Federaal ontwikkelingsplan 2003-2010 (pdf, 6 MB) - Elia
Federaal ontwikkelingsplan 2003-2010 (pdf, 6 MB) - Elia
Federaal ontwikkelingsplan 2003-2010 (pdf, 6 MB) - Elia
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
3
4<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
INHOUDSTAFEL<br />
Inleiding 13<br />
WETTELIJKE CONTEXT 15<br />
DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING<br />
VAN HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE 16<br />
KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 17<br />
BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET 18<br />
ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 18<br />
1 Inzet en belang van de ontwikkeling<br />
van het elektriciteitsnet 21<br />
1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET 23<br />
1.1.1 Algemeen 23<br />
1.1.2 Het Belgische elektriciteitstransmissienet 23<br />
1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING<br />
VAN HET ELEKTRICITEITSNET 25<br />
1.2.1 Algemene beschrijving 25<br />
1.2.2 Onzekerheden die de ontwikkeling van het elektriciteitsnet<br />
kenmerken 26<br />
1.2.3 De visie op korte en middellange termijn 31<br />
2 Evolutie van het verbruik 33<br />
2.1 ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL PLANBUREAU 36<br />
2.1.1 Basishypotheses 37<br />
2.1.2 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik 39<br />
2.2 MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL AFNAMEPUNT 43<br />
2.2.1 Analyse van historische observatiegegevens 47<br />
2.2.2 “Bruto”-prognoses van lokaal verbruik 48<br />
2.2.3 “Definitieve” prognoses van lokaal verbruik 49<br />
2.3 DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S 49<br />
2.3.1 “Kyoto-variant” 50<br />
2.3.2 “Macro-economische variant” 51<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
5
6<br />
3 Evolutie van de productie 53<br />
3.1 EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK 55<br />
3.2 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE<br />
PRODUCTIEMIDDELEN 55<br />
3.2.1 Centrale productie 55<br />
3.2.2 Decentrale productie 56<br />
3.3 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 57<br />
3.3.1 Centrale productie 57<br />
3.3.2 Decentrale productie 58<br />
3.4 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT 61<br />
3.5 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S 61<br />
3.5.1 Basisscenario’s 62<br />
3.5.2 Scenario’s “verhoging van de import” 64<br />
3.5.3 Scenario’s “zonder buitengebruikstellingen” en “stillegging<br />
van de niet-economische productie-eenheden – 2009” 65<br />
3.5.4 Scenario’s “gunstige lokalisaties voor de eenheden” 65<br />
3.5.5 Scenario’s “projecten voor nieuwe productie-eenheden” 66<br />
4 De Belgische transacties in de internationale<br />
context 67<br />
4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 69<br />
4.1.1 België in het midden van Europa 69<br />
4.1.2 Definities 70<br />
4.1.3 Methodiek om de capaciteiten te bepalen 71<br />
4.1.4 Methode voor de simulatie van transacties 73<br />
4.1.5 Berekende transactiecapaciteiten 74<br />
4.1.6 Valorisatie van het blindvermogen 74<br />
4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN 74<br />
4.2.1 Vragen in verband met de import 75<br />
4.2.2 Vragen in verband met andere doorslaggevende transacties 77<br />
4.3 HET EUROPEES INTERCONNECTIENET 77<br />
5 Criteria voor de ontwikkeling van het<br />
transmissienet 79<br />
5.1 TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET<br />
TRANSMISSIENET 81<br />
5.1.1 Beschrijving van het load-flowmodel 81<br />
5.1.2 Methodes voor dimensionering 83<br />
5.1.3 Ontwikkelingscriteria 87<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
5.1.4 Standaardinfrastructuur en -uitrusting 89<br />
5.1.5 Voorziene evoluties inzake de load-flowmodellen 89<br />
5.2 ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT 90<br />
5.2.1 Economische evaluatie 90<br />
5.2.2 Evaluatie van de milieu-impact 95<br />
6 Referentie-transmissienet 99<br />
BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG<br />
WAARVOOR TEGEN <strong>2003</strong> VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN 106<br />
6.1.1 nieuw voedingspunt van 150 kV te Avernas vanuit Tihange 106<br />
6.1.2 De nieuwe ondergrondse verbinding van 150 kV tussen<br />
Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde 106<br />
6.1.3 De nieuwe 380/ 150 kV-transformator te Reppel 107<br />
6.1.4 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Izegem en<br />
Sint-Baafs-Vijve 107<br />
6.1.5 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Gouy en Trivières 107<br />
6.1.6 De herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy 108<br />
6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR<br />
TEGEN <strong>2003</strong> VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN 108<br />
6.2.1 Versterkingen van de verbindingen van 150 kV 109<br />
6.2.2 Versterkingen van de transformatie 109<br />
6.2.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen 111<br />
7 Versterkingen van het transmissienet<br />
tegen het jaar 2006 117<br />
7.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE- EN<br />
VERBRUIKSNIVEAU 119<br />
7.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 121<br />
7.3 BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 121<br />
7.3.1 Basisscenario - 2006 121<br />
7.3.2 Scenario “verhoging van de import – 2006” 122<br />
7.3.3 Scenario “zonder buitengebruikstelling” 128<br />
7.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 129<br />
7.4.1 Technische uitvoerbaarheid 129<br />
7.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 129<br />
7.4.3 Zoeken naar het socio-economisch optimum<br />
voor de eindverbruiker 131<br />
7.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 140<br />
7.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 141<br />
7.5.2 Versterkingen van de transformatie 141<br />
7.5.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen 142<br />
7.6 UITVOERINGSPLANNING 145<br />
7.6.1 Versterkingen van nationaal belang 146<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
7
8<br />
7.6.2 Versterkingen van gewestelijk belang 147<br />
7.6.3 Beschrijving van het net tegen het jaar 2006 147<br />
8 Versterkingen van het transmissienet<br />
tegen het jaar 2009 151<br />
8.1 AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE PRODUCTIE-<br />
EN VERBRUIKSNIVEAUS 153<br />
8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 153<br />
8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 154<br />
8.3.1 Basisscenario - 2009 154<br />
8.3.2 Scenario “verhoging van de import– 2009” 154<br />
8.3.3 Scenario “stilleggen van de niet-economische<br />
productie-eenheden – 2009” 155<br />
8.4 TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE 156<br />
8.4.1 Technische haalbaarheid 156<br />
8.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 156<br />
8.4.3 Zoeken naar het socio-economische optimum voor de<br />
eindverbruiker 157<br />
8.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 158<br />
8.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 159<br />
8.5.2 Versterkingen van de transformatie 159<br />
8.5.3 Haalbaarheid van de voorgestelde versterkingsprojecten 162<br />
8.6 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009 163<br />
9 Versterkingen van het transmissienet die niet<br />
aan de onderzochte tijdstippen zijn gebonden 167<br />
9.1 SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES” 169<br />
9.1.1 Identificatie van “gunstige lokalisaties” 170<br />
9.1.2 Gunstige parken die de ontwikkelingen van het net beperken 171<br />
9.2 SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN” 171<br />
9.2.1 Technische haalbaarheid 171<br />
9.2.2 Socio-economische evaluatie 174<br />
Conclusies & uitvoering van het Ontwikkelingsplan 177<br />
OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S 179<br />
NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 182<br />
NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009 185<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN<br />
Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet 24<br />
Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net 24<br />
Figuur 2.1: Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen 35<br />
Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen<br />
(in constante Euro van 1990/ tep) 38<br />
Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik<br />
tussen 2001 en 2009 volgens de “Kyoto-variant”<br />
en de “macro- economische variant” (in TWh) 39<br />
Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyoto-<br />
variant”) 40<br />
Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macro-<br />
economische variant”) 41<br />
Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik<br />
per sector (2002-2009) 43<br />
Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik tijdens 4 typedagen 44<br />
Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4 typedagen 45<br />
Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4<br />
typedagen 45<br />
Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type<br />
”staaloven in nachtbedrijf” tijdens 4 typedagen 46<br />
Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) –<br />
“Kyoto-variant” 51<br />
Figuur 2.12: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) –<br />
“Macro-economische variant” 52<br />
Tabel 3.1: Kenmerkenvan de productie-eenheden die in 2002 in<br />
bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 2005 zijn gepland 58<br />
Tabel 3.2: Hypotheses inzake het opgestelde vermogen van off-shore<br />
windturbineparken 58<br />
Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare<br />
energiebronnen (windenergie en biomassa) in vergelijking<br />
met 2001 59<br />
Tabel 3.4: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark 60<br />
Tabel 3.5: Evolutie van het opgestelde vermogen van<br />
warmtekrachtkoppelingsinstalalties 60<br />
Figuur 3.6: Productieplan “op de piek” tot en met 2005, in MW –<br />
“Kyoto-variant” 62<br />
Figuur 3.7: Productieplan “op de piek” tot en met 2008, in MW –<br />
“Kyoto-variant” 63<br />
Figuur 3.8: Productieplan “op de piek” tot en met 2005, in MW –<br />
“Macro-economische variant” 64<br />
Figuur 3.9: Productieplan “op de piek” tot en met 2008, in MW –<br />
“Macro-economische variant” 64<br />
Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie<br />
van 100 MW tussen Duitsland en Italië 70<br />
Figuur 4.2: Voorbeeld van transit van 100 MW van Frankrijk naar<br />
Duitsland over het UCTE-net, op een gegeven moment -<br />
voorstelling van de fysische en contractuele fluxen 72<br />
Figuur 4.3: Aansluitingslijnen op het net van België en de buurlanden 76<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
9
10<br />
Figuur 6.1: Referentienet 103<br />
Tabel 6.2: Lijst van de nieuwe verbindingen van 150 kV,<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
gepland tegen het jaar <strong>2003</strong> 109<br />
Tabel 6.3: Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging<br />
van de bestaande 150/70-36 kV-transformatoren door<br />
krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren,<br />
gepland tegen het jaar <strong>2003</strong> 109<br />
Tabel 6.4: Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe<br />
380-150/70-36 kV-transformatoren<br />
op de bestaande posten, gepland tegen het jaar <strong>2003</strong> 110<br />
Tabel 6.5: Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging<br />
van de bestaande 220-150 kV/MS-transformatoren door<br />
krachtiger 220-150 kV/MS-transformatoren,<br />
gepland tegen het jaar <strong>2003</strong> 110<br />
Tabel 6.6: Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe<br />
150 kV/MS-transformatoren op de bestaande posten<br />
tegen het jaar <strong>2003</strong> 111<br />
Tabel 6.7: Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe<br />
150 kV posten, gepland tegen het jaar <strong>2003</strong> 111<br />
Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002<br />
en <strong>2010</strong> (in MW) 120<br />
Tabel 7.2: Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario<br />
nodig zijn tegen 2006 122<br />
Tabel 7.3: Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het<br />
basisscenario tegen 2006 122<br />
Tabel 7.4: Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een<br />
Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 124<br />
Tabel 7.5: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische<br />
import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 125<br />
Figuur 7.6: Gevolgen van het importniveau van Nederland op de<br />
importcapaciteit van België 126<br />
Tabel 7.7: Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn<br />
om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen<br />
tegen 2006 127<br />
Tabel 7.8: Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen<br />
om de spanning in te stellen 128<br />
Tabel 7.9: Socio-economische vergelijking van de varianten voor de<br />
versterking van de transformatie in Avelgem/ Ruien<br />
en Wortegem 133<br />
Tabel 7.10: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel<br />
