.;

• economische gegevens: exploitatiekosten van de productie-eenheden; • gegevens betreffende de percentages van onbeschikbaarheid van de

productie-eenheden in de loop van het jaar: − een percentage van “onvoorziene” onbeschikbaarheid, representatief voor de

niet-geplande buitengebruikstellingen van de productie-eenheden als gevolg van een panne;

− een percentage van “geplande” onbeschikbaarheid, representatief voor de voorziene onderhoudsbehoeften voor elk type productie-eenheid.

De percentages van onbeschikbaarheid worden geraamd op basis van historische gegevens: ze worden van elkaar onderscheiden per seizoen en per type eenheid. Import van elektriciteit De probabilistische modellen beschouwen de de “markt”-interacties tussen de productieparken van buurlanden: • de elektriciteitsmarkten van Frankrijk, Duitsland en Nederland worden

gesimuleerd; • de fluxen die worden gegenereerd op de interconnectielijnen zijn afhankelijk

van de prijsverschillen tussen de markten die worden gesimuleerd op basis van technische en economische gegevens betreffende de productieparken van de betrokken landen;

50

De klassieke modelleringstoepassingen laten toe rekening te houden met de onbeschikbaarheden in productie en van het net, bij gezonde toestand en in de toestand van incident n-1 en eventueel n-2. De probabilistische toepassingen die in het kader van dit Plan worden gebruikt, houden momenteel alleen rekening met de gezonde toestand en met een meer of minder restrictieve analyse van de toestanden van incident n-1.


• de transmissiecapaciteiten op de interconnectielijnen tussen België en Nederland, Frankrijk en België, Frankrijk en Duitsland, Nederland en Duitsland worden in aanmerking genomen.

De modellering van het verbruik De modellering van het verbruik tijdens het jaar steunt op jaarlijkse verbruiksprofielen. Deze profielen worden per type verbruik vastgesteld op basis van het werkingspunt “op de piek” en van de verbruiksprofielen die de voorbije jaren werden waargenomen.

5.3.2 ONTWIKKELINGSCRITERIA

De probabilistische modellen zijn heel belangrijk voor de keuze van de ontwikkelingsopties met betrekking tot het transmissienet met spanningsniveaus van 380 tot 150 kV. Op deze spanningsniveaus wordt de ontwikkeling van het net immers voornamelijk gestuurd door de evolutie van het productiepark en van de importmogelijkheden. De probabilistische modellen zijn echter beperkt tot het onderling vergelijken van ontwikkelingsprojecten of –opties: de indicatoren die representatief zijn voor de werking van het net zijn uitsluitend vergelijkbaar in relatieve waarden. Het kalibreren van het systeem dat werd gemodelleerd op basis van het fysieke systeem zou het mogelijk maken een ontwikkelingsproject of –optie in absolute termen te rechtvaardigen. Dit is echter een bijzonder complexe oefening. De ontwikkelingscriteria die werden vastgesteld in termen van load-flow van de fluxen op het net51 zijn toepasbaar in de probabilistische modellen. Ze werden beschreven in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en zijn het voorwerp van de bijlage bij hoofdstuk 5, deel 5.1.3 van dit Plan. De indicatoren die representatief zijn voor de werking van het net en beschouwd worden door de probabilistische modellen, hebben betrekking het elektrisch systeem in zijn geheel (productie/transmissienet). Het gaat in hoofdzaak om: • de intensiteit van de elektrische stroom op elk netelement; • de kosten voor de opgelegde inzet van de productie-eenheden; • de kosten van defecten; • de exploitatiekosten. Deze indicatoren zijn samengevoegd op het niveau van het Belgische net en/of, lokaler, per geografisch gewest en per spanningsniveau, teneinde de impact van een versterking van het net beter te isoleren. Door tegelijk rekening te houden met de voorwaarden betreffende het net enerzijds en betreffende het productiepark anderzijds, leiden de probabilistische modellen to t economische ramingen van het elektrisch systeem in zijn geheel (productie/transmissienet): ze laten toe de werkingskosten van het systeem te evalueren evenals, eventueel, de kosten voor de gemeenschap als gevolg van

51

Het load-flowmodel dat wordt gebruikt in het kader van de deterministische planningstoepassingen, wordt opgenomen in de probabilistische modellen.


onderbreking van de levering van elektriciteit, in termen van statistische verwachting. Evenzo laten deze modellen een sociaal-economische analyse toe van de investeringen met het oog op netversterking; het risico van overbelasting van een netelement genereert immers een verplichting die leidt tot een minder dan optimale exploitatie van het productiepark in termen van exploitatiekosten of, in het slechtste geval, tot de onmogelijkheid van veilige voeding van het verbruik; de probabilistische modellen maken het mogelijk de investeringskosten voor de versterking van het net en de meerkosten in termen van exploitatiekosten, in de versterking niet wordt uitgevoerd, te vergelijken, over een bepaalde periode. Bovendien vormen de probabilistische modellen een hulpmiddel om belangrijke beslissingen te nemen in het kader van het beheer van de prioritaire investeringen met het oog op de versterking van de netten. Ze laten immers de arbitrage van deze projecten toe afhankelijk van het risiconiveau ingeval de investering niet doorgaat (rekening houdend met de probabiliteit van de beperking door het jaar) en de meerkosten die voortvloeien uit de beperking en die de investeringsbehoefte rechtvaardigen.

5.3.3 EERSTE TOEPASSINGEN IN HET KADER VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN

Een eerste reeks van drie studiegevallen werd aan de hand van de probabilistische methodes in dit Plan onderzocht. Ze betreffen: • het beheer van de investeringsprioriteit van de 380/150 kV-transformatoren

van Zandvliet, Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy; • het beheer van de netrisico’s verbonden aan:

− de buitengebruikstelling van de eenheden van Mol;de inplanting van een off-shore windturbinepark met een nominaal vermogen tot 900 MW.

De door deze studies bekomen resultaten waren een grote hulp in het beslissingsproces over het voorstel van netontwikkeling zoals hierna beschreven in de hoofdstukken 7 tot 9.


6 Referentie-transmissienet (2006)


Voor het Ontwikkelingsplan 2005-2012 wordt het net zoals het begin 2005 in gebruik is als referentienet gekozen, met inbegrip van de voor 2006 geplande versterkingen die werden goedgekeurd in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en waarvan de geplande ingebruikstelling wordt bevestigd. De versterkingen waarvan de geplande ingebruikstelling wordt uitgesteld, komen niet voor in het referentienet, zelfs niet indien ze werden goedgekeurd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 of van een vroeger Uitrustingsplan. De rechtvaardiging van de aanpassingen van de portefeuille van versterkingsprojecten (uitstel of wijziging of annulering van een project) maakt het voorwerp uit van deel 6.3 van dit hoofdstuk. De delen 6.1 en 6.2 hierna bevatten de lijst van de versterkingen en de vorderingsstaat van de versterkingswerken van het transmissienet op 01/01/2005. Ze worden hierna voorgesteld in twee afzonderlijke delen, teneinde gemakkelijker het verband te leggen met het Ontwikkelingsplan 2003-2010: • deel 6.1 bevat de aangegane investeringen52 tegen 2003, opgenomen in het

referentienet 2003, die beschreven werden in hoofdstuk 6 van het Ontwikkelingsplan 2003-2010;

• deel 6.2 heeft betrekking op de investeringen die Elia aanbeviel tegen 2006 in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010; hun ingebruikstelling was gepland tussen 2004 en 2006. Hun rechtvaardiging maakte het voorwerp uit van hoofdstuk 7 van het Ontwikkelingsplan 2003-2010.

Voor elk van beide categorieën investeringen wordt de lijst gegeven van de versterkingen met hun vordering in twee aparte tabellen opgesplitst, die respectievelijk betrekking hebben op: • nationale versterkingen van het transmissienet, in het Ontwikkelingsplan

2003-2010 “versterkingen van nationaal belang” genoemd; • de versterkingen van het transmissienet die veeleer een lokale impact hebben,

ook al hebben ze betrekking op het federale transmissienet, in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 “versterkingen van gewestelijk belang” genoemd.

Ondanks de bevestiging, werd de ingebruikstelling van sommige van deze investeringen een tijdje uitgesteld. De gedetailleerde beschrijving van de investeringen waarvan de ingebruikstelling momenteel is gepland vanaf 1 januari 2006 maakt het voorwerp uit van de bijlage bij hoofdstuk 6 van dit document. Het referentienet (2006) wordt voorgesteld (spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV) in het deel 6.4 hierna. Figuur 6.5 geeft een overzicht van de nationale versterkingen die tegen 2006 zijn gepland, die werden goedgekeurd in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en waarvan de ingebruikstelling werd bevestigd.

52

Met investering die tegen 2003 is aangegaan, wordt bedoeld: • investeringen waarvan de ingebruikstelling nog niet was gerealiseerd in 2003, maar die al zo ver waren gevorderd

dat ze niet zonder ernstige gevolgen op de helling konden worden gezet; • investeringen die werden goedgekeurd in het kader van Uitrustingsplannen die ouder zijn dan het

Ontwikkelingsplan 2003-2010.


6.1 VERSTERKINGEN AANGEGAAN TEGEN 2003 Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 nam als referentienet het net zoals het in bedrijf was in het begin van 2003, met toevoeging van: • versterkingen die nog niet in gebruik waren gesteld, waarvan de uitvoering al

zo ver gevorderd was dat hun indienststelling niet kon worden opgeschost zonder substantiële gevolgen;

• versterkingen die werden goedgekeurd in het kader van vroegere Uitrustingsplannen.

De onderstaande tabellen 6.1 en 6.2 hebben als doel een stand van zaken op te maken van de vorderingen van deze investeringen, respectievelijk voor de “versterkingen van nationaal belang” en de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus. Tabel 6.1: Staat van vordering van de “versterkingen van nationaal belang” aangegaan tegen 2003

53

53

Voorlopige toestand, indienstname van de definitieve toestand voorzien in 2005


Tabel 6.2: Vorderingsstaat van de de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus aangegaan tegen

2003


6.2 VERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 heeft duidelijk gemaakt welke investeringen tegen 200654 noodzakelijk zijn om tegemoet te komen aan de tegen dat jaar aangekondigde verbruiksniveaus. De onderstaande tabellen 6.3 en 6.4 hebben tot doel een stand van zaken op te maken van de vordering van deze investeringen, respectievelijk voor de “versterkingen van nationaal belang” en de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus. Tabel 6.3: Staat van vordering van de “versterkingen van nationaal belang” die tegen 2006 worden

aanbevolen

55

54

De investeringen van “nationaal belang” werden vastgesteld tegen 2006. De investeringen naar de lagere spanningsniveaus, die in grotere mate afhankelijk zijn van de evolutie van het lokale verbruik en gewoonlijk minder lange uitvoeringstermijn vereisen, werden vastgesteld tegen 2005.

55 De site die “Kinrooi” heette in het Ontwikkelingsplan 2003-2010, kreeg een nieuwe naam: “Van Eyck”.


Tabel 6.4: Vorderingsstaat van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus

die tegen 2005 worden aanbevolen

56 57 58

56

Momenteel worden samen met Reswal nieuwe studies uitgevoerd: dit project zal worden vervangen door een versterkingsproject voor de posten in Lens (tegen 2006) en in Ligne (tegen 2010); dit project zal worden beschreven in het Aanpassingsplan 2005-2012.

57 Gelet op de geluidsoverlast moet de transformator van 82 MVA, waarvan het de bedoeling was hem om te plaatsen, worden vervangen door een nieuwe transformator.

58 De nieuwe transformator 220/70 kV van 90 MVA, voorzien voor de bestaande post van Brume, wordt vervangen door een project van nieuwe transformator 380/70kV van 110 MVA.


6.3 RECHTVAARDIGING VAN HET UITSTELLEN, WIJZIGEN EN

SCHRAPPEN VAN INVESTERINGEN DIE IN HET

ONTWIKKELINGSPLAN 2003-2010 WORDEN AANBEVOLEN

6.3.1 NATIONALE VERSTERKINGEN AANGEGAAN TEGEN 2003

Limburg Nieuwe 380/ 150 kV-transformator te Reppel en omschakeling naar 150 kV van de bestaande 70 kV-draadstellen Stalen-Gerdingen-Overpelt De voeding van het 150 kV-net in het noorden van Limburg moet worden versterkt op het ogenblik waarop de twee productie-eenheden van Mol buiten gebruik zullen worden gesteld. Bovendien kondigen sommige industriële klanten een aanzienlijke stijging aan van hun toekomstige energiebehoefte in deze regio. De oplossing, waarin het Ontwikkelingsplan 2003-2010 voorzag, bestond erin om in Reppel, vlak onder de 380 kV-lijn Meerhout – Maasbracht, een nieuwe 380/150 kV - 555 MVA-transformator te plaatsen. Het vermogen van deze transformator zal naar het 150 kV-net worden afgevoerd. Verder zal het 70 kV-net tussen Stalen, Gerdingen en Overpelt worden geherstructureerd, waarbij de draadstellen die nu op 70 kV worden 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. Deze investering, die nauw verbonden is met de buitengebruikstelling van de eenheden in Mol, werd uitgesteld nadat de betrokken producent een brief had verstuurd waarin hij meldde dat de buitengebruikstelling van de productie-eenheden op steenkool werd uitgesteld naar een latere datum die nog moest worden vastgesteld59. Het besluitvormingsproces met betrekking tot de uitvoering van deze investeringen wordt beschreven in hoofdstuk 8 van dit document (deel 8.3.3).

59

Deze buitengebruikstelling was gepland in het Ontwikkelingsplan 2003-2010.