Avelgem-Avelin 134<br />
Tabel 7.11: Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk<br />
en België naargelang van het niveau van versterking<br />
van het Belgische net 134<br />
Tabel 7.12: Socio-economische vergelijking van de varianten van de<br />
versterking van de lijn Chooz-Monceau met installatie<br />
van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking<br />
van de lijn Gramme-Massenhoven 135<br />
Tabel 7.13: Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in<br />
Valentinoise of Monceau 136<br />
Tabel 7.14: Socio-economische vergelijking van de varianten met<br />
betrekking tot de installatie van een faseverschuiver<br />
op de lijn Chooz-Monceau 137
Tabel 7.15: Socio-economische vergelijking van de varianten van de<br />
versterking van de transformatie in Gouy 139<br />
Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee<br />
faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens 140<br />
Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005 141<br />
Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kV-<br />
transformatoren in bestaande posten tegen 2005 141<br />
Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MS-<br />
transformatoren in bestaande posten tegen 2005 142<br />
Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang<br />
tegen 2006 146<br />
Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang<br />
tegen 2005 147<br />
Figuur 7.22: Beschrijving van het net tegen het jaar 2006 148<br />
Tabel 8.1: Versterkingen van de posten en transformatoren die<br />
nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van<br />
4.700 MW te waarborgen 155<br />
Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009<br />
een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen 155<br />
Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator<br />
te Zutendaal 158<br />
Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel<br />
Gramme-Massenhoven 158<br />
Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen<br />
tegen 2009 159<br />
Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging<br />
van bestaande 220-150/70-36 kV transformatoren door<br />
krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009. 160<br />
Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen<br />
in nieuwe 220-150/70-26 kV-transformatoren in bestaande<br />
posten 160<br />
Tabel 8.8: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen<br />
in nieuwe 150 kV-posten 160<br />
Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen<br />
door de vervanging van bestaande 220-150/ MS-transfor-<br />
matoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren 161<br />
Tabel 8.10: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen<br />
door de vervanging van bestaande transformatoren die in<br />
70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met<br />
een groter nominaal vermogen die in 150 kV zijn<br />
aangesloten 161<br />
Tabel 8.11: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen<br />
in nieuwe 220-150 kV/ MS-transformatoren<br />
in bestaande posten 162<br />
Tabel 8.12: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen<br />
door nieuwe 150 kV-posten 162<br />
Figuur 8.13: Beschrijving van het net tegen het jaar 2009 164<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
11
12<br />
Tabel 9.1: Overzicht van de beste lokalisaties voor<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
het spanningsniveau 150 kV 170<br />
Tabel 9.2: Percentage van het nominale vermogen dat door het net<br />
kan worden vervoerd, voor een opgesteld vermogen van<br />
580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW<br />
met Slijkens verbonden 173<br />
Tabel 9.3: Socio-economische evaluatie van het project voor de<br />
inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht in de 150 kV-<br />
post te Kallo 174<br />
Tabel 9.4: Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van<br />
off-shore windmolenparken 175<br />
Figuur 10.1: Overzicht van de beschouwde scenario’s 181<br />
Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang<br />
tegen 2006 184<br />
Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang<br />
tegen 2005 185
Inleiding<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
13
14<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
VOORWERP<br />
In voorliggend document wordt het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet<br />
voorgesteld, dat de netbeheerder moet opstellen in overeenstemming met de<br />
wet van 29 april 1999 over de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Zoals<br />
bepaald in voornoemde wet wordt dit Plan voorgelegd aan de federale minister<br />
bevoegd voor Energie. Na goedkeuring door de Minister en onder voorbehoud<br />
van eventuele wijzigingen die dienen te worden aangebracht om de gevraagde<br />
goedkeuring te krijgen, wordt dit Plan bindend voor de netbeheerder.<br />
WETTELIJKE CONTEXT<br />
De openstelling van de elektriciteitsmarkt werd ingeluid door de Richtlijn<br />
96/92/EEG van het Europese Parlement en van de Raad van 19 december 1996<br />
betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt. Deze<br />
richtlijn werd op federaal niveau omgezet, meer bepaald door de wet van 29<br />
april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Artikel 13 van<br />
deze wet belast de beheerder van het elektriciteitstransmissienet met de<br />
opdracht om een <strong>ontwikkelingsplan</strong> voor het net op te stellen in overleg met de<br />
Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) en na<br />
overleg met het <strong>Federaal</strong> Planbureau en het Controlecomité. Dit<br />
Ontwikkelingsplan wordt vervolgens ter goedkeuring voorgelegd aan de federale<br />
minister bevoegd voor Energie (de “Minister”).<br />
Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet (“Ontwikkelingsplan”) dekt een<br />
periode van zeven jaar en wordt om de twee jaar aangepast voor de volgende<br />
zeven jaar. Het voornoemde artikel 13 bepaalt dat het Ontwikkelingsplan voor<br />
de eerste keer moet worden opgesteld binnen twaalf maanden na het in voege<br />
treden van dit artikel. De inwerkingtreding van artikel 13 is voorzien in artikel 1,<br />
4° van het Koninklijk Besluit van 3 mei 1999, dat de datum vastlegt van het in<br />
voege treden van de bepalingen van de wet van 29 april 1999 betreffende de<br />
organisatie van de elektriciteitsmarkt. Dit artikel bepaalt dat voornoemd artikel<br />
13 in werking treedt op de datum waarop de aanduiding van de eerste<br />
netbeheerder van kracht wordt. De transmissienetbeheerder werd aangeduid<br />
door het Ministerieel Besluit van 13 september 2002 betreffende de aanduiding<br />
van de beheerder van het elektrisch transmissienet, dat verscheen in het<br />
Staatsblad van 17 september 2002. Artikel 3 van dit Besluit bepaalt dat dit<br />
Besluit van kracht wordt op de dag van zijn publicatie in het Belgisch Staatsblad<br />
(meer bepaald op 17 september 2002).<br />
Artikel 13 §2 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de<br />
elektriciteitsmarkt bepaalt dat het Ontwikkelingsplan volgende elementen moet<br />
bevatten:<br />
• een gedetailleerde raming van de behoeften aan transmissiecapaciteit, met<br />
aanduiding van de onderliggende hypotheses;<br />
• het investeringsplan: de netbeheerder verbindt zich ertoe het uit te voeren om<br />
aan die behoeften te voldoen.<br />
Het Ontwikkelingsplan houdt rekening met de nood aan een adequate<br />
reservecapaciteit en met de projecten van gemeenschappelijk belang<br />
aangewezen door de instellingen van de Europese Unie in het domein van de<br />
transeuropese netten.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
15
16<br />
Naast beheerder van het transmissienet op federaal niveau werd <strong>Elia</strong> ook<br />
aangeduid als distributienetbeheerder voor het Vlaams Gewest, als beheerder<br />
van het regionaal transportnet in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en als<br />
beheerder van het lokaal transportnet in het Waals Gewest. In die hoedanigheid<br />
moet <strong>Elia</strong> naast dit Ontwikkelingsplan ook een Investeringsplan voor het Vlaams<br />
Gewest, een Investeringsplan voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en een<br />
Aanpassingsplan voor het Waals Gewest opstellen. Voor <strong>Elia</strong> vormen al deze<br />
plannen een coherent geheel, dat een optimum nastreeft voor het hele net van<br />
380 kV tot en met 30 kV.<br />
DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING VAN<br />
HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE<br />
Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet beschrijft de investeringen die<br />
nodig zijn om te voldoen aan de behoeften inzake transmissiecapaciteit voor<br />
elektriciteit, betrouwbaarheid van het net en milieudoelstellingen en dit tegen<br />
de laagst mogelijke kostprijs voor de gemeenschap. De term kostprijs moet hier<br />
in een ruimere dan de strikt economische zin worden begrepen. Dit betekent dat<br />
men ook rekening moet houden met de energetische, milieu- en economische<br />
aspecten.<br />
De doelstelling is die investeringen te kiezen, die de gemeenschap het meeste<br />
baat bijbrengen 1 .<br />
Hierbij worden er drie doelstellingen nagestreefd:<br />
• energie: waken over het elektriciteitstransport op lange termijn, rekening<br />
houdend met de beschikbare productiemiddelen, het verbruik, de geografische<br />
spreiding en de evolutie ervan;<br />
• milieu: opteren voor duurzame oplossingen, met een minimale impact op het<br />
leefmilieu en de ruimtelijke ordening;<br />
• economie: streven naar het meest voordelige transporttarief voor de<br />
eindverbruiker, met inachtneming van de voorgaande dwingende vereisten.<br />
De interacties tussen die verschillende doelstellingen zijn talrijk en vaak zelfs<br />
tegenstrijdig.<br />
Zo kan de uitwerking van een beleid dat rekening houdt met de onzekerheden<br />
met betrekking tot de evolutie en de lokalisatie van de productiemiddelen voor<br />
elektriciteit 2 in de context van de vrijgemaakte markt en met de onzekerheden<br />
met betrekking tot de evolutie van het verbruik van elektriciteit 3 , en/ of dat<br />
1 Artikel 12 van de wet van 29 april 1999 met betrekking tot de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt dit in de<br />
volgende bewoordingen 1 : “Na advies van de Commissie stelt de Koning de regels vast inzake de doelstellingen die de<br />
netbeheerder moet nastreven inzake kostenbeheersing”.<br />
2 De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van de productiemiddelen spruiten ondermeer voort uit het<br />
inschakelen van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling om tegemoet te komen aan de<br />
beleidslijnen inzake duurzame ontwikkeling: de realisatie van deze doelstellingen hangt af van de respons van de<br />
markt ten aanzien van de steunmaatregelen die worden ingevoerd. Een andere bron van onzekerheid hangt samen<br />
met de beschikbaarheid van de thermische centrales en wordt veroorzaakt door de evolutie van de brandstofprijzen,<br />
die zeer volatiel zijn, net zoals die van aardolie en aardgas.<br />
3 Hierin liggen de onzekerheden vervat verbonden aan de respons van de verbruiker op de invoering van de<br />
maatregelen inzake de beheersing van de vraag.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
ekening houdt met bepaalde ecologische normen, in tegenspraak lijken met de<br />
vereiste van economische rendabiliteit vanuit het oogpunt van de gemeenschap.<br />
Toch is het de belangrijkste ambitie van dit Ontwikkelingsplan om een<br />
evenwicht te vinden tussen deze drie doelstellingen. Bij de uitwerking van het<br />
plan liet men zich leiden door het streven naar de ontwikkeling van een zo<br />
optimaal mogelijk elektriciteitsnet dat wordt gekenmerkt door:<br />
• een betrouwbaar vervoer van elektriciteit op korte en op lange termijn;<br />
• een concurrentiële en stabiele transportprijs;<br />
• een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening;<br />
• een beperking van de risico’s die inherent zijn aan investeringsbeslissingen in<br />
de context van een onzekere toekomst.<br />
De investeringsbeslissingen worden genomen in functie van de middelen<br />
waarover de netbeheerder beschikt, dit om zo goed mogelijk rekening te<br />
kunnen houden met de onzekerheden die eigen zijn aan de elektriciteitsmarkt<br />
en de nieuwe omgeving.<br />
KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN<br />
Bij het opstellen van het Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om<br />
tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen die de vrijmaking van de<br />
elektriciteitsmarkt vooropstelt.<br />
De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net, hebben tot doel:<br />
• de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van<br />
de importcapaciteit van België;<br />
• de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische<br />
productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in<br />
het net wanneer dit mogelijk en economisch verantwoord is, alsook in functie<br />
van de middelen waarover de netbeheerder kan beschikken. Doel hiervan is<br />
telkens terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken.<br />
Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt.<br />
Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van<br />
hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor<br />
windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De<br />
aankondigingen die de federale regering recent deed in verband met<br />
windmolenparken in de Noordzee werden nog niet volledig in dit plan verwerkt.<br />
Er zijn nog aanvullende studies vereist om de ontwikkelingen van het net te<br />
bepalen die noodzakelijk zijn voor de aansluiting van off-shore windparken met<br />
een totaal nominaal vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd<br />
aangekondigd.<br />
Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te<br />
kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan<br />
omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige<br />
doelstelling van betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het<br />
transmissienet op elk niveau behouden blijft.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
17
18<br />
BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET<br />
Het vermaasde net dat door de netbeheerder <strong>Elia</strong> System Operator (“<strong>Elia</strong>”)<br />
wordt beheerd, bestrijkt spanningsniveaus van 380 kV tot en met 30 kV en<br />
vormt vanuit beheerstechnisch oogpunt één geheel (met inbegrip van alle<br />
bijhorende elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke<br />
opdracht en de sociale doelstelling van <strong>Elia</strong>). De globale krachtlijnen vormen het<br />
algemene referentiekader, ook al heeft het eigenlijke Ontwikkelingsplan alleen<br />
betrekking op de spanningsniveaus 380 tot 150 kV.<br />
De krachtlijnen van het beleid van <strong>Elia</strong> op het vlak van de ontwikkeling van het<br />
Belgische elektriciteitsnet 4 zijn de volgende:<br />
• voorkeur voor het ondergronds aanleggen van nieuwe verbindingen met een<br />
spanning van hoogstens 36 kV;<br />
• een maximale benutting van de bestaande 220 kV, 150 kV en 70 kV-<br />
infrastructuur;<br />
• indien nieuwe verbindingen in dit spanningsbereik noodzakelijk zijn, bij<br />
voorkeur opteren voor:<br />
− luchtlijnen op plaatsen waar deze kunnen worden aangelegd langs<br />
bestaande of ingeplande grote infrastructuren. Bij wijze van compensatie<br />
zullen in dit geval bestaande lijnen eventueel en waar mogelijk worden<br />
verwijderd om een milieu-evenwicht te bewaren;<br />
− ondergrondse kabels in de andere gevallen;<br />
• voortzetting van de ontwikkeling van zeer-hoge-spanningsverbindingen<br />
(380kV) via luchtlijnen om redenen van technische en economische aard.<br />
ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN<br />
Het Ontwikkelingsplan is in 10 hoofdstukken ingedeeld.<br />
Na een korte beschrijving van de rol van het elektriciteitsnet geeft het eerste<br />
hoofdstuk de methodologie van de ontwikkeling van het net die in dit<br />
Ontwikkelingsplan werd toegepast.<br />
Hoofdstuk 2 en 3 zijn gewijd aan de beschrijving van de basishypotheses en de<br />
scenario’s die werden uitgewerkt vanuit het standpunt van het<br />
elektriciteitsverbruik enerzijds en de elektriciteitsproductie anderzijds.<br />
Hoofdstuk 4 behandelt het probleem van de internationale transacties. Zo<br />
onderzoekt het de impact op het vlak van:<br />
• de beperkingen waarmee België wordt geconfronteerd op het vlak van de<br />
importcapaciteit ten gevolge van het interconnectienet;<br />
• de beperkingen op het vlak van de import in België ten gevolge van andere<br />
Europese transacties.<br />
Hoofdstuk 5 beschrijft het proces om het transmissienet te dimensioneren. Dit is<br />
een complex proces, aangezien hierbij rekening moet worden gehouden met<br />
technische, economische en milieufactoren en met hun talrijke interacties.<br />
4 Het beleid van TNB zal echter worden bijgestuurd indien dit noodzakelijk mocht blijken om aan de geldende<br />
wetgeving te voldoen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
In hoofdstuk 6 wordt het referentietransmissienet gedefinieerd en beschreven.<br />
De projecten voor de versterking van het net, die door de evolutie van het<br />
verbruik worden teweeggebracht, worden in de hoofdstukken 7 tot 9<br />
beschreven:<br />
• hoofdstuk 7 is gewijd aan de ontwikkelingen van het net tegen het jaar 2006;<br />
• hoofdstuk 8 beschrijft ter informatie de investeringen die tegen het jaar 2009<br />
zijn gepland;<br />
• hoofdstuk 9 behandelt de investeringen in het net ten gevolge van de<br />
wijzigingen van het productiepark met een onzekere termijn.<br />
Tot besluit volgt een samenvatting van het uitvoeringsplan van de verscheidene<br />
investeringen voor de versterking van het net, dat ter goedkeuring aan de<br />
Minister wordt voorgelegd.<br />
Het voorliggend Ontwikkelingsplan werd opgesteld op basis van een aantal<br />
gegevens, die elders in deze tekst nader worden omschreven. Een belangrijk<br />
deel van deze gegevens zijn hypothetisch en dus per definitie onzeker. Bijgevolg<br />
dient een algemeen voorbehoud te worden geformuleerd aangaande de<br />
voorstellen die worden gedaan in dit Ontwikkelingsplan. Bovendien zorgt de<br />
voortdurende evolutie van de geldende wetten en regelgevende teksten op het<br />
vlak van de elektriciteit (in ruime zin genomen, met inbegrip van milieu,<br />
stedenbouw, enz. ) voor andere elementen van onzekerheid.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
19
20<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
1 Inzet en belang van<br />
de ontwikkeling van<br />
het elektriciteitsnet<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
21
22<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET<br />
1.1.1 ALGEMEEN<br />
De elektriciteitsnetten werden aanvankelijk ontworpen met als doel te waken<br />
over een betrouwbare en optimale elektriciteitsbevoorrading voor de<br />
verbruikers.<br />
• De netten verbinden alle productie-eenheden met elkaar en beogen daardoor<br />
een hulpfunctie te waarborgen in het geval van defecten of storingen.<br />
• De netten maken het mogelijk om energie, die door gedelokaliseerde bronnen<br />
(grote waterkrachtcentrales, kerncentrales, enz.) wordt opgewekt, naar de<br />
afnamepunten te transporteren.<br />
• De netten beogen te zorgen voor het transport van de energie die massaal en<br />
op een welbepaalde plaats wordt opgewekt – door machines die grotendeels<br />
op hogere spanningsniveaus zijn aangesloten – naar verbruikers die meestal<br />
verspreid zijn over een bepaald grondgebied en op lagere spanningsniveaus<br />
zijn aangesloten.<br />
• De netten maken het mogelijk om synergieën tussen verschillende<br />
productiesystemen te creëren, bijvoorbeeld (en hoofdzakelijk) tussen<br />
waterkrachteenheden en thermische centrales. Zo zijn tijdens de dooi grote<br />
hoeveelheden energie uit waterkracht beschikbaar in de Alpen. Deze energie<br />
kan worden ingevoerd, zodat de overwegend thermische productie ontlast of<br />
zelfs gedeeltelijk stilgelegd kan worden.<br />
• Door de liberalisering van de elektriciteitssector wil het net eveneens een rol<br />
vervullen in het faciliteren van de elektriciteitsmarkt en, in de mate van het<br />
mogelijke, ertoe bijdragen dat er meer commerciële transacties kunnen<br />
worden uitgevoerd. In die context moet het net elke transactie mogelijk<br />
maken tussen de verschillende knooppunten en over de landsgrenzen heen.<br />
Het doel van de liberalisering bestaat er immers in om elke gebruiker de<br />
mogelijkheid te bieden om zijn elektriciteitsleverancier vrij te kiezen, alsook<br />
het type van productie, dit op basis van criteria die hijzelf bepaalt (prijs,<br />
kwaliteit, groene stroom,…).<br />
1.1.2 HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET IN BELGIË<br />
Het transmissienet dat door <strong>Elia</strong> System Operator (“<strong>Elia</strong>”) als netbeheerder<br />
wordt beheerd, bestaat uit luchtlijnen en ondergrondse kabels met een<br />
spanning van 380 kV tot en met 30 kV (met inbegrip van alle bijhorende<br />
elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke opdrachten<br />
en de sociale doelstelling van <strong>Elia</strong>). Meer dan 800 hoogspanningsposten zetten<br />
de spanning naar het gewenste niveau om. Het volledige hoogspanningsnet<br />
bestaat uit 8.181 km verbindingen, waarvan 5.604 km luchtlijnen en 2.577 km<br />
ondergrondse kabels.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
23
24<br />
Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet<br />
Het door <strong>Elia</strong> beheerde net vervult drie grote functies:<br />
• De 380 kV-lijnen vormen de ruggengraat van het Belgische en Europese net.<br />
− Het 380 kV-net omvat verbindingen met Nederland en Frankrijk, die<br />
hoofdzakelijk op 380 kV worden uitgebaat. Deze internationale verbindingen<br />
werden aanvankelijk aangelegd om wederzijdse bijstand tussen de nationale<br />
netten mogelijk te maken. Vandaag worden ze gebruikt om van de<br />
elektriciteitsmarkt één internationale markt te maken.<br />
− De kerncentrales van Doel en Tihange en de centrale van Coo zijn hierop<br />
aangesloten.<br />
Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• Het hoogspanningsnet wordt nog aangevuld met de 220 kV- en 150 kV-<br />
verbindingen:<br />
− zij dienen voor het elektriciteitstransport naar de grote afnamepunten en<br />
naar het binnenland;<br />
− de grote thermische centrales – behalve de kerncentrales en de<br />
pompcentrale van Coo – zijn op het 150 kV- en 220 kV-net aangesloten;<br />
− de grote industriële klanten zijn erop aangesloten;<br />
− de grote windturbineparken – d.w.z. met een opgesteld vermogen van<br />
100 MW en meer – die in de Noordzee zullen worden aangelegd, zullen<br />
rechtstreeks op spanningsniveaus van 150 kV of 380 kV op het transportnet<br />
worden aangesloten.<br />
• De verdeling naar de transformatiepunten, die de middenspanningsnetten<br />
voeden, gebeurt hoofdzakelijk door verbindingen met 70 kV en 36/30/26 kV,<br />
die dienen om:<br />
− het vermogen vanaf de grote 150/70 kV- of<br />
150/ 36/ 30/ 26 kV-knooppunten naar de verschillende voedingspunten van<br />
de middenspanning te voeren;<br />
− de industriële klanten te bevoorraden, die op een vermogen van 30 tot<br />
40 MW hebben ingeschreven en die rechtstreeks op het 36/30/26 kV- of 70<br />
kV-net zijn aangesloten.<br />
De decentrale productie-eenheden winnen steeds meer aan belang. Ze worden<br />
op een spanningsniveau van 70 kV of lager op het net aangesloten. Het gaat<br />
hier om installaties met hernieuwbare energiebronnen 5 (wind, biomassa en<br />
waterkracht) en warmtekrachtkoppelingsinstallaties (eenheden voor de<br />
gemengde productie van elektriciteit en warmte, doorgaans met een vermogen<br />
van 45 MW of minder). Deze warmtekrachtkoppelingsinstallaties produceren<br />
hoofdzakelijk energie voor plaatselijk verbruik. De overtollige productie wordt in<br />
het net gevoed. Wanneer de installatie niet in bedrijf is, moet de energie die<br />
nodig is voor de plaatselijke behoeften, van het net worden afgenomen.<br />
Via de midden- en laagspanningsnetten wordt de elektrische energie door de<br />
distributienetbeheerders naar de huishoudelijke verbruikers gebracht. De<br />
70/36/30/26 kV-netten worden vermaasd geëxploiteerd (dit betekent dat een<br />
punt via verscheidene wegen kan worden bevoorraad). De midden- en<br />
laagspanningsnetten worden echter radiaal uitgebaat (een gegeven punt wordt<br />
normaal slechts via één weg bevoorraad: bij een incident zijn dan schakelingen<br />
vereist om een andere voeding te verkrijgen).<br />
1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET<br />
ELEKTRICITEITSNET<br />
1.2.1 ALGEMENE BESCHRIJVING<br />
Het Ontwikkelingsplan is in de eerste plaats bedoeld om een plan uit te werken<br />
voor de uitbreiding van het net voor de komende zeven jaar, rekening houdend<br />
met de waarschijnlijke behoeften van de huidige en toekomstige gebruikers, en<br />
waarbij wordt nagestreefd om de gewenste beschikbaarheid en<br />
betrouwbaarheid zo goed mogelijk te waarborgen.<br />
5 Hernieuwbare Energiebron<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
25
26<br />
De methodologie van het Ontwikkelingsplan kan in drie verschillende fases<br />
worden uitgesplitst.<br />
• De eerste fase bestaat in het vastleggen van de parameters die een bepalende<br />
invloed hebben op de ontwikkeling van het net, zoals bijvoorbeeld de evolutie<br />
van het elektriciteitsverbruik en de evolutie van het productiepark. Ook de<br />
spreiding van het verbruik over de verscheidene afnamepunten vormt een<br />
zeer belangrijk element in deze fase.<br />
• In een tweede fase wordt een reeks zeer uiteenlopende scenario’s uitgewerkt<br />
op basis van de verschillende hypotheses die na afloop van de eerste fase zijn<br />
overgebleven. Met behulp van deze scenario’s moeten alle denkbare scenario’s<br />