6.3.2 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS AANGEGAAN

TEGEN 2003

Oost-Vlaanderen Nieuwe 150 kV-lijn tussen Keerke en Lokeren60 De termijn voor de verwezenlijking van de nieuwe 150 kV-lijn tussen Keerke en Lokeren is afhankelijk van de procedures voor het verkrijgen van de vergunningen. De nieuwe lijn Keerke-Lokeren wordt in aftakking aangesloten op de lijn Mercator-Rodenhuize. Ze zal de gedeeltelijke ontmanteling toelaten van het 70 kV-net tussen Langerbrugge en Sint-Niklaas-Hamme (tussen mast P133 en het snijpunt van deze lijn met de lijn Sint-Niklaas-Hamme, ter hoogte van mast 48N), evenals de voeding van de lokale afnamepunten via het 36 kV-net. Deze lijn zal de 150/36 kV-transformator van 125 MVA en een 36 kV-post voeden. Het leggen van drie kabels vanaf deze 36 kV-post is noodzakelijk voor de voeding van de lokale afnamepunten en laat de noodvoeding toe vanaf het 36 kV-net in geval van onbeschikbaarheid van de 150/36 kV-transformator. Vlaams-Brabant Nieuwe 150 kV-post te Wijgmaal Door de verzadiging van de post van Wilsele was er in Wijgmaal een nieuwe transformatiepost gepland. Deze installatie wordt ook uitgesteld als gevolg van de moeilijkheden bij het verkrijgen van de nodige vergunningen. Henegouwen Versterking van het transformatievermogen 150/10 kV te Fontaine l’Evêque De versterking van deze transformator was nodig om de toename van de lokale verbruiken zoals voorzien in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 in de streek op te vangen; bovendien maakte het vervangen van een transformator 70/10 kV door een transformator 150/10 kV het mogelijk het 70 kV-net te ontlasten. De voorziene toename van het lokale verbruik werd naar beneden bijgesteld als gevolg van een vermindering van de belasting van deze post die in 2004 werd waargenomen; op korte termijn is deze versterking niet langer noodzakelijk.

60

Deze investering die door de vergunningsprocedure zwaar vertraagd werd, had in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 moeten vermeld worden.


6.3.3 TEGEN 2006 GEPLANDE NATIONALE VERSTERKINGEN

West- en Oost-Vlaanderen en Henegouwen De nieuwe transformatoren van Avelgem/Ruien en Gouy/Courcelles werden aanbevolen en goedgekeurd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Deze investeringen zijn nauw verbonden met de buitengebruikstelling van de productie-eenheden in Ruien en Monceau/Amercoeur; ze werden uitgesteld nadat de betrokken producent een brief had verstuurd waarin hij meldde dat de buitengebruikstelling van de productie-eenheden op steenkool werd uitgesteld naar een latere datum die nog moest worden vastgesteld61. Het besluitvormingsproces met betrekking tot de uitvoering van deze investeringen wordt beschreven in hoofdstuk 7 van dit document (deel 7.4.3). 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. Nieuwe 380/150 kV-transformator te Courcelles/Gouy & nieuwe verbinding 380 of 150 kV Gouy-Courcelles 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. 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.

61

Deze buitengebruikstelling was gepland in het Ontwikkelingsplan 2003-2010.


6.3.4 TEGEN 2006 GEPLANDE VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE

SPANNINGSNIVEAUS

Provincie Antwerpen Tweede draadstel 150 kV Scheldelaan-Zevende Havendok Enerzijds het plaatsen van het tweede draadstel 150 kV Scheldelaan–Zevende Havendok is afhankelijk van de installatie van een productiegroep van 400 MW in Zandvliet en van productiegroepen voor 120 MW in Zwijndrecht: • in Zandvliet is de groep in bedrijf; • in Zwijndrecht daarentegen zijn de groepen nog in aanbouw. Anderzijds kan dankzij de topologische wijzigingen in het 150 kV-net, als gevolg van de jongste en de voorziene ontwikkelingen op het gebied van de productie en het verbruik in de Antwerpse haven, de aanleg van het 2de draadstel Scheldelaan- Zevende Havendok in de huidige omstandigheden worden uitgesteld. Provincie Luik Nieuwe 380/70 kV-transformator te Brume Rekening houdend met de groeiprognoses van het verbruik, formuleerde het Ontwikkelingsplan 2003-2010 de aanbeveling: • een derde 220/70 kV-transformator te installeren in de post van Brume voor

het voeden van het 70 kV-net te Cierreux; • deze transformator via een nieuwe 70 kV-verbinding tussen Brume en

Cierreux te verbinden 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. De nood aan versterking van het 70 kV-net vanaf een hoger spanningsniveau te Brume wordt bevestigd. Niettemin werd gekozen voor een spanningsniveau van 380 kV en wel om de volgende redenen: • wanneer het tweede 380 kV-draadstel Lotharingen-Ardennen is aangebracht,

zou het 220 kV-draadstel tussen Villeroux en Gramme op termijn ook in 380 kV moeten worden geëxploiteerd;

• bovendien zouden grote werken noodzakelijk zijn geweest om de 220 kV-installaties van de post in Brume aan te passen.

Henegouwen Nieuwe 150/15 kV-transformatoren in Chièvres Er wordt getwijfeld aan de installatie van twee nieuwe 150/15 kV-transformatoren van 50 MVA in de bestaande 150 kV-post van Chièvres, zoals aanbevolen in het Ontwikkelingsplan 2003-2010, rekening houdend met nieuwe omstandigheden inzake de evolutie van het lokale verbruik en de lokale productie.


Het project voor de versterking van de post te Chièvres tegen 2005 wordt geschrapt en vervangen door twee nieuwe projecten die in samenwerking met Reswal werden bestudeerd: • versterken van de post in Lens (tegen 2006): vervangen van de bestaande

70/15 kV-transformator van 20 MVA door een nieuwe transformator van 40 MVA;

• versterken van de post in Ligne (tegen 2010): − door het installeren van een bijkomende 150/15 kV-transformator van

50 MVA in Ligne; − door het realiseren van een tweede draadstel tussen Wattines en Ligne

(2,7 km).

6.4 BESCHRIJVING VAN HET 380-150 KV REFERENTIENET

(2006) Figuur 6.5 hierna geeft een beschrijving van het hoogspanningsreferentienet (2006).


Figuur 6.5: Referentienet (2006)


7 Versterkingen van het transmissienet tegen 2008


De dimensionering van het transmissienet van 380 kV tot 150 kV hangt vooral samen met de evolutie van het productiepark en de lokalisatie van de productie-eenheden, met de importniveaus en hun herkomst en met 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 kV tot 36 kV-net en de middenspanningsnetten, bepaald door de toename van het lokale verbruik.

7.1 NETONTWIKKELING ALS GEVOLG VAN HET VOORSTEL VAN DE

TNB IN HET KADER VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 2003-2010

Het voorstel tot ontwikkeling van het net dat door de TNB werd geformuleerd en door Minister Moerman werd goedgekeurd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 heeft tot doel: • enerzijds de openstelling van de elektriciteitsmarkt te bevorderen door de

importcapaciteiten van België te vergroten; • anderzijds de afhankelijkheid van het net ten opzichte van het bestaande

productiepark te verminderen door gebruik te maken van de middelen waarover de TNB beschikt; het is de bedoeling het net te versterken indien dit economisch verantwoord is, om de steeds terugkerende beperkingen die het productiepark oplegt, uit de weg te ruimen.

7.1.1 VRIJMAKING VAN DE ELEKTRICITEITSMARKT

De investeringen m.b.t. de vrijmaking van de markt worden momenteel uitgevoerd. Hoewel het Ontwikkelingsplan voorzag in de plaatsing van twee faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens in de 380 kV-posten Van Eyck62 en Zandvliet, wordt er momenteel in drie faseverschuivers geïnvesteerd. De doelstellingen en de voordelen van de plaatsing van de twee faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens werden onderzocht in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en worden beschreven in de bijlage bij hoofdstuk 7 van dit document. Rechtvaardiging van de plaatsing van drie faseverschuivers aan de noordgrens Er wordt geïnvesteerd in drie faseverschuivers, twee in de 380 kV-post Van Eyck en één in de 380 kV-post Zandvliet. Een aanvullende studie die eind 2003 werd uitgevoerd, heeft immers aangetoond dat, bij extreme situaties met parallelle fluxen63 in de richtingen noord-zuid en zuid-noord, de efficiëntie van de controle van de fluxen

62

De site die in het kader van het Ontwikkelingsplan “Kinrooi” werd genoemd, kreeg een nieuwe naam: “Van Eyck”. 63

De parallelle fluxen zijn de fluxen die het gevolg zijn van niet bij Elia genomineerde internationale transacties.


aanzienlijk verbetert door een derde faseverschuiver. Door de fluxen noord-zuid en zuid-noord te stabiliseren kan dankzij een derde faseverschuiver een grotere en stabielere capaciteit worden toegekend aan de Belgische markt. Rechtvaardiging van de lokalisatie van de drie faseverschuivers aan de noordgrens Op verzoek van de CREG werd ook een vergelijkende studie gemaakt, waarin de plaatsing van de drie faseverschuivers in het zuidelijk landsgedeelte wordt bekeken. Daaruit blijkt dat een plaatsing in het noordelijk landsgedeelte gunstiger is voor de importmogelijkheden van België, ongeacht de herkomst van de import (Frankrijk of Duitsland). Bovendien is het importniveau dat wordt bereikt in het geval van een import uit Duitsland, duidelijk hoger indien de faseverschuivers in het noorden worden geplaatst. De lokalisatie in het noorden is bijgevolg des te meer gerechtvaardigd wanneer de optie behouden blijft om de import vanuit Duitsland (meer bepaald afkomstig van windturbines) op te voeren. Tot slot wordt vanuit economisch oogpunt de rechtvaardiging bevestigd die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd gegeven en in de bijlage bij hoofdstuk 7 van dit document wordt weergegeven, aangezien de raming van de totale investeringskosten lager ligt (45 M€).

7.1.2 ONAFHANKELIJKHEID VAN HET NET TEN OPZICHTE VAN HET

BELGISCHE PRODUCTIEPARK

Om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het Belgische productiepark te bevorderen, voorzag de voorgestelde beslissingsboom in twee grote opties: • de eerste optie, waarbij de steenkoolgestookte productie-eenheden buiten

gebruik worden gesteld volgens de kalender, zoals die in 2000 door de betrokken producent werd bekendgemaakt;

• de tweede optie, waarbij deze eenheden eventueel behouden blijven. De investeringen die m.b.t. de buitengebruikstelling van de steenkoolgestookte productie-eenheden werden voorgesteld, werden uitgesteld na ontvangst van een brief van de betrokken producent waarin hij meldde dat deze buitengebruikstelling naar een nog te bepalen tijdstip werd verschoven. De effectieve ontwikkeling van het net laat vandaag een tussentijdse situatie zien tussen: • het voorstel van de TNB dat in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-

2010 werd goedgekeurd; • de optie zonder buitengebruikstellingen van eenheden van het Belgische

productiepark.

7.1.3 VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK

De verbruiksvooruitzichten werden herzien in het raam van het Ontwikkelingsplan 2005-2012. Daaruit blijkt dat we wat het verbruiksniveau


betreft één jaar vertraging hebben opgelopen ten opzichte van de vooruitzichten die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden vooropgesteld: • het verbruiksniveau van de macro-economische variant (Ontwikkelingsplan

2003-2010) tegen 2006 komt overeen met het verbruiksniveau van de hoge variant van dit Plan tegen 2007;

• het verbruiksniveau van de Kyoto -variant (Ontwikkelingsplan 2003-2010) tegen 2009 komt overeen met het verbruiksniveau van de lage variant van dit Plan tegen 2010.

7.2 AFSTEMMEN VAN HET ELEKTRICITEITSNET 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 2008 beschreven. Uit de hypotheses waarmee werd gewerkt in het in hoofdstuk 3 beschreven basisproductiescenario (hoge verbruiksvariant), blijkt dat de import gemiddeld 1.850 MW zal bedragen in 2008 en in 2012, indien alle eenheden op hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelingsinstallaties op dat moment effectief gebouwd zijn. In de context van de vrijgemaakte markt worden echter ook scenario’s uitgewerkt waarbij rekening wordt gehouden met hogere importniveaus. Hierna nemen we twee importniveaus in overweging: • tot 2.500 MW, in het basisscenario; • 3.700 MW, in het scenario “verhoging van de import-2008”. Figuur 7.1 toont de evolutie van het verbruik volgens de hoge en de lage verbruiksvariant, evenals de vergelijking van deze varianten met de varianten die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden gehanteerd. Uit deze figuur blijkt dat: • het verbruiksniveau dat in het kader van de hoge verbruiksvariant tegen 2007

wordt geraamd van dezelfde grootte orde is als het verbruiksniveau waarmee voor 2006 rekening werd gehouden in het Ontwikkelingsplan 2003-2010, volgens de “macro-economische” variant;

• de investeringen die moeten worden gerealiseerd om te voldoen aan het verbruiksniveau van de hoge variant in 2008 bovendien ook tegen 2012 zouden moeten worden gerealiseerd om te voldoen aan het verbruiksniveau van de lage variant wil bereiken;

• de verschillen tussen beide varianten klein zijn: tegen 2008 is het verbruiksniveau van de hoge variant 3,3% hoger dan het verbruiksniveau van de lage variant.

Als transmissienetbeheerder moet Elia erop toezien dat het voldoet aan de bevoorradingsbehoeften van elk lokaal verbruik. In deze optiek en rekening houdend met de bovenstaande beschouwingen stelt Elia voor om de investeringen te realiseren die voortvloeien uit de “hoge” variant.


Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik, tussen 2003 en 2012, in MW

Deel 7.3 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet tegen het jaar 2008, rekening houdend met de stijging van het verbruik volgens de hoge verbruiksvariant en met de verschillende varianten die in aanmerking werden genomen voor het productiepark, indien geen enkele versterking zou zijn uitgevoerd. In deel 7.4 worden voor elk scenario afzonderlijk de versterkingen beschreven die nodig zijn tegen 2008, in functie van de verschillende varianten van het productiepark. Een technisch en economisch haalbaarheidsonderzoek vanuit het standpunt van de eindverbruiker is het voorwerp van deel 7.5. Deel 7.6 bevat de lijst van de versterkingen die nodig zijn als gevolg van de toename van het lokale verbruik. Tot slot wordt in deel 7.7 een overzicht gegeven van de investeringen die tegen 2008 moeten worden uitgevoerd, met een bijbehorende planning voor hun indienststelling.

7.3 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 begin 2005 in gebruik was, uitgebreid met de investeringen die tegen 2003 werden aangegaan of tegen 2006 werden aanbevolen en die vandaag zijn gerealiseerd of nog worden gerealiseerd. De load-flowberekeningen op dit net volgens de verbruiksprognoses (macro-economische variant) voor 2006 wijzen echter op een aantal knelpunten in het transmissienet. Ze zijn toe te schrijven : • in de provincie Antwerpen, aan het lokale productietekort (injecties in de

netten op 150 kV of lager) in deze regio: de 150 kV-lijnen tussen Zandvliet en Lillo en tussen Merksem en Lillo voldoen niet meer aan de dimensioneringscriteria van het net; er stellen zich ook problemen op het gebied van de spanningsondersteuning;


• in West-Vlaanderen of in Henegouwen, aan het mogelijke stilleggen van de productie-eenheden aangesloten op 150 kV; het mogelijke stilleggen van deze eenheden heeft te maken met een beslissing van deklassering of tijdelijke buitengebruikstelling in een gegeven marktcontext door de betrokken producent;

• op het Belgische net in het algemeen, aan de moeilijkheden om de spanning te ondersteunen, als gevolg van de toename van het importniveau van elektriciteit; immers: − het spanningsplan wordt voornamelijk ondersteund door de productie-

eenheden die aangesloten zijn op 150 kV en die daartoe het vereiste blindvermogen produceren; deze eenheden zullen geleidelijk worden stilgelegd, naargelang de toename van het importniveau;

− technisch gezien moet blindvermogen lokaal worden geproduceerd en kan het dus niet worden ingevoerd.

7.4 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL

BELANG Het elektriciteitsnet moet worden aangepast om een oplossing te bieden voor de knelpunten die in de load-flowmodellen worden aangegeven. In dit hoofdstuk zullen de versterkingsscenario’s die hiervoor nodig zijn zo nauwkeurig mogelijk worden beschreven. Het investeringsbeleid, dat hieraangaande werd uitgewerkt en uitgevoerd, werd beschreven in het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Het wordt hernomen in de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document (deel 5.2). Dit beleid streeft ernaar de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken.

7.4.1 BASISSCENARIO - 2008

In het basisscenario zijn de hierna beschreven versterkingen noodzakelijk om de betrouwbaarheid van het net te behouden. Ontwikkelen van het net in de regio Antwerpen In het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd al gewezen op de noodzaak om het net in de regio Antwerpen te ontwikkelen om te voldoen aan het toenemend verbruik in de haven van Antwerpen en meer bepaald aan het verbruik van de chemische nijverheid, aangesloten op de post van Lillo (Antwerpen). De huidige verbruiks- en productieprognoses bevestigen deze behoefte tegen 2008. Dit Ontwikkelingsplan beveelt een adequate structuur aan op korte termijn (2008) en een stevige structuur op lange termijn (2018). Dit behelst: • het plaatsen van een bijkomende 380/150 kV-transformator in de post van

Zandvliet (Antwerpen); • het aanleggen van een 150 kV-luchtlijn in de haven van Antwerpen, tussen

Lillo en Zandvliet, bestaande uit: − de omschakeling naar 150 kV van de bestaande 36 kV-lijn tussen de posten

Lillo en Solvay (3,1 km);


− de bouw van een nieuwe 150 kV-lijn tussen de posten Solvay en Zandvliet (6,5 km).

Andere versterkingen van het net in West- en Oost-Vlaanderen Versterking van de bestaande 150 kV-lijn Brugge-Waggelwater-Slijkens De capaciteit van de bestaande 150 kV-lijn tussen Brugge-Waggelwater en Slijkens moet worden versterkt om aan de ontwikkelingscriteria van het 150 kV-net te voldoen64, na de aanleg van de nieuwe 150 kV-kabel Koksijde–Slijkens en ten gevolge van de evoluties op het gebied van de productie en het verbruik in de regio. Hierbij spelen ook de evolutie van het productiepark en van het verbruik in deze regio een rol. Nieuwe 150 kV-lijn tussen Keerke en Lokeren Deze investering wordt beschreven in deel 6.3.2 van dit document.

7.4.2 SCENARIO “VRIJMAKING VAN DE MARKT – 2008”: IMPORTNIVEAU

VAN 2500 TOT 3700 MW

Importniveau tot 2.500 MW Zoals al werd aangegeven in hoofdstuk 3 volstaat het Belgische productiepark volgens de hypotheses inzake productiepark en verbruik niet om in het verbruik te voorzien. Het basisimportniveau bedraagt 1.850 MW. Dit is een gemiddeld importniveau. Gelet op de investeringen die momenteel worden gerealiseerd in het raam van de vrijmaking van de markt, is immers een importniveau van 2.500 MW mogelijk tegen 2008. Als gevolg van de toename van de import – hetgeen van zijn kant gecompenseerd wordt door een productievermindering op het spanningsniveau 150 kV in België - moet er blindvermogen worden geproduceerd om de spanning te regelen. Het dient opgemerkt dat blindvermogen niet kan worden ingevoerd maar lokaal moet worden geproduceerd. Om het importniveau van 2.500 MW65 te bereiken, stelt dit Ontwikkelingsplan de plaatsing voor van 6 condensatorenbatterijen66 van 75 Mvar in de 150 kV-posten Bruegel (Dilbeek), Kallo, Merksem, Ruien, Mol en Monceau: de combinatie van deze lokalisaties stemt overeen met de diverse configuraties van productieparken die worden voorgesteld (stilleggen van gas- of steenkoolgestookte productie-eenheden op 150 kV).

64

Bij een incident op één draadstel is het andere draadstel overbelast. 65

Dit importniveau impliceert een maximale transactiecapaciteit volgens de definitie gegeven in deel 4.1.4 van de bijlage bij hoofdstuk 4.

66 In dit kader wordt de condensatorenbatterij die zich vandaag in de post Brugge Waggelwater bevindt, overgebracht naar een van de zes andere gekozen sites. Immers: • enerzijds, dragen Herdersbrug en de netontwikkelingen met 150 kV-kabels (Koksijde-Slijkens) in deze regio ertoe

bij dat de behoeften aan compensatie met blindvermogen sterk gedaald zijn: de condensatorenbatterij zal dus meestal buiten dienst zijn;

• anderzijds moet door de stijging van het lokale verbruik de post Brugge Waggelwater uitgerust worden met een 150 kV/MS-transformator. Deze post is verzadigd en er is geen plaats om een bijkomend 150 kV-veld op te stellen, tenzij de condensatorenbatterij die in deze post is opgesteld wordt verplaatst.


Importniveau tot 3700 MW Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 heeft aangetoond dat het importniveau tot 3.700 MW kan worden verhoogd met behulp van de volgende investeringen die momenteel worden gerealiseerd: • versterken van de 380 kV-lijn Avelgem-Avelin; • versterken van de bestaande 220 kV-lijn Jamiolle-Monceau en plaatsen van

een faseverschuiver in Monceau. Omdat het importniveau stijgt, moet de interne productie worden verminderd. Om dit laatste te realiseren, is Elia uitgegaan van het stilleggen van de op 150 KV aangesloten productie-eenheden van 125 en 300 MW. Het stilleggen van deze eenheden vereist een versterking van de 380/150 kV-transformatie in de posten van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy. Het dient aangestipt dat de hypotheses betreffende de totale import van de Benelux steunen op de UCTE-gegevens, die melding maken van 6.200 MW waarvan 2.500 MW bestemd voor Nederland. In het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd een gevoeligheidsstudie uitgevoerd om de impact te evalueren van wijzigingen in het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van België. De resultaten van deze studie worden voorgesteld in de bijlage bij hoofdstuk 7 van dit document. Een importniveau van 3.700 MW vereist dertien bijkomende condensatorenbatterijen van 75 Mvar op 150 kV sites. De optimale lokalisatie van deze condensatorenbatterijen houdt verband met de exploitatie van het productiepark. De tabel 7.2 hierna geeft, bij wijze van indicatie, de lijst van de 19 optimale lokalisaties voor twee extreme varianten van een productiepark; het gaat om: • een variant “steenkoolgestookt productiepark”, waarbij uitgegaan wordt van

de stillegging van de STEG-eenheden Le Val en Herdersbrug; • een variant “gasgestookt productiepark”, waarbij uitgegaan wordt van de

stillegging van de volgende steenkoolgestookte eenheden: Awirs 4, Amercoeur 2, Ruien 3 en 4 en Mol 1 en 2.


Tabel 7.2: Gunstige lokalisatie van 19 condensatorenbatterijen van 75 Mvar

(situatie op de piek 2008) die zijn aangesloten in 150 kV

7.4.3 SCENARIO “ONAFHANKELIJKHEID VAN HET NET TEN OPZICHTE VAN

HET PRODUCTIEPARK – 2008”

Vanuit de optiek de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het bestaande productiepark te verminderen, werd in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 uitgegaan van vijf 380/150 kV-transformatoren. Het gaat om de 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien, Courcelles/Gouy, Reppel, Zandvliet en Zutendaal. Ze houden verband met het productietekort dat ontstaat als gevolg van het mogelijk stilleggen van respectievelijk de productie-eenheden van Ruien (Oost-Vlaanderen), Amercoeur en Monceau (Henegouwen), Mol (provincie Antwerpen), Kallo (provincie Antwerpen) en Langerlo (Limburg). Hoe de prioriteiten en de risico’s die verband houden met de versterking van het transmissienet met het oog op de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark worden beheerd, wordt ook in ruime mate bepaald door de beslissingen m.b.t. de opstelling van de productie-eenheden. De netbeheerder loopt het risico, indien hij de plaatsing van deze transformatoren uitstelt, dat hij de producenten financieel moet vergoeden wanneer hij, omwille van de betrouwbaarheid van het net, moet vragen om de betrokken groepen in te zetten, niettegenstaande het feit dat hun stillegging is geprogrammeerd. De installatie van de transformatoren waarborgt dus een grotere onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark: de beslissing om te investeren steunt op de vergelijking van de kosten voor verplichte inzet van de machines en van de investeringskosten voor de transformatoren. De netbeheerder neemt zich voor de evolutie van de exploitatie van het productiepark nauwlettend te volgen en de investeringen alleen te realiseren indien hun noodzaak zich bevestigt.


380/150 kV-transformator van Zandvliet De plaatsing van de transformator van Zandvliet is noodzakelijk voor de ontwikkeling van het net in de regio Antwerpen, zoals beschreven in deel 7.4.1 hiervoor. 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy De plaatsing van 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy werden aanbevolen met het oog op de buitengebruikstelling van de eenheden die de betr okken producent in 2000 heeft aangekondigd. Ze werd daarna uitgesteld omdat de buitengebruikstelling van de steenkoolgestookte productie-eenheden naar een latere datum werd verschoven. Voor deze investeringen uit de projectenportefeuille blijft de houding afwachtend: de beslissing hieromtrent wordt bepaald door de houding van de producent m.b.t. het inzetten van de betrokken productie-eenheden. In geval er tegen 2008 nog definitieve beslissing is genomen, stelt dit Ontwikkelingsplan - gelet op de grote verwevenheid met de evolutie van de exploitatie van het productiepark, maar waarop de TNB geen enkele invloed kan uitoefenen -, desalniettemin de voorwaarden met betrekking tot deze investeringen vast. Daar er voor 2008 nog geen definitieve beslissing genomen is maar de verwevenheid met de evolutie van de exploitatie van het productiepark sterk is – hoewel de TNB geen enkele invloed op deze evolutie kan uitoefenen - stelt het Ontwikkelingsplan niettemin de voorwaarden vast met betrekking tot deze investeringen. De onderstaande tabel vat de voorwaarden samen voor de investering in de 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy. Tabel 7.3: Synthese van de voorwaarden voor de investering in de 380/150 KV-transformatoren


380/150 kV-transformatoren van Reppel en Zutendaal De plaatsing van de transformatoren van Reppel en Zutendaal is niet noodzakelijk tegen 2008. Deze investeringen worden beschreven in hoofdstuk 8 hierna, over de netontwikkeling op lange termijn.

7.5 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK

7.5.1 TECHNISCHE UITVOERBAARHEID

In dit stadium verwachten we voor de geplande investeringen geen bijzondere moeilijkheid op technisch gebied. De bouw van de nieuwe 150 kV-luchtlijn in de haven van Antwerpen zal niettemin het voorwerp zijn van een haalbaarheidsonderzoek. De technische uitvoerbaarheid van de plaatsing van condensatorenbatterijen voor de spanningshuishouding als gevolg van het verhoogde importniveau, werd gecontroleerd aan de hand van volgende criteria: • de ruimte nodig voor de plaatsing van condensatorenbatterijen is beschikbaar; • in de post zijn velden beschikbaar; • het kortsluitvermogen is voldoende hoog: het in- of uitschakelen van deze

70 Mvar-batterijen veroorzaakt geen volgens de dimensioneringscriteria van het net ontoelaatbare spanningsschommelingen.

7.5.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING

Elke netversterking brengt een zekere mate van onzekerheid mee op het gebied van ruimtelijke ordening: • 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 middenspanningsverbindingen waarop de post is aangesloten. Het MS-net zou dan ook volledig herschikt moeten 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 realisatietermijnen van de projecten. Tenslotte 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 kost het verkrijgen van de nodige vergunningen veel tijd en inspanningen. De afwezigheid van opgelegde termijnen in de procedures verlengt nog het proces.