kunnen worden bestreken die op het niveau van het beleid inzake de<br />
energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België worden bepaald:<br />
importniveau, onafhankelijkheid ten opzichte van het productiepark,<br />
transitniveaus enz. Voor ieder scenario worden vervolgens de vereiste<br />
netversterkingen bepaald volgens welbepaalde technische criteria.<br />
• In de derde fase worden de aan te brengen wijzigingen geëvalueerd, waarbij<br />
niet alleen rekening wordt gehouden met de technische criteria, maar ook met<br />
de economische en milieugebonden aspecten evenals overwegingen in<br />
verband met de ruimtelijke ordening.<br />
De laatste twee fases vormen een iteratief proces.<br />
Het zoeken naar oplossingen in verband met de ontwikkeling van het net is een<br />
complex proces, waarbij rekening moet worden gehouden met een hele reeks<br />
onzekerheden die rechtstreeks of onrechtstreeks verband houden met de markt.<br />
In deel 1.2.2 hieronder vindt u een gedetailleerde beschrijving van de<br />
belangrijkste bronnen van onzekerheid die samenhangen met de<br />
evolutieparameters van de elektriciteitsproductie en het elektriciteitsverbruik.<br />
Overigens hebben niet alle beslissingen in verband met de ontwikkeling van het<br />
net waarmee het Ontwikkelingsplan rekening houdt, dezelfde reikwijdte.<br />
Beslissingen voor de korte termijn zijn economisch en/of technisch<br />
onomkeerbaar, terwijl beslissingen die op de middellange termijn slaan,<br />
afhankelijk zijn van omstandigheden die geleidelijk aan nauwkeuriger zullen<br />
worden omschreven. In dit verband worden er twee opeenvolgende termijnen<br />
beschouwd bij het uitwerken van de scenario’s: een korte termijn en een<br />
middellange termijn. In deel 1.2.3 worden de redenen voor deze keuze op een<br />
rijtje gezet.<br />
1.2.2 ONZEKERHEDEN DIE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET<br />
KENMERKEN<br />
Het Ontwikkelingsplan van het elektriciteitstransmissienet heeft betrekking op<br />
de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV.<br />
Dankzij het 380kV-150kV-net kunnen grote centrale productie-eenheden<br />
worden aangesloten en wordt de interconnectie met Nederland en Frankrijk<br />
verzekerd. Op die spanningsniveaus is de ontwikkeling van het net dan ook<br />
bijzonder gevoelig voor de evolutie van het productiepark en het niveau van de<br />
transit- en importstromen alsook voor hun herkomst en bestemming.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De onzekerheden over de evolutie van het elektriciteitsverbruik hebben een<br />
beperktere impact voor de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV 6 . Voor dit<br />
aspect houdt één van de belangrijkste onzekerheden verband met de<br />
beheersing van de vraag, die afhankelijk is van de reactie van de consument op<br />
de ingevoerde steunmaatregelen (maatregelen op het vlak van het rationele<br />
gebruik van energie, CO2-taksen,…).<br />
De belangrijkste bronnen van onzekerheid die de ontwikkeling van het net<br />
kenmerken, houden verband met:<br />
• de centrale productie;<br />
• de transit- en importfluxen;<br />
• de decentrale productie;<br />
• de beheersing van de vraag.<br />
Al deze elementen worden in de volgende delen gedetailleerd beschreven.<br />
Onzekerheden in verband met de centrale productie<br />
Het 380-150kV net werd nauw aansluitend op het productiepark ontworpen,<br />
zodat de energie die in Belgische en buitenlandse eenheden wordt<br />
geproduceerd, zo efficiënt mogelijk naar de verbruikers kan worden vervoerd.<br />
De ontwikkeling van het 380-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor<br />
wijzigingen in het productiepark en/ of de lokalisatie van de productie-<br />
eenheden.<br />
Op een vrijgemaakte markt, waar het transport en de productie van energie<br />
worden gescheiden, heeft de netbeheerder geen voorafgaande kennis van de<br />
bedoelingen van de producenten. Deze laatste hanteren voortaan een nieuwe<br />
economische logica die door de markt wordt opgelegd en waarbij ook rekening<br />
moet worden gehouden met de concurrentie. Het is dan ook niet uitgesloten dat<br />
producenten om economische redenen bestaande installaties sluiten, waarbij ze<br />
niet lang vooraf verwittigen 7 en onder voorbehoud van bepaalde wettelijke<br />
verplichtingen. Daarnaast kunnen ze ook nieuwe eenheden bouwen zonder dat<br />
ze hun bedoelingen lang op voorhand kenbaar moeten maken. Zo is de bouw<br />
van een STEG-centrale binnen een termijn van twee jaar realiseerbaar (zonder<br />
rekening te houden met de termijnen voor het verkrijgen van de licenties en<br />
vergunningen). De versterkingen van het net die hiervoor nodig zijn, kunnen<br />
echter vaak niet op dezelfde termijn worden uitgevoerd.<br />
De ontwikkeling van de productiemiddelen is voortaan losgekoppeld van de<br />
ontwikkeling van het transmissienet. Wat de productie betreft, heeft de CREG<br />
van de wetgever de opdracht gekregen om een indicatief tienjarenprogramma<br />
op te stellen voor de elektriciteitsproductiemiddelen. Dit Programma moet<br />
iedere drie jaar worden bijgewerkt.<br />
6 Bij deze spanningsniveaus wordt de algemene evolutie van het verbruik op het niveau van de knooppunten van het<br />
transmissienet geëvalueerd, en niet op het niveau van de eindverbruiker die op lagere spanningsniveaus is<br />
aangesloten.<br />
7 Het Technische Reglement voorziet een meldingstermijn van zes maanden.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
27
28<br />
Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor de periode 2002-2011<br />
werd op 15 januari 2002 8 opgesteld. Hierin vindt u onder meer een plan met de<br />
beste technologieën die moeten worden ingevoerd om zo goedkoop mogelijk op<br />
de behoeften in te spelen, rekening houdend met de verplichtingen op het<br />
gebied van milieu en bevoorradingszekerheid en waarbij de diversifiëring van de<br />
bronnen die worden aangewend voor de energiebevoorrading wordt<br />
gewaarborgd. Dit Indicatief Programma van de Productiemiddelen vormt een<br />
hulpmiddel voor de overheden die een energiebeleid wensen uit te werken en<br />
het vormt een referentiekader voor de partijen die daarin wensen te investeren.<br />
Het programma heeft echter geen dwingend karakter: het initiatief om in<br />
bepaalde productiemiddelen te investeren, wordt volledig door de markt<br />
bepaald. Bovendien vindt u in het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen geen enkele informatie over de daadwerkelijke lokalisatie<br />
van de nieuwe eenheden.<br />
In de context van een vrijgemaakte markt is de elektriciteitsproductie een<br />
concurrentiële activiteit geworden, die hoofdzakelijk wordt gestuurd door de<br />
wetten van de markt. De beslissingen om te investeren zijn voortaan gebaseerd<br />
op criteria van economische rendabiliteit en zijn erop gericht om het risico voor<br />
de investeerders en de exploitanten tot een minimum te beperken. De<br />
beslissing om nieuwe productie-installaties te bouwen wordt onafhankelijk door<br />
iedere producent genomen, waarbij geen rekening meer moet worden gehouden<br />
met wettelijke verplichtingen op het vlak van de coördinatie van deze<br />
investeringen.<br />
Daarnaast behoudt de overheid zich het recht voor om de beslissingen op het<br />
vlak van de investeringen te sturen met het oog op de bevoorradingszekerheid,<br />
de toegang tot energie voor allen, een rationeel beheer van de energiemiddelen,<br />
een beheersing van de milieueffecten enz… In de praktijk betekent dit dat de<br />
overheid bepaalde productiemiddelen kan verbieden en andere kan stimuleren.<br />
Aangezien dit energiebeleid zomaar nog pas is afgerond, is het moeilijk om in te<br />
schatten op welke manier de investeerders zullen reageren op de<br />
ondersteuningsmaatregelen die in dit verband zullen worden genomen.<br />
Tenslotte zal de evolutie van het productiepark ook worden beïnvloed door de<br />
technologische ontwikkelingen en het effect van het beleid van de openbare<br />
overheden.<br />
Onzekerheden in verband met de transit- en importfluxen<br />
Het 380 kV-220 kV-net heeft aansluitingspunten met Nederland en Frankrijk 9 .<br />
Het 150 kV-net, dat vermazingen tussen de knooppunten van het 380 kV-net<br />
verzekert, kan daarom worden beïnvloed door de fluxen die op de<br />
spanningsniveaus 380 kV-220 kV worden vervoerd. In bepaalde<br />
omstandigheden kan het 150 kV-net een knelpunt vormen voor de import of de<br />
transit.<br />
8 Op 15 januari 2002 werd een werkdocument in verband met het Indicatief Programma van de Productiemiddelen van<br />
elektriciteit door de CREG opgesteld. De definitieve versie van dit document, die door de Algemene Raad van de<br />
CREG werd goedgekeurd en die op de internet-site van de CREG werd gepubliceerd, is gedateerd van 19 december<br />
2002.<br />
9 België heeft geen enkele rechtstreekse verbinding met Duitsland.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De ontwikkeling van het 380 kV-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor<br />
de hypotheses in verband met de import en de transit en de afkomst en de<br />
bestemming van de beschouwde fluxen.<br />
De volumes van de elektrische energie die wordt geïmporteerd of geëxporteerd,<br />
zijn van verschillende criteria afhankelijk: overschotten en/ of tekorten in de<br />
buurlanden, prijsverschillen tussen België en de buurlanden, beschikbare<br />
transmissiecapaciteit op de interconnectielijnen met Nederland en Frankrijk.<br />
De vrijgemaakte markt is een recente realiteit; wij kunnen dan ook niet<br />
voldoende terugvallen op ervaring op dit vlak. Het is daarom uitermate moeilijk<br />
om de evolutie van de prijzen te trachten te voorspellen. Ook de evaluatie van<br />
de elasticiteit van de prijzen ten opzichte van de vraag naar geïmporteerde<br />
elektrische energie is erg delicaat.<br />
Er zijn erg weinig aanwijzingen beschikbaar in verband met de evolutie van de<br />
productiemiddelen – en dus van de beschikbare volumes – van de buurlanden<br />
binnen de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt beschouwd.<br />
De transmissiecapaciteiten die beschikbaar zijn voor de transacties met<br />
Nederland en Frankrijk worden tenslotte niet meer eenvoudigweg berekend op<br />
basis van de transmissiecapaciteit van de interconnectielijnen over de grenzen<br />
van deze landen 10 . Ze worden immers beïnvloed door de verdeling van de<br />
geïmporteerde fluxen tussen de grenzen met Frankrijk en Nederland. Deze<br />
verdeling wordt op haar beurt dan weer door verschillende factoren beïnvloed:<br />
herkomst van de geïmporteerde elektrische energie, volumes, herkomst en<br />
bestemming van de transitfluxen die het land doorkruisen, evolutie van de<br />
netten in de buurlanden – en daarover hebben we weinig informatie, zeker<br />
tegen het jaar 2009.<br />
Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen maakt een onderscheid<br />
tussen vier importvarianten. De “hoge variant” komt overeen met het<br />
waarschijnlijke productietekort tegen het einde van de termijn die door het<br />
huidige Ontwikkelingsplan wordt beschouwd. Deze variant is gebaseerd op<br />
ramingen met betrekking tot het aanbod dat in België beschikbaar is en het<br />
verbruik tegen die datum. Toch geeft het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen geen enkele informatie over de sites vanwaar die elektrische<br />
energie zal moeten worden geïmporteerd.<br />
Overigens houdt het Programma ook geen rekening met de productie-eenheden<br />
in België, waarvan de elektriciteit voor exportdoeleinden bedoeld zou zijn.<br />
Tegen het einde van de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt<br />
beschouwd, zou de situatie van het productiepark niet op een ingrijpende<br />
manier gewijzigd mogen zijn. De overschotten van de eigen productie ten<br />
opzichte van het eigen verbruik van België zouden beperkt moeten blijven en<br />
buiten de “kritieke” momenten voor het net moeten blijven, rekening houdend<br />
met de dimensionering van dat net. De exportfluxen worden dan ook niet als<br />
doorslaggevend beschouwd in de dimensionering van het net.<br />
De evaluatie van de transitfluxen valt buiten het referentiekader van het<br />
Indicatief Programma van de Productiemiddelen. De hypotheses, die in het<br />
10 De netto transfercapaciteiten tussen België en haar buurlanden, die voor de winter van 2000-2001 en voor de zomer<br />
van 2001 door de ETSO werden gepubliceerd op basis van de gegevens die werden vrijgegeven door de beheerders<br />
van de betrokken netten, zijn beschikbaar in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
29
30<br />
Ontwikkelingsplan worden beschouwd voor de transitfluxen die door België<br />
worden geleid, komen overeen met het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen en zijn ook gebaseerd op scenario’s, die werden uitgewerkt<br />
door TenneT, de beheerder van het Nederlandse net in zijn “Capaciteitsplan<br />
2001-2007”. Bovendien houden deze scenario’s geen rekening met de limieten<br />