In deze context kan de netbeheerder moeilijk verbintenissen aangaan voor de realisatietermijnen als hij geen garantie heeft voor de termijnen voor het verkrijgen van de vergunningen.


In het raam van dit Ontwikkelingsplan wordt de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening zo minimaal mogelijk gehouden. Bij het bepalen van de investeringen wordt rekening gehouden met het economisch beleid en het milieubeleid zoals beschreven in de bijlage bij hoofdstuk 5 (deel 5.2) van dit document. Nieuwe infrastructuur wordt zoveel mogelijk beperkt: • het project voor een nieuwe 150 kV-luchtlijn over een afstand van 6,5 km in

de haven van Antwerpen is het enige belangrijke bovengrondse ontwikkelingsproject in het kader van dit Plan: het risico blijft echter beperkt, gelet op de lokalisatie in een industriegebied; het haalbaarheidsonderzoek van het project vindt plaats in overleg met de betrokken administraties;

• de andere ontwikkelingen gebeuren door het aansluiten van transformatoren en condensatorenbatterijen op nieuwe velden in bestaande posten.

7.5.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCH OPTIMUM VOOR DE

EINDVERBRUIKER

Voor elk project dat in deel 7.4 aan bod komt, werd voor elk van de varianten een technisch-commerciële vergelijking gemaakt. De economische evaluatie gebeurt vanuit het standpunt van de eindverbruiker en past in het kader van het economisch beleid en het milieubeleid zoals beschreven in deel 5.2 van de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document. De vergelijking van de varianten voor de nieuwe investeringen wordt hierna weergegeven. 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 grootte ordes die gebaseerd zijn op een eerste raming van de kosten die door de investering worden teweeggebracht. Ze dienen om de varianten met elkaar te vergelijken. Ontwikkeling van het net in de regio Antwerpen In het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd voor de uitbreiding van het net in de regio Antwerpen de verlenging van de 150 kV-lijn tussen Kallo en Ketenisse overwogen. Dit project omvatte: • de aanleg van een luchtlijn van Ketenisse tot aan de tunnel onder de Schelde

(verlengen van de bestaande lijn); • de aanleg van een 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde in aftakking op

de lijn Lillo-Solvay, losgekoppeld in Lillo; • het omschakelen naar 150 kV van de 36 kV-lijn tussen Lillo en Solvay; • de aanleg van een nieuwe luchtlijn Solvay-Zandvliet. In het raam van dit Plan werd deze variant vergeleken met een nieuwe variant: een 150 kV-lijn Lillo-Zandvliet in verlenging van de bestaande 150 kV-lijn Lillo-Solvay wordt aangesloten op één draadstel of op beide draadstellen; de tweede oplossing, tegen een vergelijkbare budgettaire kost, is beter voor de betrouwbaarheid van het net.


Beide varianten die respectievelijk in het Plan 2003-2010 en in dit Plan in het vooruitzicht worden gesteld, vereisen de installatie van de tweede 380/150 kV-transformator in Zandvliet. De installatie van deze transformator zal ook de onafhankelijkheid ten opzichte van het productiepark bevorderen. Als oplossing werd gekozen voor de optie met versterking waarbij het plaatsen van de tweede 380/150 kV-transformator in Zandvliet gecombineerd wordt met de aanleg van de verbinding Lillo-Zandvliet. Dit onderzoek heeft immers uitgewezen dat de versterking die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd overwogen, knelpunten op lange termijn (tegen 2018) zou teweeg brengen: • op het verbruiksniveau dat tegen dat jaar wordt verwacht, volstaat de

versterking – waarbij de plaatsing van de tweede 380/150 kV-transformator in Zandvliet met de aanleg van de verbinding Doel-Kallo-Lillo-Zandvliet wordt gecombineerd - niet langer om te voldoen aan de planningscriteria; om tot een adequate structuur te komen, zou dan een niet-standaardinvestering noodzakelijk zijn om de lijn Lillo-Solvay te versterken. Dit zou een zware investering vereisen;

• daarenboven nemen deze overbelastingen toe bij het inzetten van de eenheden van Kallo.

De onderstaande tabel 7.4 bevat de socio-economische evaluatie van de onderzochte versterkingen. De prijsvork voor de verbinding Lillo-Zandvliet houdt verband met de keuze van het type geleiders. Tabel 7.4: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van de

langetermijnstudie van het net van Antwerpen

Netversterkingen in West- en Oost-Vlaanderen Versterking van de bestaande 150 kV-lijn Brugge-Waggelwater-Slijkens De versterking van de bestaande lijn is de eenvoudigste investering en is optimaal vanuit economisch oogpunt. De onderstaande tabel 7.5 geeft de socio-economische evaluatie van deze versterking.


Tabel 7.5: Socio-economische evaluatie van de versterking van de bestaande lijn Brugge-Waggelwater-

Slijkens

Nieuwe lijn 150 kV tussen Keerke en Lokeren Dit nieuwe lijngedeelte (0.5 km) is de eenvoudigste investering en is optimaal vanuit economisch oogpunt. De onderstaande tabel 7.6 geeft de socio-economische evaluatie van deze versterking. Tabel 7.6: Socio-economische evaluatie van de nieuwe 150 kV-lijn tussen Keerke en Lokeren

Technisch-economische keuze van de uitrustingen voor de regeling van de spanningshuishouding in het raam van de openstelling van de elektriciteitsmarkt (importniveau van 2.500 MW) Een internationale studie67 m.b.t. de aanbevelingen voor de aansluiting van condensatorenbatterijen heeft geleid tot de keuze van condensatorenbatterijen met een vermogen in de orde van 75 Mvar die in 150/220 kV-posten worden geplaatst met een voldoende groot kortsluitvermogen. Er is geen reden om SVC’s68 te plaatsen, aangezien het Belgische net over voldoende posten beschikt waar het kortsluitvermogen toelaat de batterijen van 75 Mvar in te schakelen zonder ontoelaatbare spanningsschommelingen te veroorzaken, in overeenstemming met de dimensioneringscriteria van het net. Bovendien laat een vrij hoog aantal batterijen van 75 Mvar in het 150 kV-net een regelingseffect toe met afzonderlijke in- en uitschakeling van de batterijen. Aangezien de batterijen zulk een regeling mogelijk maken, biedt vanuit deze invalshoek het plaatsen van condensatorenbatterijen op verschillende sites een

67

Cigré-Cired JWG C4.07 – Raccordement de batteries de condensateurs: Recommandations Power Quality. 68

Static Var Compensator


alternatief voor het plaatsen van een SVC met een groot vermogen op een gegeven site. Tot slot blijft het economische aspect een doorslaggevend element: de oplossing met condensatorenbatterijen is minder duur dan de oplossingen met SVC en STATCOM. De onderstaande tabel 7.7 toont de respectieve kosten voor het plaatsen van het equivalent van 300 Mvar in 150 kV voor elk van de beschouwde uitrustingen. Tabel 7.7: Installatiekosten in 150 kV van 300 Mvar

De onderstaande tabel 7.8 bevat de socio-economische evaluatie van de onderzochte versterkingen. Tabel 7.8: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van de

plaatsing van zes of negentien condensatorenbatterijen in bestaande posten


380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien, Courcelles/Gouy De rentabiliteitsstudies voor de installatie van de transformatoren van Avelgem/Ruien en van Courcelles/Gouy werden uitgevoerd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Ze komen aan bod in de bijlage bij hoofdstuk 7 van dit document. Uit de studies blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskosten van deze investeringen gelijk zijn aan 3 tot 13 weken verplichte productie, naargelang van de productie-eenheden die moeten worden ingezet. Door het stilleggen van de productie-eenheden moet de spanning worden ondersteund. Dat kan worden gerealiseerd door het plaatsen van twee condensatorenbatterijen in de bestaande posten van Ruien en Izegem. De onderstaande tabel 7.7 geeft een socio-economische evaluatie van deze versterking. Tabel 7.9: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van het

plaatsen van twee condensatorenbatterijen in bestaande posten

7.6 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS Het beleid om de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet te versterken vanuit het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 kV/MS-transformatoren werd toegelicht in het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Het wordt hernomen in deel 5.2.1 van de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document. We herinneren eraan dat het erom gaat, waar mogelijk, de rechtstreekse transformatie te versterken vanuit het 220-150 kV-net naar de middenspanningsnetten, om op die manier tegen de laagste kosten het hoofd te bieden aan een verbruiksstijging. Deze investeringen hangen samen met de evolutie van het lokale verbruik en kunnen moeilijk worden gepland voor een periode van meer dan twee jaar. Dit verklaart waarom de definitieve beslissingen in de plannen voor de ontwikkeling van de gewestelijke netten zich beperken tot het jaar 2007. Om coherent met deze plannen te blijven, hebben de in dit Plan opgenomen versterkingen naar de lagere spanningsniveaus betrekking op dezelfde tijdsperiode. Bovendien is het vanzelfsprekend dat de hier aangehaalde investeringen overeenstemmen met de investeringen die in de gewestelijke plannen van 2005 voorgesteld worden. Het overzicht van de investeringen die hiervoor tegen 2007 worden gepland, wordt opgenomen in deel 7.6.1 hierna. In deel 7.6.2 vindt u meer gedetailleerde uitleg over de investeringen.


7.6.1 OVERZICHT VAN DE VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE

SPANNINGSNIVEAUS

Tabel 7.10: Lijst van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007

7.6.2 GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN

West-Vlaanderen Nieuwe 150/11 kV-transformator in Slijkens Met het oog op de industriële ontwikkelingen in het industriegebied van Oostende wordt in Slijkens een nieuwe transformator geplaatst. Bovendien is deze oplossing gunstig voor de exploitatie van het 36 kV-net van Slijkens dat dankzij deze maatregel wordt ontlast. Provincie Antwerpen Nieuwe 150/11 kV- en 150/70 kV-transformatoren in Mechelen De versterking van de post in Mechelen is het gevolg van: • het beleid tot versterking van de rechtstreekse voeding van het

middenspanningsnet vanaf het 150 kV-net;


• de ontmanteling van de 70 kV-lijn Wilsele-Muizen, waardoor de plaatsing van een 150/70 kV-transformator noodzakelijk is.

Nieuwe 150 kV-post in Petrol en aanpassen van de bestaande 150 kV-verbinding Burcht-Zurenborg De post “Antwerpen Zuid” die in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 wordt beschreven, kreeg een nieuwe naam: “Petrol”. In deze nieuwe post zullen twee nieuwe 150/15 kV-transformatoren worden geplaatst, rekening houdend met de verwachte stijging van het residentiële verbruik en met de omschakeling van het middenspanningsnet van 6 kV tot 15 kV. De 150 kV-verbinding Burcht-Zurenborg wordt voor het aansluiten van deze nieuwe post aangepast. Limburg Nieuwe 150/11 kV-transformator in Lommel Een nieuwe 150/11 kV-transformator wordt in Lommel geplaatst wegens de toename van het industriële verbruik. Brussels Hoofdstedelijk Gewest Nieuwe 150/11 kV-transformator in Wiertz en nieuwe 150 kV-kabel Dhanis-Wiertz Een tweede 150/11 kV-transformator van 50 MVA wordt geplaatst in de bestaande post van Wiertz. Immers: • de reserve voor de bestaande transformator komt van het 36 kV-net dat

verzadigd is; • de toename van het lokale verbruik vereist op heel korte termijn een

versterking van de 150/11 kV-transformatie; • de post Napels raakt ook verzadigd en elke uitbreiding blijkt onmogelijk, gelet

op de ligging van deze post in een volgebouwde omgeving; rekening houdend met de nabijheid van de post van Wiertz, heeft Elia aan de distributienetbeheerder gevraagd het verbruik van de post Napels gedeeltelijk over te brengen naar de post van Wiertz.

De post van Wiertz wordt in antenne aangesloten op de post Dhanis: tussen beide posten wordt een nieuwe 150 kV-kabel aangelegd. Vervangen van drie 36/11 kV-transformatoren door twee 150/11 kV-transformatoren in Woluwe De versterking van de transformatiecapaciteit in Woluwe is het resultaat van: • de toename van het lokale verbruik ; • het beleid inzake rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf

het 150 kV-net. Deze investering wordt gerealiseerd in overleg met de distributienetbeheerders die de vervanging van de 11 kV-cabine plannen.


Vlaams-Brabant Vervangen van de 150/36 kV-transformator door een krachtigere transformator in Drogenbos De voeding van het 36 kV-deelnet door de 150/36 kV-transformatoren te Drogenbos en te Brussel Zuid moet worden versterkt, gelet op de toename van het lokale verbruik: een 150/36 kV-transformator in de post van Drogenbos wordt vervangen door een krachtigere transformator. Nieuwe post in Wijgmaal (Leuven) Deze investering, die al voorkwam bij de versterkingen die tegen 2003 werden aangegaan in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010, wordt beschreven in deel 6.3.2 van dit document. Provincie Luik Vervangen van drie 70/15 kV-transformatoren door twee 150/15 kV-transformatoren in Battice De versterking van het transformatievermogen in Battice is het gevolg van: • de toename van het lokale verbruik; • het beleid inzake rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf

het 150 kV-net. Nieuwe 220/15 kV-transformator in Romsée De plaatsing van een nieuwe transformator in Romsée is het gevolg van: • de toename van het lokale verbruik; • het beleid inzake rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf

het 220 kV-net. Provincie Luxemburg Vervangen van de 220/70 kV-transformator door een krachtigere transformator in Marcourt Het transformatievermogen in Marcourt wordt versterkt wegens de toename van het lokale verbruik. Nieuwe 220/70 kV-transformator in Saint-Mard In Saint-Mard wordt een nieuwe transformator geplaatst, rekening houdend met de verbruikstoename in het 70 kV-deelnet Arlon-Saint-Mard-Orgeo


7.7 UITVOERINGSPLANNING

7.7.1 VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG

Figuur 7.11 geeft de lijst van de investeringen die door Elia tegen 2008 in het kader van dit Plan voorgesteld worden. Figuur 7.11: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2008

Zonder stelling te willen innemen over de importmogelijkheden tegen 2008, heeft Elia een scenario onderzocht met een importcapaciteit van 3700 MW. Bovendien heeft Elia ook onderzocht welke investeringen nodig zouden zijn om bepaalde wijzigingen in de exploitatie van het Belgische productiepark te kunnen opvangen. De onderstaande tabel 7.12 geeft de investeringen die hiervoor nodig zijn. In de huidige omstandigheden zijn deze investeringen economisch niet verantwoord: Elia zal de marktevolutie aandachtig volgen, die de economische logica ervan zou kunnen wijzigen. Elia start ook met de studies en zal de vergunningsaanvragen indienen voor de netelementen met een lange realisatietermijn. Figuur 7.12: Planning van de investeringen van nationaal belang verbonden aan de evolutie van het

importniveau en/of aan de evolutie van het Belgische productiepark


7.7.2 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS

Figuur 7.13: Planning van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007

7.7.3 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN 2008

Figuur 7.14 hierna beschrijft het hoogspanningsnet tegen 2008, rekening houdend met de versterkingen die de TNB voorstelt.


Figuur 7.14: Voorziene hoogspanningsnet tegen 2008


8 Ontwikkeling van het transmissienet op lange termijn


8.1 AFSTEMMEN VAN HET ELEKTRICITEITSNET 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 2012 beschreven. Bovendien werd in hoofdstuk 3 aangetoond dat het Belgische productiepark niet in staat is om in 2012 het Belgische verbruik te dekken (basisscenario – hoge verbruiksvariant). Dit is zelfs het geval als alle aangekondigde eenheden op hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelingsinstallaties gebouwd 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 op lange termijn”-scenario’s. Ter herinnering vermelden we nog even dat figuur 7.2 in hoofdstuk 7 duidelijk aantoont dat het geraamde verbruiksniveau in het kader van de lage verbruiksvariant tegen 2012 vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat volgens de hoge verbruiksvariant voor 2008 in aanmerking werd genomen. Hierna wordt uitsluitend aandacht besteed aan de verste rkingen die in het kader van de hoge verbruiksvariant op lange termijn moeten worden gerealiseerd. Deel 8.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet tegen het jaar 2012, rekening houdend met het verbruik en het productiepark van het basisscenario, indien geen enkele bijkomende versterking zou zijn uitgevoerd die tegen het jaar 200869 is gepland. In deel 8.3 wordt voor ieder scenario afzonderlijk de evolutie van het net op lange termijn beschreven. In deel 8.4 komt de technische en economische haalbaarheidsstudie vanuit het standpunt van de eindverbruiker aan bod. Een lijst met de versterkingen die nodig zijn door de toename van het lokale verbruik wordt weergegeven in deel 8.5. Deel 8.6 tot slot geeft een overzicht van de investeringen die worden gepland in het raam van de langetermijnevolutie van het net. 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 2012 als uitgangspunt wordt genomen, wordt in deel 7.6 omschreven. Het gaat meer bepaald om het net dat is gepland tegen 2008. 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 importniveaus en hun herkomst en met de transitfluxen over ons net. De dimensionering wordt ook beïnvloed door de evolutie van het algemene verbruiksniveau.

69

De versterkingen waarmee rekening werd gehouden, worden in deel 7.7 vermeld.


Algemeen is het groeiniveau vrij zwak tussen 2008 en 2012: niettemin is er nood aan versterking in de regio Luik. De toename van het lokale verbruik vereist eveneens versterkingen van de lagere spanningsniveaus. Overigens is er vandaag weinig of geen informatie beschikbaar over de perspectieven inzake investeringen in de productie op die termijn.

8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL

BELANG

8.3.1 BASISSCENARIO - 2012

In het het basisscenario vereist het behoud van de betrouwbaarheid van het net de hierna beschreven versterkingen. Uitbouw van het net in de regio Luik De modellering van de fluxen op het elektriciteitsnet wijst op de nood aan de uitbouw van het net in de regio Luik, om te voorzien in het verbruik dat zich ontwikkelt ten noorden van Luik, op de linkeroever van de Maas. De problematiek is de volgende: • het Luikse transmissienet heeft vier spanningsniveaus: 380, 220, 150 en

70 kV. Het 70 kV-net wordt vandaag geëxploiteerd in twee onafhankelijke delen die niet parallel kunnen worden geëxploiteerd, wegens het faseverschil: − het eerste gedeelte wordt gevoed vanuit 220 kV in Rimière, Seraing, Awirs,

Romsée en Jupille; − het tweede gedeelte wordt gevoed vanuit 150 kV in Bressoux en Lixhe.

• Het verbruik ontwikkelt zich vooral ten noorden van Luik (linkeroever van de Maas), terwijl het 220 kV-net beter is ontwikkeld in het zuiden van Luik (rechteroever van de Maas): het enige 380/220 kV-injectiepunt in het noorden van Luik is Lixhe en er is geen 220/70 kV-injector.

Het omschakelen naar 220 kV van de 150 kV-lijn Awirs-Lixhe zal het voor de post van Lixhe mogelijk maken het noorden van Luik te steunen, in tegenstelling met de huidige situatie. Bovendien heeft deze investering geen invloed op de 150 kV-netten in Luik en Limburg. Op termijn maakt deze uitbouw van het net het ook mogelijk een nieuwe 220/70 kV/MS-post te bouwen in Vottem om enerzijds de voeding van het 70 kV-net te versterken en anderzijds het middenspanningsnet te voeden en het 70 kV-net te ontlasten. Andere netversterkingen in de provincie Antwerpen en in Vlaams-Brabant Deze investeringen zijn het gevolg van de toename van het lokale verbruik en zullen de komende jaren worden bevestigd of herzien, afhankelijk van de evolutie van dit verbruik. Eventueel zal het volgende Plan op dezelfde termijn, ook voorzien in andere investeringen in posten om tegemoet te komen aan de toename van het lokale verbruik dat vandaag nog niet is aangekondigd.


Nieuwe 150 kV-kabel Burcht-Petrol (Antwerpen) De nieuwe 150 kV-kabel is noodzakelijk om het hoofd te bieden aan de verwachte toename van het residentiële verbruik en om het 150 kV-net tussen Burcht en Zurenborg te versterken. Tweede draadstel van de bestaande 150 kV-lijn Scheldelaan-Zevende Havendok Deel 6.3.4 van dit document geeft toelichting bij deze investering, die al deel uitmaakte van de versterkingen die tegen 2006 waren voorzien in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Nieuwe 150 kV-kabel in aftakking van Keiberg (Machelen) op de bestaande kabel Machelen-Woluwe Deze nieuwe kabel was al voorzien in het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. De uitvoering wordt vandaag uitgesteld, gelet op de overdracht van het verbruik van de post van Woluwe van het 36 kV-net naar het 150 kV-net: de herstructurering van het 36 kV-net met het oog op een configuratie in 36 kV-deelnetten die worden gevoed door de drie 150/36 kV-transformatoren van Woluwe, Zaventem en Keiberg zal slechts op langere termijn noodzakelijk zijn. De tabel 8.1 hierna bevat de lijst van deze versterkingen. Tabel 8.1: Indicatieve lijst van de versterkingen in 150 kV in het kader van het behoud van de

betrouwbaarheid van het net, op lange termijn

8.3.2 SCENARIO “TOENAME VAN DE IMPORT OP LANGE TERMIJN”

Toename van de importcapaciteit aan de Frans-Belgische grens Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat voortvloeit uit de versterkingen die voorzien zijn tegen 2008, bedraagt 3.700 MW, waarbij ook rekening wordt gehouden met een importniveau van 2.500 MW met bestemming Nederland. Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 heeft aangetoond dat


dit potentieel op 4.700 MW kan worden gebracht als volgende bijkomende investeringen worden gedaan: • versterking van de 380 kV-lijn Gramme-Massenhoven; • nieuwe 380 kV-lijn Lotharingen-Ardennen70 (stuk op het Franse grondgebied).

Ter herinnering is het tweede draadstel Gramme-Massenhoven noodzakelijk om het volledige potentieel van de lijn Lotharingen-Ardennen te benutten. Rekening houdend met de voorwaarden die moeten worden vervuld in het kader van de procedure om de vergunning te verkrijgen voor het stuk van de lijn in Frankrijk, laat de Franse netbeheerder vandaag weten dat het Franse stuk ten vroegste klaar zal zijn tegen het einde van de in dit Plan beschouwde periode. Het stuk van de lijn Lotharingen-Ardennen op Belgisch gebied is volledig afgewerkt. In maart 2005 hebben de Belgische en de Franse regering in verband hiermee een Memorandum of Understanding ondertekend waarin zij zich ertoe verbinden de versterking voort te zetten van de interconnectie tussen Frankrijk en België, in overeenstemming met de prioriteiten die werden bepaald in het kader van de beschikking nr. EG/1229/2003 van 26 juni 2003 tot opstelling van richtlijnen voor trans-Europese netwerken in de energiesector. Overigens loopt vandaag een nieuwe studie uitgevoerd in samenwerking met RTE. Daarbij gaat het erom, met behulp van probabilistische methodes, te bepalen hoe de verhoging van de importcapaciteit toe te schrijven aan de 380 kV-lijn Lotharingen-Ardennen en aan het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven, beinvloed wordt door: • de productie van windenergie in Duitsland; • het uitwisselen van fluxen tussen Frankrijk en Groot-Brittannië. De resultaten van dit onderzoek zullen eind 2005 beschikbaar zijn. Bovendien zal de toename van het importniveau de behoefte aan compensaties in blindvermogen verhogen. Bijkomende studies zulllen nodig zijn om de best geschikte investeringen ter zake te bepalen. Potentiële netevolutie als gevolg van de realisatie van het tweede draadstel Gramme-Massenhoven Er werd een onderzoek gevoerd naar de impact van de realisatie van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven op het onderliggende 220-150 kV-net. Het Ontwikkelingsplan 2003-2010 had al aangetoond dat door het plaatsen van een bijkomende 380/150 kV-transformator in Zutendaal, in aftakking op de 380 kV-verbinding Gramme-Massenhoven, het risico van verplichte productie in Langerlo zou kunnen worden vermeden. De realisatie van dit tweede draadstel geeft geen aanleiding tot een bijkomende herstructurering van de onderliggende netten; meer bepaald zijn geen wijzigingen nodig in de installaties van Gramme en Lixhe op gebied van 380/150 kV- en 380/220 kV-transformatie.

70

Lijn Aubange-Moulaine in het Ontwikkelingsplan 2003-2010: de naam werd gewijzigd als gevolg van het onderzoek van alternatieve verbindingstracés en –topologieën op het Franse grondgebied.


Potentiële evolutie van het 220 kV-net in Luxemburg als gevolg van het realiseren van de lijn Lotharingen-Ardennen Om de lijn met twee 380 kV-draadstellen Lotharingen–Ardennen beter te benutten, zou de aanleg van een 380 kV-verbinding met twee draadstellen tussen Aubange en Gramme nodig kunnen blijken. Als men deze lijn zou aanleggen, moet worden overwogen om de 220 kV-verbinding Villeroux-Brume naar 380 kV om te schakelen en om het tweede 380 kV-draadstel Aubange-Villeroux aan te leggen. Het nut van dit project zal echter worden geëvalueerd in de studie over de verhoging van de importcapaciteit door de 380 kV-lijn Lotharingen-Ardennen. Een eerste onderzoek had tot doel na te gaan welke investeringen in de onderliggende netten voortvloeien uit het op twee 380 kV-draadstellen brengen van de verbinding Aubange-Gramme. De impact inzake herstructurering van de onderliggende netten zou beperkt zijn. De omschakeling naar 380 kV van de 220 kV-verbinding Villeroux-Brume zou alleen leiden tot het plaatsen van bijkomende transformatoren in de bestaande posten: • een 380/220 kV-transformator in Aubange, die het tweede injectiepunt van

het 220 kV-net zou vormen; • een 380/70 kV-transformator in Houffalize, in aftakking op de verbinding

Aubange-Brume, die het verlies van het 220/70 kV-injectiepunt van Houffalize zou compenseren;

• bovendien zou de omschakeling naar 380 kV van de 220 kV-verbinding Aubange-Brume de opeenvolging van de 380/220 kV- en 220/70 kV-transformaties in Brume overbodig maken: − het verbruik van de NMBS, aangesloten in 25 kV, kan direct worden

overgenomen in 380 kV door 380/25 kV-transformatoren; − de voeding van het 70 kV-net kan gebeuren met behulp van een tweede

380/70 kV-transformator (110 MVA) in Brume. Interconnectie van het Duitse en het Belgische net Om de mogelijke verhoging van de uitwisselingscapaciteiten van België met zijn buurlanden te onderzoeken, hebben Elia en de Duitse netbeheerder RWE Transportnetz Strom samen een studie gemaakt over het nut van een interconnectieverbinding tussen het Duitse en het Belgische net. Met dit onderzoek werd bovendien gevolg gegeven aan een verzoek van de Belgische Federale Overheidsdienst Economische Zaken en van de Duitse en de Luxemburgse regering. Twee technisch haalbare varianten werden in overweging genomen: • variant “Brume(B)-Dalhem(D)”: lijn met twee draadstellen (380 kV) tussen

Brume en Dalhem over een afstand van 65 km; • variant “Lixhe (B)-Oberzier(D)”: lijn met twee draadstellen (380 kV) tussen

Lixhe en Oberzier over een afstand van 60 km. Uit het onderzoek van beide varianten is gebleken dat deze interconnectie, ten gevolge van de vermazing van het net en ondanks de optimalisering van de stromen op het Belgische net door de exploitatie van de faseverschuivers aan


de noordgrens, geen aanzienlijke verhoging van de Belgische importcapaciteit zou teweegbrengen, ongeacht de in aanmerking genomen variant71. Deze besluiten blijven ook geldig in een scenario van massale export vanuit Duitsland. Op het vlak van ruimtelijke ordening heeft de ervaring van de voorbije jaren bovendien aangetoond dat de procedures voor het realiseren van hoogspanningslijnen bijzonder lang aanslepen en moeizaam verlopen. Meer in het bijzonder zouden de onderzochte varianten respectievelijk de volgende risico’s meebrengen: • variant “Brume-Dalhem”: het nationaal park “Hohes Venn–Eifel” ligt op het

tracé, alsook de steden of dorpen Stavelot, Malmedy, Waismes, Bütgenbach en Büllingen (Belgisch deel van het tracé);

• variant “Lixhe-Oberzier”: het tracé loopt rond de dichtbevolkte agglomeratie van Aken.