van de grensoverschrijdende interconnectielijnen van het Nederlandse en het<br />
Belgische net.<br />
Onzekerheden in verband met de decentrale productie<br />
De impact van een decentraal productiemiddel op het net is vooral afhankelijk<br />
van zijn type, zijn eventueel intermitterende karakter, de mogelijkheden op het<br />
vlak van de sturing van de elektriciteitsproductie en de omvang van de eenheid<br />
en het spanningsniveau waarop het is aangesloten.<br />
Door de decentrale productie kan een deel van de elektriciteitsproductie via<br />
plaatselijke netten met laag- of middenspanning naar de verbruiker worden<br />
geleid. Op die manier kan het hoogspanningsnet enigszins worden ontlast. Dit<br />
zou in het transmissienet tot een stagnatie of zelfs een verlaging van het netto<br />
verbruik kunnen leiden. Maar hoewel de decentrale productie zou kunnen<br />
toelaten om investeringen in het hoogspanningsnet tijdelijk uit te stellen, blijft<br />
haar impact beperkt en zou het net zo moeten worden geconfigureerd dat het<br />
iedere productie-omstandigheid die inherent is aan dit soort eenheden kan<br />
opvangen.<br />
De decentrale productiemiddelen, zoals warmtekrachtkoppeling en windenergie,<br />
worden gestuurd volgens de karakteristieken die inherent zijn aan het type<br />
productie en niet volgens de elektriciteitsbehoeften. Bij wijze van voorbeeld<br />
kunnen we hier zeggen dat de productie van elektriciteit uit windenergie slechts<br />
kan worden geschat op basis van hypotheses over de kracht en de<br />
schommelingen van de wind. Bij warmtekrachtkoppeling wordt de productie<br />
bepaald door een industrieel proces, dat best van wat dichterbij wordt bekeken.<br />
Zolang deze middelen slechts een klein percentage van het vermogen van het<br />
productiepark uitmaken, zijn nauwkeurige evaluaties niet nodig. Dit zal echter<br />
veranderen zodra hun belang een aanzienlijk niveau bereikt.<br />
Daarenboven moet bijzondere aandacht worden besteed aan de nodige<br />
middelen voor de compensatie van blindvermogen, gelet op de inductieve<br />
afnames van deze installaties. De inplanting van die compensatiemiddelen per<br />
spanningsniveau van het net wordt zorgvuldig bestudeerd in functie van de<br />
beschikbare informatie in verband met de geplande decentrale productie-<br />
eenheden.<br />
Onzekerheden in verband met de beheersing van de vraag<br />
De ontwikkeling van het elektriciteitstransmissienet wordt meer bepaald<br />
gestuurd door de toename van het verbruik die op het niveau van de<br />
knooppunten van het net worden beschouwd. Op die spanningsniveaus is de<br />
samenvoeging van de vraag van dien aard, dat men aanneemt dat de<br />
wisselvalligheden in verband met het eindverbruik elkaar compenseren.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De belangrijkste bron van onzekerheid in verband met de vraag houdt evenwel<br />
verband met de potentiële impact van het beleid dat wordt gevoerd om de<br />
vraag onder controle te houden 11 . Dit aspect is grotendeels afhankelijk van de<br />
reactie van de verbruiker op de ondersteuningsmaatregelen die hiervoor worden<br />
ingevoerd.<br />
Deze impact is overigens om verschillende redenen moeilijk kwantificeerbaar.<br />
De penetratie van de acties is niet lineair in de tijd 12 . Bovendien wordt ze<br />
beïnvloed door externe parameters zoals de economische groei, de gemiddelde<br />
temperatuur en de energetische vervangingsmiddelen. Ze is eveneens<br />
onderhevig aan interferenties met andere sectoren. De evaluaties van de<br />
effecten van het beleid waarmee men de vraag wil beheersen, leveren<br />
grootteordes op die omzichtig dienen te worden geïnterpreteerd.<br />
In deze context moet de beheerder van het net dus nastreven om het net zo te<br />
ontwikkelen, dat aan ieder lokaal verbruik kan worden voldaan, wat ook het<br />
afnameniveau is.<br />
Om in termen van verbruiksevolutie een zo breed mogelijk spectrum te<br />
bestrijken, zal het Ontwikkelingsplan worden getoetst aan twee sterk<br />
contrasterende varianten, op hun beurt geïnspireerd door de varianten die door<br />
het <strong>Federaal</strong> Planbureau werden voorgesteld:<br />
• de “Kyoto-variant” of de “lage” verbruiksvariant, die ervan uitgaat dat de<br />
milieudoelstellingen worden gehaald conform de aangegane verbintenissen in<br />
het kader van het Kyoto-protocol;<br />
• de “macro-economische variant” of de “hoge” verbruiksvariant, die een<br />
sterkere stijging van het elektriciteitsverbruik voorziet, in het licht van de<br />
recente opwaartse trends in het verbruik.<br />
1.2.3 DE VISIE OP KORTE EN MIDDELLANGE TERMIJN<br />
Gelet op de vele onzekerheden die de ontwikkeling van het net omgeven, is het<br />
aangewezen verschillende alternatieve oplossingen achter de hand te houden en<br />
daarenboven alle nodige maatregelen te nemen om snel te kunnen reageren op<br />
onvoorziene omstandigheden.<br />
Daarom is de methodologie die in het kader van het Ontwikkelingsplan werd<br />
ontwikkeld, op twee fases gebaseerd: een eerste fase beperkt zich tot de korte<br />
termijn en een tweede fase bestrijkt de middellange termijn.<br />
De eerste fase heeft betrekking op de eerste helft van de periode van zeven<br />
jaar die door het Ontwikkelingsplan wordt gedekt. Voor deze periode is het van<br />
essentieel belang dat de beste keuze worden gemaakt. De beslissingen die dan<br />
worden genomen, zijn immers zo goed als onomkeerbaar. Gezien de termijnen<br />
die nodig zijn om versterkingen door te voeren, is het immers bijna niet<br />
mogelijk om beslissingen uit te stellen of te herroepen 13 . Bij de eerste fase van<br />
11 Bij het beleid waarmee men de vraag probeert te beheersen, maakt men een onderscheid tussen twee types<br />
maatregelen:<br />
• enerzijds maatregelen die tot doel hebben om het energieverbruik in absolute cijfers te verminderen; meestal<br />
gebeurt dit door het gebruik van uitrustingen die zuiniger met energie omspringen;<br />
• anderzijds maatregelen die tot doel hebben om het verbruik op piekmomenten te verminderen en dat verbruik uit te<br />
stellen of te vervroegen, vb. door de toepassing van piek- en daltarieven.<br />
12 Zij volgt een S-vormige curve.<br />
13 Zonder onnodige extra kosten met zich mee te brengen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
31
32<br />
het plan zijn alle versterkingen voorzien die nodig zijn om de betrouwbare<br />
werking van het net te kunnen blijven vrijwaren.<br />
De tweede fase heeft betrekking op de volgende jaren binnen die termijn van<br />
zeven jaar waarop het Ontwikkelingsplan slaat. Op die langere termijn is het<br />
niet mogelijk om gefundeerde beslissingen te nemen, aangezien er te weinig<br />
nauwkeurige informatie voorhanden is over de parameters die van<br />
doorslaggevend belang zijn voor de ontwikkeling van het net. Het is echter wel<br />
van belang om ervoor te zorgen dat de beslissingen die in het kader van de<br />
eerste fase werden genomen, de toekomstige ontwikkeling niet in gevaar<br />
brengen. Die beslissingen moeten immers nog de mogelijkheid open laten voor<br />
alle scenario’s die voor de tweede ontwikkelingsfase werden beschouwd.<br />
Voor deze periode geeft het Ontwikkelingsplan:<br />
• indicatieve versterkingspistes;<br />
• beslissingen in verband met studieprojecten over installaties met langere<br />
realisatietermijnen.<br />
Alle varianten die voor de tweede fase worden beschouwd, zullen in ieder geval<br />
opnieuw worden geëvalueerd bij de uitwerking van de volgende<br />
Ontwikkelingsplannen en zullen op hun beurt tot nauwkeurige en bindende<br />
beslissingen leiden.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
2 Evolutie van het<br />
verbruik<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
33
34<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De geraamde evoluties van het elektriciteitsverbruik, voor alle afnamepunten<br />
die via de verschillende voedingspunten van het net worden bevoorraad en die<br />
hierna “lokaal afnamepunt” worden genoemd, behoren tot de exogene gegevens<br />
die in de load-flowmodellen worden ingevoerd om op basis daarvan de nodige<br />
versterkingen te bepalen.<br />
De uitwerking van lokale verbruiksprognoses is dan ook een onmisbare fase bij<br />
het opstellen van het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitnet.<br />
Die lokale verbruiksprognoses komen voort uit een vergelijkingsproces tussen<br />
twee informatiebronnen die elk vanuit een andere logica vertrekken, meer<br />
bepaald vanuit een “macro-economische” en een “micro-economische”<br />
invalshoek.<br />
De macro-economische informatie is gebaseerd op de energievooruitzichten van<br />
het <strong>Federaal</strong> Planbureau 14 . Bij de micro-economische benadering worden dan<br />
weer prognoses voor elk lokaal verbruik opgesteld op basis van<br />
geïndividualiseerde analyses, historische observaties en groeiverwachtingen die<br />
door de netgebruikers zelf worden aangekondigd.<br />
De confrontatie tussen beide informatiebronnen kan worden beschouwd als een<br />
synthese van enerzijds de “top-down” methode en anderzijds de “bottom-up”<br />
benadering.<br />
Figuur 2.1: Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen<br />
Hoe de lokale verbruiksvooruitzichten uitgewerkt worden, wordt hierna<br />
gedetailleerd beschreven. In deel 2.1 wordt het macro-economische<br />
referentiekader beschreven, namelijk de energievooruitzichten van het <strong>Federaal</strong><br />
Planbureau. De micro-economische benadering met betrekking tot de<br />
modellering van het verbruik voor ieder lokaal afnamepunt en de integratie<br />
14 “Energievooruitzichten 2000-2020: Exporatieve scenario’s voor België”, <strong>Federaal</strong> Planbureau (Planning Paper 88),<br />
januari 2001.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
35
36<br />
ervan in het macro-economische kader wordt daarna uiteengezet in deel 2.2. In<br />
deel 2.3 tenslotte wordt een cijfermatig overzicht gegeven van de<br />
verbruiksvooruitzichten tegen het jaar 2006 en tegen het jaar 2009.<br />
2.1 ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL<br />
PLANBUREAU<br />
Het macro-economische referentiekader dat werd gebruikt bij de berekening<br />
van de vooruitzichten van het lokaal verbruik, die werden opgesteld voor de<br />
behoeften van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet, is gebaseerd op de<br />
energievooruitzichten voor België, zoals die door het <strong>Federaal</strong> Planbureau<br />
werden geformuleerd. Deze werden opgesteld met behulp van het PRIMES-<br />
model 15 .<br />
Wat de marktontwikkelingen betreft, neemt het <strong>Federaal</strong> Planbureau<br />
verscheidene varianten in overweging. De onderlinge verschillen tussen die<br />
varianten situeren zich op het vlak van macro-economische werkhypotheses,<br />
prijzen van energiegrondstoffen en politieke beleidskeuzes zoals de uitstap uit<br />
de kernenergie en de verplichtingen van het Kyoto-protocol.<br />
Voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden uit de varianten die in de<br />
werken van het <strong>Federaal</strong> Planbureau werden beschreven, twee varianten<br />
weerhouden: de “Kyoto-variant” en de “macro-economische variant”. Deze twee<br />
varianten leiden tot erg uiteenlopende vooruitzichten op het vlak van de<br />
evolutie van het elektriciteitsverbruik, waardoor een breed spectrum van<br />
mogelijke ontwikkelingen kan worden bestreken. Deze varianten sluiten<br />
overigens aan bij twee van de vier vraagscenario’s die de CREG in haar<br />
Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit 2002-2011<br />
heeft opgenomen, namelijk de scenario’s die worden aangeduid met de namen<br />
“Beheersing van de vraag” en “Business as usual 16 ”.<br />
De “Kyoto-variant” leidt tot de meest gematigde perspectieven voor het<br />
Belgische elektriciteitsverbruik. Deze variant simuleert immers een Belgisch<br />
energiesysteem dat rekening houdt met de opgelegde beperking van CO2-<br />
emissies in het kader van het Kyoto-protocol, waartoe België zich heeft<br />
verbonden.<br />
De “macro-economische variant”, daarentegen, weerspiegelt een sterke stijging<br />
van het Belgische elektriciteitsverbruik. Enerzijds is deze variant gebaseerd op<br />
de hoogste economische groeiverwachtingen, die zich vooral na 2005<br />
15 PRIMES is een energiemodel dat de Europese energiemarkt in zijn geheel en de energiemarkten van de lidstaten op<br />
lange termijn simuleert (tegen het jaar 2030). Dit model is een instrument waarmee men de energiemarkt kan<br />
analyseren, voorspellingen kan maken over deze markt, rekening houdend met de verschillende varianten op het vlak<br />
van de externe omgeving (economische groei en structuur, prijs van de brandstoffen enz…). Bovendien kan men<br />
dankzij dit model de impact van politieke keuzen op het energievlak simuleren. Dit is een partieel evenwichtmodel,<br />
gebaseerd op de hypothese dat zowel producenten als consumenten op prijssignalen reageren. Het evenwicht wordt<br />
bereikt wanneer in ieder segment van het energiesysteem de prijs de vraag en het aanbod op dezelfde hoogte<br />