Tot slot, wat de kosten betreft, vormt de bouw van een lijn met twee draadstellen over een afstand van ongeveer 60 km een aanzienlijke investering. Deze investering wordt in het kader van dit Plan niet weerhouden. Figuur 8.2 hierna toont de geografische situatie en de situatie op het vlak van ruimtelijke ordening van beide varianten. Figuur 8.2: Geografische situatie en situatie op het vlak van ruimtelijke ordening van beide varianten van

interconnectie van het Duitse en het Belgische net “Brume(B)-Dalhem(D)” en “Lixhe (B)-Oberzier(D)”

71

Het beperkende element op het Belgische net is de lijn Gramme-Courcelles.


8.3.3 SCENARIO “ONAFHANKELIJKHEID VAN HET NET TEN OPZICHTE VAN

HET PRODUCTIEPARK OP LANGE TERMIJN”

Om de afhankelijkheid van het net ten opzichte van het bestaande productiepark te verminderen, werden in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 de plaatsing van de 380/150 kV-transformatoren van Reppel en Zutendaal in overweging genomen. Ze houden verband met het productietekort als gevolg van het mogelijke stilleggen van de eenheden in Mol (provincie Antwerpen) en Langerlo (Limburg). Het beheer van de prioriteiten en de risico’s verbonden aan het versterken van het transmissienet om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark te vergroten, is ook sterk afhankelijk van de beslissingen over het inzetten van de productie-eenheden. De netbeheerder wil oog hebben voor de evolutie van de exploitatie van het productiepark en de investeringen alleen uitvoeren indien hij de bevestiging krijgt van hun noodzaak. 380/150 kV-transformator van Zutendaal De plaatsing van de 380/150 kV-transformator van Zutendaal werd in het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 onderzocht tegen 2009. Deze investering is vandaag een aandachtspunt voor de uitbouw van het net op lange termijn. 380/150 kV-transformator van Reppel De 380/150 kV-transformator van Reppel, die een versterking tegen het jaar 2003 vormde, werd naar een latere datum verschoven in het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Deze investering wordt vandaag uitgesteld: de omschakeling naar 150 kV van een draadstel van de 70 kV-lijn Stalen-Gerdingen (Mol) en van de 70 kV-lijn tussen Gerdingen en Overpelt (Mol) vormt een doeltreffende tijdelijke versterking om de gevolgen op te vangen van het eventuele stilleggen van de steenkoolgestookte productie-eenheden van Mol. Overigens kan de daadwerkelijke indienststelling van deze investering worden opgeschort tot de officiële aankondiging van de definitieve sluiting van de 2 centrales van Mol, door tijdelijk een beroep te doen op een schakeling (tijdelijke en lokale wijziging van de netstructuur). Tabel 8.3: Samenvatting van de voorwaarden m.b.t. de investering van de 380/150 KV-transformatoren

van Zutendaal en Reppel


8.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK

8.4.1 TECHNISCHE UITVOERBAARHEID

Volgens de huidige stand van zaken zijn er op het vlak van de technische haalbaarheid geen moeilijkheden te verwachten met betrekking tot de realisatie van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven, de plaatsing van de 380/150 kV-transformator van Zutendaal en het omschakelen naar 150 kV van de 70 kV-verbinding tussen Stalen en Overpelt. Met betrekking tot deze laatste aanpassing zal Elia echter contact opnemen met de eigenaar van de lijnen. Er zal een technische haalbaarheidsstudie worden gemaakt van de omschakeling naar 220 kV van de 150 kV-lijn Awirs-Lixhe. Zodra hun opportuniteit bevestigd is, geldt dit ook voor de andere evoluties van het net op lange termijn die in dit hoofdstuk aan bod komen en die in deze fase nog heel hypothetisch zijn.

8.4.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING

De investeringen worden uitgewerkt in het kader van het economisch en het milieubeleid dat wordt beschreven in de bijlage bij hoofdstuk 5 (deel 5.2) van dit document en moeten op die manier ertoe bijdragen de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening tot een minimum te beperken. De beperkingen op het vlak van ruimtelijke ordening m.b.t. het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven en de 380/150 kV-transformator van Zutendaal werden toegelicht in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Ze worden hernomen in de bijlage bij hoofdstuk 8 van dit document.

8.4.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCH OPTIMUM VOOR DE

EINDVERBRUIKER

De economische evaluatie van de versterkingsprojecten wordt gemaakt vanuit het standpunt van de eindverbruiker. Die evaluatie past in het economisch en milieubeleid dat wordt beschreven in deel 5.2 van de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document. De socio-economische evaluatie van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven en de 380/150 kV-transformator van Zutendaal, evenals de rentabiliteitsstudie van de 380/150 kV-transformator van Zutendaal, werden toegelicht in het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Ze worden hernomen in de bijlage bij hoofdstuk 8 van dit document. De socio-economische evaluatie van de omschakeling naar 150 kV van de 70 kV-verbinding tussen Stalen en Overpelt is hierna beschikbaar. De omschakeling naar 220 kV van de 150 kV-lijn Awirs-Lixhe zal economisch worden geëvalueerd in het raam van het volgende Plan. Hetzelfde geldt voor de andere evoluties van het net op lange termijn die in dit hoofdstuk aan bod


komen en die in deze fase nog heel hypothetisch zijn, zodra de opportuniteit van deze evoluties bevestigd is. Socio-economische evaluatie van de omschakeling naar 150 kV van de 70 kV-verbinding tussen Stalen en Overpelt Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van de versterkingen die werden onderzocht in het kader van de

omschakeling naar 150 kV van de 70 kV-verbinding tussen Stalen en Overpelt

8.5 VERSTERKINGEN NAAR DE LAGERE SPANNINGSNIVEAUS Hierna komen de investeringen aan bod die vanaf 2008 worden gepland voor de voeding van de 70 kV tot 36 kV-netten en de middenspanningsnetten vanuit het 150 kV-net. Deze investeringen hangen samen met de toename van het lokale verbruik en moeten de komende jaren nog worden bevestigd of herzien, in functie van de evolutie van het verbruik. Het is niet uitgesloten dat het volgende Plan voor dezelfde termijn andere investeringen in de posten zal voorzien om toenames van het lokale verbruik op te vangen die nog niet werden aangekondigd. De tabel 8.5 hierna bevat de indicatieve lijst van de versterkingen op lange termijn naar de lagere spanningsniveaus.


Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus, op lange termijn

72 73

72

Het project van de transformatieversterking 150/15 kV te Chièvres, vermeld in het ‘Plan d’Adaptation 2003-2010’, wordt vervangen door een versterkingsproject in de posten van Lens (tegen 2006) en van Ligne (tegen 2010), ten gevolge van nieuwe gemeenschappelijke studies met Reswal.

73 Deze versterking impliceert de omschakeling naar 220 kV van de 150 kV-lijn Awirs-Vottem-Lixhe.


8.6 BESCHRIJVING VAN DE EVOLUTIE VAN HET NET OP LANGE

TERMIJN Figuur 8.6 hierna beschrijft de evolutie van het hoogspanningsnet op lange termijn.


Figuur 8.6: Voorziene hoogspanningsnet op lange termijn


9 Aansluit ing van nieuwe productie -eenheden


Dit hoofdstuk is gewijd aan de evolutie van het net als gevolg van de mogelijke aansluiting van nieuwe productie-eenheden. Deze evolutie is niet gebonden aan de termijnen van het Plan. Enerzijds worden de lokalisaties bekeken die gunstig zijn voor de aansluiting van nieuwe productie-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 milieu-impact worden aangesloten. Anderzijds beschrijft het alle mogelijke oplossingen voor het aansluiten van windturbineparken in de Noordzee, met een capaciteit op termijn van 2.000 MW, die Elia heeft onderzocht in overeenstemming met de beslissingen van de regering74.

9.1 GUNSTIGE LOKALISATIES VOOR DE AANSLUITING VAN

NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN In het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd een eerste onderzoek gevoerd naar de beste lokalisaties voor nieuwe productie-eenheden vanuit het standpunt van het net. Op verzoek van de CREG werd dit onderzoek in het kader van dit Plan herhaald. Het onderzoek bevestigt en preciseert voor 2012 de resultaten die voor 2006 en 2009 werden verkregen. 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. In het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden voor het aansluiten van de machines twee spanningsniveaus beschouwd: 380 kV en 150 kV. De onderstaande tabel 9.1 bevat de lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor de aansluiting van een nieuwe eenheid van 400 MW. Met de gegeven knooppunten wordt er geen standpunt ingenomen tegenover de mogelijke productievestigingen in de buurt van deze knooppunten: het zoeken naar geschikte sites behoort tot de verantwoordelijkheid van de investeerders. Geval per geval, moeten er echter bijkomende studies worden verricht voor deze lokalisaties, om de resultaten van de tabel verder uit te werken. Andere lokalisaties blijven eveneens mogelijk: • bijvoorbeeld, voor eenheden kleiner dan 400 MW; • in geval van wijzigingen in het 380 tot 150 kV-net en/of in het productiepark

(installeren van nieuwe productiegroepen of buiten gebruik stellen van bestaande eenheden).

74

Brief van Minister Moerman van 9 juli 2004 (kenmerk FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863.)


Tabel 9.1: Lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor een nieuwe productie-eenheid van 400 MW

9.1.1 GUNSTIGE LOKALISATIES IN 380 KV

De studies die in het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werden uitgevoerd, hebben aangetoond dat voor het spanningsniveau 380 kV zo goed als alle lokalisaties globaal genomen gunstig zijn; door de import te beperken, verkleinen de problemen en het is - uit elektrisch standpunt - gunstiger om te produceren op 380 kV dan te importeren op 380 kV; de 380/150 kV-transformatoren worden echter even zwaar belast. Met betrekking tot de 380 kV-knooppunten van Rodenhuize en Lixhe merken we op dat er nog geen 380 kV-post bestaat. De bestaande transformatoren zijn in aftakking aangesloten op de 380 kV-lijnen (respectievelijk Avelgem-Mercator en Gramme-Maasbracht). Er kan echter een nieuwe 380 kV-post worden gebouwd in Rodenhuize en de post in Lixhe kan op 380 kV worden uitgebreid. Zoals al werd aangegeven in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 worden de volgende lokalisaties beter vermeden: • Gramme: als hier een nieuwe productie-eenheid zou worden geïnstalleerd,

worden de problemen voor het afvoeren van het vermogen nog zwaarder; • Doel en Mercator: de installatie van nieuwe eenheden zou nefast zijn voor het

kortsluitvermogen en zou een extra belasting vormen op de 380 kV-lijnen tussen Zandvliet, Doel en Mercator.

9.1.2 GUNSTIGE LOKALISATIES IN 150 KV

De lokalisaties voor het spanningsniveau 150 kV waren het voorwerp van een bijkomende studie. De methodologie die hiervoor werd gebruikt, steunt op het berekenen van indicatoren voor de aanpassing van het net. Deze indicatoren hebben tot doel de bestudeerde varianten met elkaar te vergelijken en ze te rangschikken in functie van de impact van de aanwezigheid van een nieuwe productie-eenheid op het net.


In het kader van deze oefening werden twee evaluatiecriteria gehanteerd. Het gaat om: • de lokale impact, in termen van betrouwbaarheid van het net, van de

aanwezigheid van de nieuwe productie-eenheid: de aansluitcapaciteit van de site werd geëvalueerd op basis van het genereren/oplossen van knelpunten als gevolg van de aanwezigheid van een nieuwe eenheid;

• de globale impact in termen van verliezen die op het net worden gegenereerd. De voornaamste aanpassingen als gevolg van de aanwezigheid van een nieuwe eenheid zijn de buitendienststelling van 380/150 kV-transformatoren en de indienst- of buitendienststelling van condensatorenbatterijen. Men heeft de mogelijkheid open gelaten om één of meer 380/150 kV-transformatoren in de buurt van het aansluitingsknooppunt van een machine uit te schakelen. Deze maatregel moet echter worden beperkt, omdat de exploitatie van het net dan minder betrouwbaar wordt wegens de grotere complexiteit. Twee nieuwe knooppunten van het 150 kV-net werden onderzocht: Lixhe en Bressoux. Ze werden echter niet weerhouden. De beste keuzes voor het 150 kV-spanningsniveau zijn de knooppunten van Merksem, Mol, Monceau, Ruien, Tergnée en Trivières. De knooppunten van Awirs, Bressoux, Lixhe en Rodenhuize zijn ongunstig en in sommige gevallen zelfs onmogelijk. Het is belangrijk op te merken dat de resultaten afhankelijk blijven van het productiepark in dienst. Meer bepaald: • het 150 kV-knooppunt van Beringen kan momenteel de aansluiting van een

nieuwe productie-eenheid van 400 MW aan, maar dit is afhankelijk van de aanwezigheid van minimum één productie-eenheid in Mol ( zonder productie te Mol is de 150 kV-verbinding Beringen – Mol het beperkende element). Aangezien de netbeheerder geen zicht heeft op de aanwezigheid van productie-eenheden in Mol, wordt dit knooppunt niet behouden op het spanningsniveau 150 kV: er zouden zware investeringen nodig zijn waarvan de haalbaarheid moet worden bestudeerd. Bovendien kunnen nieuwe productie-eenheden in de zone Beringen worden aangesloten op het 380 kV-knooppunt van Meerhout.

• Voorts valt op te merken dat Ruien een gunstige lokalisatie is, onafhankelijk van de aanwezigheid van de eenheden van Ruien in het beschouwde productiepark: het 150 kV-knooppunt van Ruien kan een nieuwe eenheid van 400 MW ontvangen.

• Het 150 kV-knooppunt van Rodenhuize is verzadigd wat de injectie in 150 kV betreft. Een aanzienlijke toename van de productie in 150 kV op dit knooppunt zou de buitendienststelling van productie-eenheden met dezelfde capaciteit in deze zone noodzakelijk maken.

De onderstaande tabel 9.2 geeft een overzicht van de beste lokalisaties op het spanningsniveau 150 kV.


Tabel 9.2: Vergelijking van de onderzochte lokalisaties op het spanningsniveau

150 kV voor een nieuwe eenheid van 400 MW

* afhankelijk van de aanwezigheid van Mol in het productiepark

9.2 AANSLUITING VAN DE OFFSHORE WINDTURBINEPARKEN MET

EEN OPGESTELD VERMOGEN OP TERMIJN VAN 2000 MW De aanleg van off-shore windturbineparken in de Noordzee met een grote productiecapaciteit maakt de versterking van het net noodzakelijk, om het geproduceerde vermogen tot bij de verbruikers te brengen. In het raam van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd een eerste studie gemaakt van de investeringen die noodzakelijk zijn voor het aansluiten van windturbine-eenheden tot een geïnstalleerd vermogen van 600 MW. In het kader van het huidige Plan heeft Elia aanvullend alle technisch haalbare oplossingen onderzocht voor het aansluiten van een windturbinepark in de Noordzee met een extra capaciteit van 1.400 MW om zo tot een niveau van 2.000 MW te komen. De aansluiting op het net werd onderzocht op de spanningsniveaus 150 kV en 380 kV. Het betreft een eerste studie die beoogt de verschillende mogelijke pistes te verkennen en ze eventueel uit te diepen in functie van de evolutie van de concrete projecten voor off-shore windturbineparken. In deze fase is er immers nog veel onzekerheid over de realisatie van de projecten voor off-shore windturbine-eenheden, meer bepaald op het vlak van: • de lokalisatie: exacte geografische ligging en spreiden van de verschillende

eenheden; • de timing: termijnen voor het bouwen van de parken en evolutieve

modulariteit in termen van opgestelde capaciteit; • de uitvoeringstechnologie, die vandaag voortdurend evolueert. Deze studie levert echter: • de waaier van de technisch haalbare oplossingen inzake aansluiting en hun

mogelijkheden in termen van evolutieve modulariteit van de investeringen; • het vergelijkend onderzoek van de belangrijkste technologische

mogelijkheden; • een eerste budgettaire raming.


Voorts worden in het kader van een studie van een gemeenschappelijke UCTE-ETSO studie van de netbeheerders over de “cross border”-problematiek, waarvan de resultaten in 2007 worden verwacht, de uitdagingen onderzocht die het aansluiten van windturbines in zee in de internationale context meebrengt. Ook de impact op de werking van het elektriciteitssysteem, meer bepaald op het vlak van reserves en dynamische stabiliteit, werd nog niet bestudeerd.

9.2.1 MOGELIJKHEDEN VAN AANSLUITING OP HET 150 KV-NET

Studies die een aanvulling vormen op de studie die in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010 werd gemaakt, bevestigen dat het mogelijk is off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 MW op het 150 kV-net, aan te sluiten, waarbij het vermogen als volgt wordt verdeeld: één derde wordt aangesloten op Zeebrugge en twee derde op Slijkens. Tot 600 MW De aansluiting van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 600 MW is technisch haalbaar zonder dat het net moet worden versterkt. Van 600 tot 900 MW Indien de wijzigingen van het net op de 150 kV-as Slijkens-Blauwe Toren-Eeklo worden uitgevoerd, kan het aansluitingsvermogen van off-shore windturbines op 900 MW worden gebracht. De investering die hiervoor nodig is, volgens de geselecteerde variant, behelst: • in de variant “Langerbrugge”: een van de twee verbindingen Brugge-

Langerbrugge wordt in dit geval vervangen door een verbinding Blauwe Toren-Langerbrugge; de tweede verbinding Brugge-Langerbrugge blijft behouden; een 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 de variant “Eeklo Noord”: een van de twee verbindingen Brugge-Eeklo Noord wordt hier vervangen door een verbinding Blauwe Toren-Eeklo Noord; de tweede verbinding Brugge-Eeklo Noord blijft behouden; een 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.

9.2.2 MOGELIJKHEDEN VAN AANSLUITING OP HET 380 KV-NET

Indien het opgesteld vermogen van een windturbinepark meer dan 900 MW bedraagt, moet het vermogen dat daarboven ligt aangesloten worden op het 380 kV-net. Mogelijke aansluitingsknooppunten liggen in Eeklo Noord, Izegem en Rodenhuize. Vanuit technisch-economisch standpunt moet de voorkeur worden gegeven aan het knooppunt Eeklo Noord, aangezien dit knooppunt dichter bij de kust ligt (Eeklo ligt op ongeveer 30 km van de kust, Izegem en Rodenhuize op ongeveer 50 km).


Vergelijking van de technologieën Verschillende aansluitingsopties zijn technisch haalbaar. Ze onderscheiden zich van elkaar door: • het type technologie: wisselstroom (AC) of gelijkstroom (DC, hetzij HVDC75

classic of HVDC Light); • het spanningsniveau van de aansluiting van de windturbineplatforms: 150 kV

of 380 kV; • het aantal off-shore platforms: 1 tot 4 platforms van respectievelijk 1.100 MW

tot 275 MW, radiaal aangesloten. In deze fase van de studie werd de “HVDC classic”-technologie afgewezen, rekening houdend met: • de technische moeilijkheden voor het voeden van het omvormingsstation op

zee; deze oplossing vereist inderdaad een energiebron op elk uiteinde van de aansluiting; het gaat er dus om: − een wisselstroomverbinding in 150 kV te realiseren vanaf de kust tot aan de

windturbineplatforms; − op deze windturbineplatforms dieselnoodgroepen te installeren en te

voorzien in hun bevoorrading en onderhoud; • de kosten van deze oplossing, die van dezelfde grootteorde zijn als de

oplossing HVDC Light. Deze technologie zal eventueel opnieuw worden onderzocht in het kader van de gedetailleerde studie van de gekozen oplossing. De onderstaande tabellen 9.3 en 9.4 geven de samenvatting van de voornaamste voor- en nadelen van: • de AC- en DC-technologieën die werden bestudeerd voor het aansluiten van

off-shore windturbineparken met een vermogen van 900 tot 2.000 MW; • het aantal platforms en het spanningsniveau die in overweging worden

genomen voor het aansluiten van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW.

Tabel 9.3: Samenvatting van de voor- en nadelen van de aansluitingen in wisselstroom en gelijkstroom

75

High Voltage Direct Current.


Tabel 9.4: Samenvatting van de voor- en nadelen van het aantal platforms en het spanningsniveau

Waaier van de opties voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting van windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW De aansluiting van windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW vereist de realisatie van een tweede 380 kV-draadstel van de lijn Zomergem-Eeklo Noord. Vanaf Eeklo moet het net worden verlengd tot in Zeebrugge. Voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting werden verschillende opties onderzocht. Ze verschillen van elkaar wat betreft het spanningsniveau en het type technologie. De onderstaande tabel 9.5 vat de mogelijkheden samen die in aanmerking komen. Met betrekking tot de optie “ondergrondse 380 kV-kabel” die in de tabel wordt vermeld, merken we op dat de technisch-economische haalbaarheid van een dergelijke optie nog moet worden bevestigd. De 380 kV-kabels vergen immers een compensatie van blindvermogen, wat de maximumafstand per gedeelte beperkt. In de veronderstelling dat een station voor de compensatie van blindvermogen wordt gebouwd in Zeebrugge, zou het project een on-shore gedeelte van 30 km bevatten (en eventueel langere gedeelten in zee). Aanvullende studies zijn noodzakelijk om de technische haalbaarheid van deze optie te bevestigen, die in elk geval aanzienlijk duurder zal zijn dan de 380 kV-lijn en tegelijk minder flexibel zal zijn bij de latere ontwikkeling van het net vanaf Zeebrugge.


Tabel 9.5: Samenvatting van de in aanmerking komende mogelijkheden in termen van verlenging van het

net tot in Zeebrugge voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting van 900 tot 2.000 MW van off-shore

windturbines

Waaier van de opties voor het “off-shore” gedeelte van de aansluiting van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW Er werden ook verschillende opties onderzocht voor het “off-shore” gedeelte van de aansluiting. Ze onderscheiden zich van elkaar door het aantal beoogde platforms, het spanningsniveau en het type technologie. De onderstaande tabel 9.6 vat de mogelijkheden samen die in aanmerking komen. Tabel 9.6: Samenvatting van de mogelijkheden die in aanmerking komen voor het “off-shore” gedeelte

van de aansluiting van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 900 tot 2.000 MW

9.2.3 SOCIO-ECONOMISCHE EVALUATIE

De economische evaluatie wordt gemaakt vanuit het standpunt van de eindverbruiker. Ze past in het kader van het economisch beleid en het milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van de bijlage bij hoofdstuk 5 van dit document. De budgettaire ramingen 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. Ze bevatten niet de kosten voor het bouwen van de platforms op zee, waarvan de omvang kan variëren, onder meer afhankelijk van de gekozen oplossingen. Het is belangrijk dat het hier slechts gaat om grootte ordes die gebaseerd zijn op een eerste raming van de kosten die voortvloeien uit de investering. Het is de bedoeling dat op basis van deze gegevens de varianten kunnen worden vergeleken.


Aansluiting van 600 tot 900 MW De socio-economische evaluatie van de versterking werd gerealiseerd in het kader van het Ontwikkelingsplan 2003-2010. Ze wordt voorgesteld in de bijlage bij hoofdstuk 9 van dit document. We herinneren eraan dat de budgettaire raming van de gekozen varianten 14 M€ bedraagt. Aansluiting van 900 tot 2.000 MW De onderstaande tabel 9.7 geeft, bij wijze van voorbeeld en met de bedoeling de overwogen opties te vergelijken, een eerste budgettaire raming van enkele mogelijke “on-shore” en “off-shore” combinaties voor een vermogen van 1100 MW. De vierde optie, met een aansluiting via een luchtlijn met twee 380 kV-draadstellen in wisselstroom voor het “on-shore” gedeelte en 4 platforms aangesloten op 150 kV in wisselstroom voor het “off-shore” gedeelte, combineert: • het economisch optimum voor het gedeelte op land; • het voordeel van een maximum aan modulariteit geboden door 4 platforms. Tabel 9.7: Eerste budgettaire raming van enkele mogelijke “on-shore” en “off-shore” combinaties voor een

vermogen van 1100 MW


Conclus ies & u i tvoer ing van het Ontwikkel ingsplan


Dit Ontwikkelingsplan steunt op macro-economische hypotheses die uitgaan van de groeivooruitzichten voor het verbruik die door het Federaal Planbureau worden geformuleerd en op de productiehypotheses die overeenkomen met deze die naar voren werden geschoven in 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 de netgebruikers doorgeven of die in overleg met de distributienetbeheerders worden opgesteld ook een 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 raam van dit Ontwikkelingsplan vooral te maken hebben met de algemene 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 mee. Bij het opstellen van zijn 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 vrijmaking van de elektriciteitsmarkt te bevorderen door de

importcapaciteit van België te vergroten; • 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, door een telkens terugkerende verplichte inzet van productie-eenheden te vermijden.

Daarnaast wordt rekening gehouden met de gemaakte beleidskeuzes. Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met: • de doelstellingen op het vlak van hernieuwbare energie en

warmtekrachtkoppeling; • de projecten voor windturbineparken in de Noordzee: in overeenstemming

met de beslissingen van de regering76 beschrijft het Plan alle mogelijke oplossingen voor het aansluiten van windturbineparken in de Noordzee, met een totale capaciteit op termijn van 2.000 MW.