brengt. Het evenwicht wordt “partieel” genoemd omwille van het feit dat er geen feedback is van de energetische<br />
sfeer naar de economische sfeer. Het elektriciteitsverbruik vormt één van de segmenten van de endogeen gemaakte<br />
energiemarkt in PRIMES. Lezers die geïnteresseerd zijn in een volledige beschrijving hiervan, kunnen terecht in<br />
bijlage 1 van de Planning Paper 88 van het Federale Planbureau.<br />
16 Op te merken valt dat dit scenario grotendeels geïnspireerd is op de referentievariant van het <strong>Federaal</strong> Planbureau en<br />
afwijkt van de “macro-economische variant” die in dit document naar voren wordt geschoven. Wat het afgenomen<br />
vermogen betreft, is die afwijking echter verwaarloosbaar klein. Deze zou tegen het jaar 2006 slechts 0,5% en tegen<br />
het jaar 2009 1,5% vertegenwoordigen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
nadrukkelijk in de industriële activiteiten zouden moeten doorzetten. Anderzijds<br />
houdt zij geen rekening met de beperkingen voortvloeiend uit de verbintenissen<br />
die België in het kader van het Kyoto-protocol is aangegaan.<br />
De netbeheerder heeft de opdracht om het net zo te ontwikkelen dat hij een<br />
adequate capaciteit kan waarborgen. Dit verantwoordt de keuze om de “hoge”<br />
variant op het vlak van de vooruitzichten van het elektrische verbruik te<br />
weerhouden. Zo kan hij het net dimensioneren dat het aan elk lokale afname<br />
kan voldoen, wat ook het niveau van de vraag is.<br />
Bovendien voorziet de methodologie voor de dimensionering van het net in twee<br />
fases in het Ontwikkelingsplan een “stevige” ontwikkeling op korte termijn en<br />
een “soepele” ontwikkeling op middellange termijn. Volgens deze hypothese kan<br />
redelijkerwijze ervan uit worden gegaan dat wanneer men een investering<br />
beslist door overschatting van het verbruik men slechts anticipeert op een<br />
investering die waarschijnlijk enkele jaren later toch zou moeten worden<br />
gerealiseerd.<br />
Het deel 2.1.1 overloopt kort de belangrijkste onderliggende hypotheses van<br />
deze twee varianten van de energievooruitzichten van het <strong>Federaal</strong> Planbureau.<br />
De eruit voortvloeiende vooruitzichten voor het elektriciteitsverbruik en hun<br />
opsplitsing naar activiteitensectoren worden in deel 2.1.2 uiteengezet.<br />
2.1.1 BASISHYPOTHESES<br />
De ontwikkeling van het elektriciteitsnet is gebaseerd op de verwachtingen van<br />
het <strong>Federaal</strong> Planbureau, zoals vervat in de Planning Paper 88, waarvan de<br />
hypotheses in de volgende delen beknopt worden toegelicht. Deze hypotheses<br />
worden voor beide varianten (“Kyoto”-variant en “macro-economische” variant)<br />
gebruikt, met uitzondering van de veronderstelde groei van de Belgische<br />
economie.<br />
Economische groeihypotheses voor België<br />
De economische groeiverwachtingen voor het BBP waarop de simulaties voor de<br />
periode 2002-2009 zijn gebaseerd, situeren zich rond 2,3% per jaar voor de<br />
“Kyoto-variant” en rond 2,4% voor de “macro-economische variant”.<br />
In beide varianten wordt uitgegaan van een lichte vertraging van de<br />
economische groei tijdens het tweede gedeelte van de beschouwde periode ten<br />
opzichte van het eerste gedeelte.<br />
In de industrie zouden de activiteiten het sterkst groeien. Binnen die sector<br />
zouden vooral de energie-intensieve bedrijfstakken (chemie, staalnijverheid)<br />
bijzonder dynamisch voor de dag komen.<br />
Ook in de dienstensector zou de groei sterk zijn, zij het in iets mindere mate<br />
dan de groei van de industriële activiteiten.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
37
38<br />
Demografische hypotheses<br />
Op basis van de hypotheses dat, enerzijds, de gemiddelde grootte van de<br />
gezinnen kleiner zal worden 17 en, anderzijds, de Belgische bevolking zal<br />
toenemen 18 , zou het aantal gezinnen tijdens de periode 2002-2009 een<br />
gemiddelde aangroei van 0,5% per jaar kennen.<br />
Hypotheses met betrekking tot de prijzen van energieproducten<br />
Figuur 2.2 toont de onderliggende tendensen voor de internationale<br />
brandstofprijzen. De steenkoolprijs zou stabiel blijven, terwijl de prijsnoteringen<br />
van aardolie en aardgas na 2005 een stijging zouden laten optekenen.<br />
Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in constante Euro van 1990/toe)<br />
Klimaathypotheses<br />
Er wordt verondersteld dat de klimaatomstandigheden tijdens de beschouwde<br />
periode constant zullen blijven. Als referentie worden daarbij de<br />
klimaatomstandigheden gehanteerd die in 1995 werden opgetekend 19 .<br />
17 De gemiddelde gezinsgrootte wordt voor <strong>2010</strong> op 2,3 leden geraamd, daar waar zij in 2000 nog 2,4 leden bedroeg.<br />
Deze evolutie is sociaal-cultureel van aard en houdt verband met de opkomst van “atypische” gezinsvormen zoals<br />
éénoudergezinnen, alleenstaanden, gescheiden ouders enz.<br />
18 België zal in <strong>2010</strong> naar schatting 10,332 miljoen inwoners tellen, tegenover 10,281 miljoen in 2000.<br />
19 De klimaatomstandigheden worden gemodelleerd op basis van het aantal graaddagen, d.w.z. de som van de<br />
verschillen tussen 15°C en de gemiddelde dagtemperaturen, voor zover die laatste zich onder 15°C bevinden.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
2.1.2 VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK<br />
Volgens de “Kyoto-variant” zou het Belgische elektriciteitsverbruik tijdens de<br />
periode 2002-2009 met gemiddeld 1,2% per jaar toenemen, om aan het einde<br />
van de beschouwde periode 88 TWh te bedragen. Volgens de alternatieve<br />
variant of de “macro-economische variant” zou het gemiddelde verbruik sneller<br />
toenemen, en wel met ongeveer 2,0% per jaar, wat in 2009 tot een totaal<br />
elektriciteitsverbruik van 93 TWh zou leiden.<br />
De figuur 2.3 toont de voorspelde evolutie van het Belgische<br />
elektriciteitsverbruik volgens beide varianten.<br />
Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2001 en 2009 volgens de<br />
“Kyoto-variant” en de “macro-economische variant” (in TWh)<br />
De structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik per activiteitensector,<br />
hierna de “sectorale structuur” genoemd, zal in beide beschouwde varianten in<br />
hoge mate gelijklopen en blijft betrekkelijk stabiel tijdens de beschouwde<br />
periode. Ze blijft immers gekenmerkt door een overwicht van de industrie –<br />
goed voor meer dan de helft van het totale elektriciteitsverbruik – en door een<br />
niet verwaarloosbaar aandeel van het huishoudelijke verbruik, dat bijna één<br />
derde van dat totale verbruik voor zijn rekening neemt.<br />
In de hiernavolgende delen worden de vooruitzichten op het vlak van het<br />
elektriciteitsverbruik geschetst, zoals die uit beide varianten naar voren komen<br />
en wel vanuit twee invalshoeken:<br />
• de sectorale structuur van het elektriciteitsverbruik van nu tot 2009;<br />
• de gemiddelde sectorale groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen<br />
2002 en 2009.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
39
40<br />
Sectorale structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik<br />
De sectorale structuren van het elektriciteitsverbruik die in beide varianten<br />
worden geprojecteerd, vertonen weinig verschillen.<br />
De grote tendensen, die zich tussen nu en 2009 aftekenen, zijn de volgende:<br />
• De industrie zal nog altijd het leeuwendeel van het elektriciteitsverbruik voor<br />
haar rekening nemen (53%). Binnen die sector zullen de chemische nijverheid<br />
en, in een mindere mate, de ijzer- en staalindustrie de grootste<br />
elektriciteitsvolumes verbruiken, aangezien beide bedrijfstakken alleen al goed<br />
zijn respectievelijk 19% en 8 tot 9% van het totale elektriciteitsverbruik in<br />
België.<br />
• Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal eveneens aanzienlijk blijven: de<br />
huishoudelijke verbruikers zullen ongeveer 28% van het totale<br />
elektriciteitsverbruik vertegenwoordigen.<br />
• Tenslotte en ondanks de forse toename die tijdens de beschouwde periode<br />
wordt opgetekend, zal het elektriciteitsverbruik van de dienstensector<br />
gematigd blijven in vergelijking met de industriële en huishoudelijke sectoren.<br />
De tertiaire sector zal hooguit 16 tot 17% van het totale elektriciteitsverbruik<br />
voor zijn rekening nemen.<br />
De tabellen 2.4 en 2.5 geven meer details over de geprojecteerde evolutie van<br />
het elektriciteitsverbruik (in GWh) tussen 2002 en 2009, respectievelijk voor de<br />
“Kyoto” en de “macro-economische” varianten.<br />
Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyoto-variant”)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macro-economische variant”)<br />
Sectorale groeipercentages tussen 2002 en 2009<br />
De gemiddelde jaargroei van het Belgische elektriciteitsverbruik over de periode<br />
2002-2009 zou volgens de “Kyoto-variant” 1,2% en volgens de “macro-<br />
economische variant” 2% bedragen. Dit groeiverschil tussen beide varianten<br />
wordt in dezelfde verhouding teruggevonden in de verschillende sectoren, op<br />
enkele uitzonderingen na, die met overschakelingen op andere brandstoffen te<br />
maken hebben.<br />
Bovendien moet erop gewezen worden dat de evolutie van de verscheidene<br />
sectoren binnen de beschouwde periode in beide varianten gelijklopend is,<br />
ondanks de onderliggende hypothese van een economische groeivertraging<br />
tijdens het tweede deel van de beschouwde periode. Deze vaststelling duidt op<br />
een toenemende elektrificatie van de Belgische economie.<br />
“Kyoto-variant”<br />
De tertiaire sector zou, met een gemiddelde stijging van 2,3% per jaar, de<br />
sterkste groei van het elektriciteitsverbruik vertonen. Deze trend zou kunnen<br />
wijzen op de economisch goede gezondheid van de dienstensector, maar ook op<br />
een minder uitgesproken daling van de globale energie-intensiteit van deze<br />
sector 20 in vergelijking met andere economische sectoren.<br />
20 Voor de periode 2000-2020 houden de energievooruitzichten van het <strong>Federaal</strong> Planbureau rekening met een<br />
gemiddelde daling van de energie-intensiteit (verhouding tussen het energieverbruik en de waarde van de productie)<br />
van 0,14% voor de dienstensector tegenover 1,74% voor de economie in haar geheel.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
41
42<br />
In de transportsector zou het elektriciteitsverbruik aan een betrekkelijk hoog<br />
groeiritme van gemiddeld 2,1% op jaarbasis toenemen. Deze hoge dynamiek<br />
kan worden verklaard door de toegenomen transportbehoeften, gekoppeld aan<br />
een intensiever gebruik van het spoorwegtransport, dat in hoge mate op<br />
elektriciteit is aangewezen, zowel voor het personen- als voor het<br />
goederenvervoer.<br />
Het elektriciteitsverbruik in de industrie zou weliswaar minder krachtig<br />
toenemen dan in de diensten- en transportsector, maar zou toch over de<br />
beschouwde periode nog een sterke toename kennen, met een gemiddelde<br />
groei van 1,6% per jaar. Een nadere analyse van de verschillende subsectoren<br />
leert ons dat de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie vooral<br />
door de chemische nijverheid en door de ijzer- en staalindustrie zou worden<br />
gedragen, niet alleen wegens hun gewicht, maar ook door hun sterke<br />
dynamiek: het gemiddelde elektriciteitsverbruik van deze sectoren zou op<br />
jaarbasis immers toenemen met respectievelijk 2,8% en 2,3%. In de overige<br />
industriële subsectoren zou er een heel wat bescheidener groei van het<br />
elektriciteitsverbruik worden opgemeten.<br />
Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen 21 zou in de “Kyoto-variant” een<br />
gemiddelde nulgroei op jaarbasis laten zien. Deze stagnatie vindt haar<br />
oorsprong in het gelijktijdig optreden van fenomenen, waarvan de<br />
respectievelijke weerslag op het huishoudelijke elektriciteitsverbruik elkaar<br />
compenseren:<br />
• Een toename van het elektriciteitsverbruik in de huishoudelijke sector als een<br />
gevolg van het groeiend aantal gezinnen. Deze impact zal nog worden<br />
versterkt door de stijging van het gemiddelde beschikbare inkomen, dat zowel<br />
een intensiever gebruik van huishoudelijke elektrische toestellen met zich<br />
brengt als een toename van te verwarmen woningoppervlaktes.<br />
• Een aantal fenomenen van structurele aard, die ertoe zullen leiden dat<br />
gezinnen minder elektriciteit zullen verbruiken, een verbetering van het<br />
energierendement van huishoudelijke elektrische toestellen, de omschakeling<br />
van elektriciteit op gas voor verwarmingsdoeleinden enz…<br />
“Macro-economische variant”<br />
De tertiaire sector zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld 3,7% per jaar<br />
zien toenemen.<br />
De transportsector, van zijn kant, zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld<br />
2,8% per jaar zien stijgen. Dit is een ietwat hoger groeitempo dan volgens de<br />
“Kyoto-variant”. In vergelijking met de andere activiteitensectoren is deze<br />