Tot slot 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 behouden blijft.

76

Brief van mevrouw de Minister Moerman van 9 juli 2004 (kenmerk FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863).


OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S Een reeks verschillende 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 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.


Figuur 10.1: Overzicht van de beschouwde scenario’s


REFERENTIENET (2006) Voor dit Ontwikkelingsplan 2005-2012 wordt het net zoals het in het begin van 2005 in gebruik is als referentienet (2006) genomen, inclusief de versterkingen tegen 2006 die werden goedgekeurd in het Ontwikkelingsplan 2003-2010 en waarvan de indienststelling wordt bevestigd. De netversterkingen die vallen onder federale bevoegdheid zijn: • in het kader van de versterking van de internationale verbindingen:

− het realiseren van het 2de draadstel van de bestaande 380 kV-lijn tussen Avelgem en Avelin;

− het versterken van de bestaande 220 kV-lijn tussen Jamiolle en Monceau en het plaatsen van een transformator-faseverschuiver in de bestaande post van Monceau;

− het installeren van drie faseverschuivers, één in de bestaande post van Zandvliet (Antwerpen), de twee andere in een nieuwe post die moet worden gebouwd te Van Eyck (Maaseik);

• in het kader van de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark: − het vervangen van de bestaande 150 kV-lijn met 2 draadstellen tussen

Avelgem en Ruien zodat een nieuwe 380/150 kV-transformator in Avelgem/Ruien kan worden geplaatst (bestaande post);

• in het kader van de betrouwbaarheid van het net: − het versterken van de bestaande lijn tussen Tergnée en Port de la Praye

(Aiseau-Presles); − het aanleggen van de nieuwe 150 kV-kabel tussen Lixhe en Battice en het

omschakelen naar 150 kV van een draadstel van de bestaande 70 kV-lijn tussen Battice en Eupen.

De hierna genoemde investeringen, die in het baan van het Plan 2003-2010 werden goedgekeurd, worden echter uitgesteld en zullen dus niet voorkomen in het referentienet (2006): • in het kader van de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het

productiepark: − de nieuwe 380/150 kV-transformator van Avelgem/Ruien (bestaande post); − de nieuwe 380/150 kV-transformator van Courcelles/Gouy (bestaande post)

en de nieuwe 380 kV- of 150 kV-verbinding tussen Courcelles en Gouy; • in het kader van de betrouwbaarheid van het net:

− het 2de draadstel van de bestaande lijn tussen Scheldelaan en Zevende Havendok.

De 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy werden voorgesteld in het vooruitzicht van de buitengebruikstelling van de eenheden die de betrokken producent in 2000 heeft aangekondigd. Ze werden vervolgens uitgesteld als gevolg van het verdagen van de buitengebruikstelling van de steenkoolgestookte productie-eenheden. Tot op heden wordt met deze investeringsprojecten uit de portefeuille nog gewacht . Als de netbeheerder deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren niet plaatst, stelt hij zich bloot aan het risico, de kosten voor verplichte inzet van productie-eenheden, waarvan de producent de stillegging gepland had, te moeten dragen. Elia zal deze investeringen alleen uitvoeren indien hun noodzaak wordt bevestigd.


VOORSTEL TOT VERSTERKING VAN HET NET TEGEN 2008 De uitvoering van de netversterkingen die de netbeheerder voorstelt tegen 2008, wordt hierna samengevat: • de versterkingen van nationaal belang zijn het voorwerp van de tabel 10.2; • tabel 10.3 bevat de lijst van de versterkingen naar lagere spanningsniveaus,

noodzakelijk door de toename van het lokale verbruik. Versterkingen van nationaal belang Het investeringsbeleid dat hiertoe wordt uitgewerkt en uitgevoerd streeft er vooral naar om de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken. De versterkingen van nationaal belang zijn noodzakelijk als gevolg van: • de betrouwbaarheid van het Belgische net: ontwikkeling van het 150 kV-net

van de regio Antwerpen door: − het installeren van een nieuwe 380/150 kV-transformator in de bestaande

post van Zandvliet; − het realiseren van een nieuwe 150 kV-lijn tussen Lillo en Zandvliet;

• en/of de vrijmaking van de markt als gevolg van de grotere importmogelijkheden: − installeren van 6 condensatorenbatterijen op 150 kV (75 Mvar) in de

bestaande posten: Bruegel (Dilbeek), Kallo, Merksem, Ruien, Mol en Monceau;

− beoogde installatie van dertien extra condensatorenbatterijen in 150 kV (75 Mvar) in de bestaande posten in functie van het importniveau;

• en/of de bereidheid van de transmissienetbeheerder om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het Belgische productiepark te vergroten: − beoogde installatie en aansluiting van de 380/150 kV-transformatoren van

Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy in functie van de evolutie van het productiepark en het importniveau;

− installeren van twee condensatorenbatterijen op 150 kV (75 Mvar) in de posten van Ruien en Izegem, verbonden met het productiepark in Oost- en West-Vlaanderen.

Niettemin is het belangrijk te beseffen dat Elia geen verbintenissen kan aangaan m.b.t. de uitvoeringstermijn, aangezien zij zelf afhankelijk is van de variabele termijnen voor het verkrijgen van de noodzakelijke vergunningen. Figuur 10.2 geeft de lijst van de investeringen die Elia in het kader van dit Plan overweegt tegen 2008.


Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2008

Zonder stelling te willen innemen over de importmogelijkheden tegen 2008, heeft Elia een scenario onderzocht met een importcapaciteit van 3700 MW. Bovendien heeft Elia ook onderzocht welke investeringen nodig zouden zijn om bepaalde wijzigingen in de exploitatie van het Belgische productiepark te kunnen opvangen. De onderstaande tabel 10.3 geeft de investeringen die hiervoor nodig zijn. In de huidige omstandigheden zijn deze investeringen economisch niet verantwoord: Elia zal de marktevolutie aandachtig volgen, die de economische logica ervan zou kunnen wijzigen. Elia start ook met de studies en zal de vergunningsaanvragen indienen voor de netelementen met een lange realisatietermijn. Figuur 10.3: Planning van de investeringen van nationaal belang verbonden aan de evolutie van het

importniveau en/of aan de evolutie van het Belgische productiepark


Versterkingen naar de lagere spanningsniveaus Tabel 10.4: Planning van de versterkingen naar de lagere spanningsniveaus tegen 2007

EVOLUTIE VAN HET NET OP LANGE TERMIJN Met betrekking tot de evolutie van het net na 2008 geeft dit Plan alleen aanduidingen over de netversterkingen die in een volgend Plan zullen worden gewijzigd of bevestigd. Versterkingen van nationaal belang De studies die opgestart of verder uitgewerkt moeten worden, hebben betrekking op: • in het raam van de vrijmaking van de markt als gevolg van de grotere

importmogelijkheden: − de realisatie van het tweede draadstel van de lijn Gramme-Massenhoven

door het aanpassen van de bestaande lijnen77, tegelijk uit te voeren met de

77

Inclusief het uitbreiden van de 150 kV-post van Heze, als gevolg van het schrappen van het stuk van de 150 kV-lijn tussen Massenhoven en Heze.


realisatie van het Frans gedeelte van de 380 kV-lijn Lotharingen-Ardennen zoals gepland tegen het einde van de in dit Plan beschouwde periode;

− maatregelen voor de spanningshuishouding bij hoge importniveaus; • in het kader van de projecten voor een grotere onafhankelijkheid ten opzichte

van het Belgische productiepark: − omschakeling naar 150 kV van een 70 kV-draadstel van de lijn Stalen-

Gerdingen (Mol) en van de 70 kV-lijn Gerdingen-Overpelt (Mol), wat een efficiënte tijdelijke versterking vormt als respons op de eventuele stillegging of de buitendienststelling van de steenkoolgestookte productie-eenheden van Mol; hiertoe moet echter nog contact worden opgenomen met de eigenaar van deze 70 kV-lijnen;

− in geval van realisatie van het 2de draadstel van de 380 kV-lijn Gramme-Massenhoven, het lokaliseren van de nieuwe post van Zutendaal, op te richten op een site onder de bestaande lijnen, wat een aandachtspunt zal zijn in verband met de eventuele stillegging of de buitendienststelling van de productie-eenheden van Langerlo;

• in het kader van de betrouwbaarheid van het Belgische net: − de ontwikkeling van het 150 kV-net in de regio Luik door het omschakelen

naar 220 kV van de 150 kV-lijn Awirs-Lixhe en het oprichten van een nieuwe 220/70 kV/MS-post in Vottem;

− installatie, indien nodig, van twee 380 kV-draadstellen tussen Aubange en Gramme, van extra transformatoren in de bestaande posten van Aubange, Houffalize en Brume.

Het nut van een luchtlijn om het Belgische en het Duitse net met elkaar te verbinden werd bestudeerd. Deze optie wordt in het kader van dit Plan niet weerhouden. Versterkingen naar de lagere spanningsniveaus Er moeten nog aanvullende studies worden gemaakt om de technische haalbaarheid en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde projecten die op lange termijn worden overwogen. Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen nog haalbaarheid- en/of tracéstudies worden uitgevoerd. Het gaat meer bepaald om de volgende projecten: • de aftakking vanaf 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-Sint-

Job te Brecht; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle; • de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Petrol; • het aansluiten van de nieuwe post van Schoondale (Waregem); • de nieuwe 150 kV-kabel Corbais-Basse-Wavre. Voorts moeten voor de nieuwe posten van Keiberg (Machelen) en Schoondale (Waregem) terreinen worden gezocht en aangekocht. Tot slot moet een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding van de post Gasthuisberg.


NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN De evolutie van het net als gevolg van de potentiële aansluiting van nieuwe productie-eenheden is niet gebonden aan een of andere termijn van het Plan. In het kader van dit Plan gaat het om: • de gunstige lokalisaties voor het installeren van nieuwe productie-eenheden,

d.i. lokalisaties die het minste verplichtingen meebrengen voor het net en bijgevolg ook de laagste kosten en de kleinste impact teweegbrengen, vanuit het standpunt van het net;

• de mogelijke oplossingen voor het aansluiten van windturbineparken in de Noordzee met op termijn een totale capacite it van 2.000 MW, die Elia heeft onderzocht in overeenstemming met de beslissingen van de regering78.

Gunstige lokalisaties voor nieuwe productie-eenheden De onderstaande tabel 10.5 bevat de lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor een nieuwe eenheid van 400 MW. Met de gegeven knooppunten wordt er geen standpunt ingenomen tegenover de mogelijke productievestigingen in de buurt van deze knooppunten: het zoeken naar geschikte sites behoort tot de verantwoordelijkheid van de investeerders. Geval per geval, moeten er echter bijkomende studies worden verricht voor deze lokalisaties, om de resultaten van de tabel verder uit te werken. Andere lokalisaties blijven eveneens mogelijk: • bijvoorbeeld, voor eenheden kleiner dan 400 MW; • in geval van wijzigingen in het 380 tot 150 kV-net en/of in het productiepark

(installeren van nieuwe productiegroepen of deklasseren van bestaande eenheden).

Tabel 10.5: Lijst van de gunstige of neutrale lokalisaties voor een nieuwe eenheid van 400 MW

78

Brief van mevrouw de Minister Moerman van 9 juli 2004 (kenmerk FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863)


Aansluiten van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen op termijn van 2.000 MW Van 600 MW tot 900 MW: aansluiten op 150 kV De aansluiting van off-shore windturbineparken met een opgesteld vermogen van 600 tot 900 MW, waarvan één derde wordt aangesloten op Zeebrugge en twee derde op Slijkens, is uitvoerbaar: • tot 600 MW, zonder versterking van het net; • van 600 tot 900 MW, op voorwaarde dat de wijzigingen van het net op de

150 kV-as Slijkens-Blauwe Toren-Eeklo Noord of Langerbrugge worden uitgevoerd.

Boven 900 MW: aansluiten op 380 kV De mogelijkheden qua aansluitingsknooppunten liggen in Eeklo Noord, Izegem en Rodenhuize. Vanuit technisch-economisch standpunt moet de voorkeur worden gegeven aan het knooppunt Eeklo Noord. Verschillende aansluitingsopties zijn technisch haalbaar: • voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting:

− de realisatie van het tweede 380 kV-draadstel van de lijn Zomergem-Eeklo Noord is noodzakelijk;

− vanaf Eeklo moet het net tot in Zeebrugge worden verlengd; voor het “on-shore” gedeelte van de aansluiting werden verschillende opties bestudeerd: de opties onderscheiden zich van elkaar wat betreft het spanningsniveau (380 kV of 150 kV) en het type technologie (luchtlijn of kabel, gelijkstroom- of wisselstroomverbinding); met betrekking tot de optie “ondergrondse kabel van 380 kV” die in de tabel wordt vermeld, merken we op dat de technisch-economische haalbaarheid van een dergelijke optie nog moet worden bevestigd;

• voor het “off-shore” gedeelte van de aansluiting: de opties onderscheiden zich van elkaar door het aantal beoogde platforms (1 tot 4), het spanningsniveau (380 kV of 150 kV, wat de aansluitingen in wisselstroom betreft) en het type technologie (aansluiting in wisselstroom of gelijkstroom).

De aansluiting door middel van een luchtlijn met twee 380 kV-draadstellen in wisselstroom voor het “on-shore” gedeelte en 4 platforms aangesloten op 150 kV in wisselstroom voor het “off-shore” gedeelte combineert: • het economisch optimum voor het “on-shore” gedeelte; • het voordeel van een maximum aan modulariteit door 4 platforms.

feder

Documents

de productiescenarios

de buurlanden

de visie

de eenheden

de dimensionering

de economische

de verbruiksscenarios

de productiemiddelen