bijkomende toename van het elektriciteitsverbruik echter minder uitgesproken.<br />
De beperking van de CO2-emissies werkt in deze sector immers minder<br />
remmend op het elektriciteitsverbruik, aangezien een geringere CO2-uitstoot<br />
hier enkel kan worden bereikt door een hypothetische verbetering van het<br />
energierendement van andere transportmiddelen dan de spoorweg, die niet op<br />
elektriciteit aangewezen zijn.<br />
Het elektriciteitsverbruik van de industrie zou gemiddeld met 2,4% per jaar<br />
toenemen. Alle industriële sectoren, met uitzondering van de ijzer- en<br />
21 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode<br />
als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
staalindustrie, zouden tot dit verschil bijdragen. Vooral voor de sectoren<br />
metaalverwerking, textiel, leder, kleding en raffinaderijen zou de “macro-<br />
economische variant” een hoger en zelfs aanzienlijk hoger elektriciteitsverbruik<br />
in het vooruitzicht stellen.<br />
Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen 22 kan als stabiel worden omschreven,<br />
aangezien het een gemiddelde groei van amper 0,4% per jaar zou bereiken. Net<br />
als bij de “Kyoto-variant” zou de evolutie van het verbruik ook hier door elkaar<br />
opheffende fenomenen worden gekenmerkt. In de “macro-economische variant”<br />
is de impact van het beschikbare inkomen echter aanzienlijk krachtiger, wegens<br />
de optimistischere economische groeiverwachtingen.<br />
Overzichtstabel<br />
De tabel 2.6 geeft een overzicht van de jaarlijkse groeipercentages van het<br />
elektriciteitsverbruik tussen 2002 en 2009, naar sector uitgesplitst en<br />
respectievelijk voor de “Kyoto” en de “macro-economische” varianten.<br />
Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2002-2009)<br />
2.2 MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL<br />
AFNAMEPUNT<br />
Een van de grote uitdagingen bij de ontwikkeling van het net bestaat erin om<br />
een precies inzicht te verwerven in het chronologische gedrag van de lokale<br />
afnamepunten, die via dat net worden bevoorraad. Het verbruiksniveau van een<br />
lokaal afnamepunt schommelt immers aanzienlijk naargelang van het tijdstip<br />
van de dag, de dag van de week en het seizoen.<br />
Daarbij worden er aanzienlijke verschillen vastgesteld naargelang van het type<br />
van lokaal verbruik:<br />
22 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode<br />
als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen).<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
43
44<br />
• Voor een lokaal verbruik van het “huishoudelijke” type is de schommeling van<br />
het verbruiksniveau in de loop van een dag betrekkelijk repetitief van dag tot<br />
dag, met hogere niveaus in de winter dan in de zomer en met een jaarlijkse<br />
piek in de winter omstreeks 18.00 u, wanneer de verwarmings- en<br />
verlichtingsbehoeften toenemen.<br />
• Voor een lokaal verbruik van het “tertiaire” type is de schommeling van het<br />
verbruiksniveau min of meer repetitief tijdens de werkdagen, terwijl de dagen<br />
van het weekend veeleer een atypisch verbruikspatroon vertonen.<br />
• Een lokaal verbruik van het “industriële” type is doorgaans constanter tijdens<br />
het volledige jaar. Toch zijn er over het algemeen verbruiksdalingen tijdens de<br />
vakantieperiodes vast te stellen. Soms zijn er ook verbruiksdalingen tijdens de<br />
ploegwissels van de arbeiders te registreren. Bij energie-intensieve industriële<br />
activiteiten kan de verbruikspiek eventueel ook ‘s nachts vallen 23 ,…<br />
De figuren 2.7 tot 2.10 illustreren de verbruikscurven voor verschillende types<br />
lokaal verbruik. Figuur 2.7 toont een curve van lokaal distributieverbruik,<br />
opgedeeld in een “huishoudelijk” en een “tertiair” verbruikstype. De drie andere<br />
figuren tonen verscheidene voorbeelden van lokale verbruikscurven van het<br />
“industriële” type. Deze verbruikscurven zijn representatief voor vier<br />
typedagen 24 en illustreren de vastgestelde verschillen tussen winter en zomer<br />
enerzijds en een werkdag en een zaterdag anderzijds.<br />
Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik op vier typedagen<br />
23 Dit fenomeen is in principe het resultaat van tariefvoordelen die van de producenten werden bedongen.<br />
24 Winterse woensdag (27/11/2002) – winterse zaterdag (30/11/2002) – zomerse woensdag (10/7/2002) – zomerse<br />
zaterdag (13/7/2002)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op 4 typedagen<br />
Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op vier typedagen<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
45
46<br />
Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type “staaloven in nachtbedrijf” op vier<br />
typedagen<br />
De dimensionering van het elektriciteitsnet moet zodanig worden berekend dat<br />
in de mate van het mogelijke steeds voldoende capaciteit beschikbaar is om elk<br />
lokaal verbruik te dekken, ongeacht het verbruiksniveau.<br />
Om alle mogelijke verbruiksniveaus in aanmerking te nemen, zou idealiter met<br />
probabilistische modellen moeten worden gewerkt. Deze modellen zijn op dit<br />
ogenblik echter nog onvoldoende ontwikkeld voor de volledige dimensionering<br />
van het elektriciteitsnet.<br />
Vandaar dat in dit stadium voor de deterministische methode werd geopteerd.<br />
In het kader van dit plan is deze methode gebaseerd op twee werkingspunten<br />
van het net, die op het vlak van de capaciteitsbehoeften als kritiek worden<br />
beschouwd. Het gaat hier om:<br />
• het moment van de hoogste vraag, d.w.z. “op de piek”, dat inderdaad een<br />
kritiek moment vormt op het niveau van het net;<br />
• het moment van een lagere vraag, dat ongeveer 85% van de piekvraag<br />
bedraagt en dat overeenkomt met een situatie in het tussenseizoen, dus<br />
“buiten de piek”. Bij dit werkingspunt kan men rekening houden met een<br />
maximum belasting van sommige elementen van het net ten gevolge van de<br />
mogelijkheden voor een hogere invoer “buiten de piek” en het feit dat<br />
sommige productiemachines in de lagere spanningsnetten worden<br />
uitgeschakeld.<br />
In het vervolg van dit hoofdstuk wordt onder piek verstaan: de nationale piek.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De moeilijkheid van de deterministische methode schuilt in de voorspelling van<br />
elk lokaal verbruik op het ogenblik van de piek. Dit varieert immers van jaar tot<br />
jaar, gezien het in sterke mate afhankelijk is van toevallige<br />
weersomstandigheden.<br />
Van de verbruikers en distributeurs wordt verwacht dat ze verbruiksprognoses<br />
meedelen met betrekking tot de piek van hun eigen lokaal verbruik 25 en de piek<br />
van de afnamepost waarop de lokale verbruikers zijn aangesloten. Op basis<br />
daarvan kunnen, ten behoeve van de dimensionering van het net, prognoses<br />
voor het lokale verbruik worden afgeleid “op de piek” en “buiten de piek”.<br />
De uitwerking van deze prognoses verloopt in meerdere fases, die hierna<br />
beknopt worden toegelicht en die in de volgende delen uitvoeriger aan bod<br />
zullen komen. Voor alle duidelijkheid wordt alleen de benadering voor de<br />
situatie “op de piek” beschreven. Ze is echter rechtstreeks overzetbaar bij de<br />
uitwerking van de prognoses van het lokale verbruik “buiten de piek”.<br />
Voor elk lokaal verbruik worden voor het afgelopen jaar en op basis van de<br />
ingezamelde observatiegegevens, twee waarden bepaald:<br />
• de maximale waarde van het afgenomen vermogen voor deze afnamepost;<br />
• de waarde van het afgenomen vermogen op datzelfde punt op het ogenblik<br />
van de piek.<br />
De verhouding tussen beide waarden levert een “participatiecoëfficiënt” in de<br />
piek op. Met behulp van deze coëfficiënt kunnen lokale verbruiksprognoses op<br />
het ogenblik van de piek worden bepaald, vertrekkend vanuit lokale<br />
verbruiksprognoses op het ogenblik van de lokale piek van elk afnamepunt zelf.<br />
Deze laatste data worden bepaald op basis van historische gegevens en<br />
intentieverklaringen van de klanten. De verkregen lokale verbruiksprognoses<br />
worden vervolgens gecorrigeerd om globaal zo goed mogelijk aan te sluiten op<br />
de prognoses van het elektriciteitsverbruik in België, die in het kader van de<br />
energievooruitzichten van het <strong>Federaal</strong> Planbureau werden opgesteld.<br />
2.2.1 ANALYSE VAN HISTORISCHE OBSERVATIEGEGEVENS<br />
De analyse van historische observatiegegevens verloopt volgens de hierna<br />
beschreven methodologie. Het komt erop aan om:<br />
• vermogensafnamegegevens uit het verleden in te zamelen en te valideren;<br />
• de afnamegegevens op de piek van de post te analyseren;<br />
• de afnamegegevens op de globale piek te analyseren;<br />
• op basis daarvan de participatiecoëfficiënt van elke belasting in de piek af te<br />
leiden.<br />
Inzameling en validering van vermogensafnamegegevens<br />
Om prognoses uit te werken met betrekking tot de verbruikstoename op elk<br />
afnamepunt van het net, moeten eerst de brutogegevens worden ingezameld en<br />
gevalideerd met betrekking tot de historiek van de vermogensafnames van elk<br />
lokaal afnamepunt en van de transformatiepost die dit afnamepunt bevoorraadt.<br />
25 Het Technische Reglement voorziet dat de gebruiker van het net aan de beheerder van het net de beschikbare<br />
planningsgegevens met betrekking tot de 7 jaren die op het lopende jaar volgen, bezorgt. Bovendien was de<br />
procedure voor de planning van het net in het kader van de uitrustingsplannen al gebaseerd op de raadpleging van de<br />
klanten met betrekking tot hun vooruitzichten voor de verbruikspieken.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
47
48<br />
Deze gegeven worden “tellingen” genoemd, zijn voor ieder kwartuur<br />
beschikbaar en zijn afkomstig van de meetpunten.<br />
Deze tellingen worden geanalyseerd om incoherenties en andere gebreken<br />
(ontbrekende waarden, uitzonderlijke waarden enz…) te detecteren. Ze worden<br />
gevalideerd en eventueel gecorrigeerd in overleg met de netgebruikers<br />
(rechtstreekse afnemers of distributeurs).<br />
Lokaal verbruik op de piek van de transformatorpost<br />
De gevalideerde gegevens van het voorbije jaar met betrekking tot het<br />
afgenomen vermogen op elk voedingspunt van het net worden geanalyseerd.<br />
Voor elke transformatorpost wordt het ogenblik van het jaar bepaald, waarop de<br />
post het zwaarst werd belast, d.w.z. de “asynchrone piek”, in die zin dat deze<br />
zich voordoet op een ander ogenblik van de globale verbruikspiek.<br />
Vervolgens worden de bijdragen bepaald van de verschillende lokale verbruiken,<br />
die door de transformatorpost worden gevoed op het ogenblik van zijn<br />
maximale belasting, d.w.z. de asynchrone vermogens 26 .<br />
Lokaal verbruik op het ogenblik van de globale piek<br />
Voor elk afnamepunt dat op het net is aangesloten, wordt ook het niveau van<br />
de vermogensafname op de globale piek bepaald, d.w.z. het “synchrone”<br />
vermogen.<br />
Participatiecoëfficiënt<br />
Voor elk lokaal verbruik wordt de verhouding tussen de “asynchrone” en<br />
“synchrone” vermogens bepaald, hierna “participatiecoëfficiënt” in de piek<br />
genoemd.<br />
2.2.2 “BRUTO”-PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK<br />
Lokale verbruiksprognoses op de piek van de respectieve afnamepunten<br />
Voor elke lokale verbruikersgroep die door het net wordt bevoorraad, worden er<br />
prognoses uitgewerkt van het afgenomen vermogen op het ogenblik van de piek<br />
van de post waarop de groep aangesloten is. Ze worden opgesteld op basis van<br />
het groeipercentage dat als volgt wordt geraamd:<br />
• voor het industriële segment wordt de verwachte toename van het verbruik<br />
door de eindafnemer zelf meegedeeld 27 ;<br />
• voor het verbruik van de distributie 28 bepaalt <strong>Elia</strong>, in overleg met de<br />
distributienetbeheerders, een groeipercentage dat meestal groter is dan nul.<br />
26 Voor het huishoudelijke verbruik wordt dit aandeel herleid tot een niveau dat overeenkomt met dat wat in het geval<br />
van “normale” temperaturen zou zijn bereikt. Deze correctie wordt enkel in het geval van negatieve temperaturen<br />
doorgevoerd. Hiermee wil men een al te sterke invloed van de temperatuur op het huishoudelijke verbruik<br />
neutraliseren, om met genormaliseerde en meer representatieve waarden te kunnen werken.<br />
27 Wanneer de gebruiker hierover geen gegevens verschaft, wordt een nulgroeipercentage gehanteerd.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Lokale verbruiksprojecties op de piek<br />
Het vermogen dat tijdens de piek van de afnameposten door elke lokale<br />
verbruiksgroep wordt afgenomen, wordt met behulp van de<br />
“participatiecoëfficiënten” omgezet in afgenomen vermogen op het ogenblik van<br />
de piek.<br />
2.2.3 “DEFINITIEVE” PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK<br />
De “bruto”-prognoses met betrekking tot het lokale verbruik worden<br />
gecorrigeerd om zo goed mogelijk aan te sluiten op de prognoses van het<br />
elektriciteitsverbruik in België, die in het raam van de energievooruitzichten van<br />
het <strong>Federaal</strong> Planbureau werden opgesteld.<br />
Deze “bijsturing” gebeurt zo dat de verwachte evoluties op het vlak van lokaal<br />
verbruik verenigbaar zijn met:<br />
• de globale prognose van het nationale verbruik “op de piek” of “buiten de<br />
piek” 29 ;<br />
• de sectorale streefwaarden, berekend op basis van de sectorale<br />
groeipercentages die in het gehanteerde macro-economische scenario zijn<br />
opgenomen.<br />
2.3 DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S<br />
Zoals in het begin van dit hoofdstuk werd aangestipt, is de dimensionering van<br />
het elektriciteitsnet onder meer gebaseerd op prognoses met betrekking tot de<br />
afnames van alle lokale verbruikersgroepen, die door het net “op de piek” en<br />
“buiten de piek” worden bevoorraad. Deze gegevens worden hierna per sector<br />
gebundeld, zowel voor de twee deelperiodes van het Ontwikkelingsplan die voor<br />
de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden beschouwd, als voor beide<br />
verbruiksvarianten die in aanmerking zijn genomen.<br />
Vooraleer de resultaten te becommentariëren, moet de aandacht worden<br />
gevestigd op de volgende elementen. Het niveau van een lokaal verbruik in<br />
functie van het tijdstip van het jaar en de dag, nl. zijn “profiel”, vertoont<br />
aanzienlijke verschillen naargelang van het beschouwde verbruikstype:<br />
industrie, gezinnen, handel enz. Deze “desynchronisatie” komt uiteraard ook tot<br />
uiting in de overeenkomstige sectorale totalen. Bijgevolg varieert het relatieve<br />
gewicht van de verschillende sectoren in het totale verbruik naargelang van de<br />
beschouwde referentieperiode. Dit verklaart waarom het relatieve aandeel, in<br />
termen van vermogen, van elke hierna besproken sector “op de piek” of “buiten<br />
de piek” aanzienlijk verschilt van het relatieve gewicht dat aan dezelfde<br />
sectoren wordt toegekend in deel 2.1, waarin het jaarlijkse energieverbruik<br />
onder de loep wordt genomen 30 .<br />
28 Vermogensafnames door de distributienetbeheerders die de eindverbruikers van de midden- en laagspanningsnetten<br />
bevoorraden.<br />
29 Ter herinnering: er worden twee reeksen plaatselijke verbruiksprognoses opgesteld: de ene weerspiegelt de bijdragen<br />
op het moment van de piek en de andere weerspiegelt de bijdragen op het moment dat het net het minste wordt<br />
belast (buiten de piek).<br />
30 De belangrijkste verschillen situeren zich op het niveau van het relatieve gewicht van de groep “gezinnen, tertiaire<br />
sector, klein- en middenbedrijf” enerzijds en van de industrie anderzijds. Zo weegt het verbruik van de groep,<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
49
50<br />
2.3.1 “KYOTO-VARIANT”<br />
Van nu tot 2006<br />
Tegen 2006 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet<br />
“op de piek” geraamd op 14,1 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire<br />
sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,4 GW<br />
afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden<br />
4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde<br />
verbruikscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie<br />
het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,6 en 1,2 GW.<br />
In 2006 zou het vermogen, dat “buiten de piek” wordt afgenomen, 12 GW<br />
bedragen. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en<br />
middelgrote ondernemingen zouden hiervan 7,7 GW voor hun rekening nemen,<br />
hetzij 65% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden<br />
3,9 GW verbruiken, of 33% van het totale vermogen. De chemische nijverheid<br />
en de ijzer- en staalindustrie zouden met respectievelijk 1,6 en 1 GW het<br />
zwaarst op het verbruik blijven doorwegen.<br />
Van nu tot 2009<br />
Tegen 2009 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet<br />
“op de piek” geraamd op 14,6 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire<br />
sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,8 GW<br />
afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden<br />
4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde<br />
verbruikscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie<br />
nog steeds het leeuwendeel voor hun rekening nemen met respectievelijk 1,7<br />
en 1,1 GW.<br />
Het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, wordt in 2009 op<br />
12,4 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de<br />
kleine en middelgrote ondernemingen zouden 8 GW afnemen, of 64% van het<br />
verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden 4,1 GW of 33% van het<br />
totale vermogen verbruiken. Bij die laatstgenoemde categorie zouden de<br />
chemische nijverheid en de ijzer- en de staalindustrie respectievelijk 1,7 en<br />
1,1 GW voor hun rekening nemen.<br />
“gezinnen, tertiaire sector, kleine en middelgrote ondernemingen” aanzienlijk zwaarder door op het ogenblik van de<br />
nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het industriële verbruik daarentegen weegt minder zwaar door op het<br />
tijdstip van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het tijdstip van de nationale piek (omstreeks 18.00 u<br />
op een winterdag) verklaart deze vaststelling, aangezien op dat ogenblik verscheidene huishoudelijke toepassingen<br />
gelijktijdig en massaal voorkomen (verlichting, bereiding van de maaltijd, verwarming).<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – “Kyoto-variant”<br />
2.3.2 “MACRO-ECONOMISCHE VARIANT”<br />
Van nu tot 2006<br />
Tegen 2006 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen<br />
“op de piek” geraamd op 14,7 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire<br />
sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,8 GW<br />
afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële afnemers zouden<br />
4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde<br />
verbruikerscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en<br />
staalindustrie het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,7 en<br />
1 GW.<br />
Het afgenomen vermogen “buiten de piek” wordt in 2006 op 12,5 GW geraamd.<br />
De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote<br />
ondernemingen zouden 8,1 GW verbruiken, of 65% van het verbruikte<br />
vermogen. Het industriële verbruik zou 4 GW bedragen, of 32% van het totale<br />
vermogen. De chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie zouden met<br />
respectievelijk 1,6 en 1 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
51
52<br />
Van nu tot 2009<br />
Tegen 2009 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen<br />
“op de piek” geraamd op 15,6 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire<br />
sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 10,4 GW<br />
afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële afnemers van hun<br />
kant zouden 4,7 GW verbruiken, of 30% van het totale vermogen. Bij die<br />
laatstgenoemde verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de<br />
ijzer- en staalindustrie de belangrijkste verbruikers blijven met een verbruik van<br />
respectievelijk 1,9 en 1,2 GW.<br />
Voor 2009 wordt het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, op<br />
13,3 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de<br />
kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 8,5 GW verbruiken of 64%<br />
van het verbruikte vermogen. De industriële afnemers van hun kant zouden 4,3<br />
GW verbruiken, of 32% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde<br />
verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en<br />
staalindustrie respectievelijk 1,8 en 1,1 GW verbruiken.<br />
Figuur 2.12: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – “Macro-economische variant”<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
3 Evolutie van de<br />
productie<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
53
54<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
3.1 EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK<br />
De uitwerking van prognoses over de evolutie van de elektriciteitsproductie is<br />
een belangrijke fase in het opstellen van het uitbreidingsprogramma van het<br />
elektriciteitsnet. Deze prognoses maken deel uit van de exogene gegevens die<br />
in de loadflow-modellen worden ingevoerd, om in een eerste fase knelpunten te<br />
lokaliseren en om vervolgens de versterkingen te bepalen die noodzakelijk zijn<br />
om de gewenste transportcapaciteit te verzekeren.<br />
Deze prognoses trachten de evolutie van het productiepark te bepalen. Ze<br />
hangen nauw samen met het energiebeleid van een land en worden dan ook<br />
hoofdzakelijk beïnvloed door keuzes die de overheid heeft gemaakt. Niettemin is<br />
de elektriciteitsproductie in een geliberaliseerde marktomgeving ook<br />
onderworpen aan de wetten van de markt en van de vrije mededinging.<br />
Artikel 3 van de wet van 29 april 1999 houdende de organisatie van de<br />
elektriciteitsmarkt belast de CREG met de uitwerking van een tienjaarlijks<br />
Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit, in<br />
samenwerking met het Bestuur voor Energie van het federale Ministerie van<br />
Economische Zaken. Dit programma moet om de drie jaar worden opgesteld.<br />
Het eerste Indicatief programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit<br />
werd in januari 2002 door de CREG ter goedkeuring aan de Minister voorgelegd.<br />
Het werd in december 2002 goedgekeurd.<br />
Het productiepark waarvan dit Ontwikkelingsplan uitgaat, is gebaseerd op:<br />
• het productiepark van Electrabel, zoals dat in 2001 in haar jaarverslag werd<br />
omschreven;<br />
• de door CPTE geleverde inlichtingen;<br />
• de buitengebruikstelling van productie-eenheden, zoals officieel meegedeeld<br />
door Electrabel in januari 2000;<br />
• verscheidene inlichtingen:<br />
− afkomstig uit het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor<br />
elektriciteit, waaronder met name de prognoses op het vlak van de<br />
decentrale productie;<br />
− met betrekking tot de vergunningen voor productiemiddelen, die door de<br />
CREG werden toegekend;<br />
− afgeleid uit openbare aankondigingen, zoals bijvoorbeeld het bevriezen van<br />
de ingebruikneming van nieuwe productie-eenheden op de terreinen van<br />
Arcelor in Seraing.<br />
3.2 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE<br />
PRODUCTIEMIDDELEN<br />
3.2.1 CENTRALE PRODUCTIE<br />
Wat de centrale productie betreft, verwijst het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen naar de gegevens, die de ondernemingen uit de sector<br />
hebben verstrekt over het bestaande productiepark en de aangekondigde<br />
planning van buitengebruikstellingen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
55
56<br />
3.2.2 DECENTRALE PRODUCTIE<br />
Voor de decentrale productie werkt het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen met varianten inzake investeringen in hernieuwbare<br />
energiebronnen enerzijds en investeringen in kwalitatieve<br />
warmtekrachtkoppelingsinstallaties anderzijds. Voor beide methodes van<br />
decentrale productie wordt er een “lage” en een “hoge” variant in aanmerking<br />
genomen.<br />
Wat de warmtekrachtkoppeling betreft, is er nog een derde variant beschikbaar<br />
op basis van de gewestelijke beleidsplannen.<br />
Investeringsvarianten in hernieuwbare energiebronnen<br />
Hernieuwbare energiebronnen zijn een verzamelbegrip voor alle energie, die uit<br />
andere bronnen dan fossiele brandstoffen wordt opgewekt, met uitzondering<br />
van de kernenergie. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen<br />
beperkt het potentieel aan hernieuwbare energiebronnen in België tot de<br />
productie van windenergie en de valorisatie van biomassa, overeenkomstig de<br />
aanbevelingen van de Commissie AMPERE 31 .<br />
De waarden die verbonden zijn aan de “lage” variant stemmen op nationaal<br />
niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor <strong>2010</strong><br />
hebben vooropgesteld, d.w.z. respectievelijk 5% en 8% van het<br />
elektriciteitsverbruik in deze Gewesten.<br />
De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, beantwoordt aan het<br />
geraamde productiepotentieel van deze energiebronnen tegen 2020, zoals dat<br />
vooropgesteld is door de Commissie AMPERE. Dit sluit aan op de nationale<br />
indicatieve doelstellingen van het Parlement en de Raad 32 , die de verschillende<br />
EU-lidstaten tegen <strong>2010</strong> moeten bereiken.<br />
Investeringsvarianten in warmtekrachtkoppeling<br />
Het principe van de gecombineerde productie van warmte en elektriciteit<br />
bestaat erin om de energie-inhoud van de brandstof optimaal te benutten om<br />
zowel een vereiste hoeveelheid warmte op te wekken aan een gegeven<br />
temperatuur als een maximale hoeveelheid elektrische energie.<br />
De exploitatie van warmtekrachtkoppelingseenheden wordt gestuurd door de<br />
warmtevraag. Bijgevolg is de productie van elektrische energie niet gestuurd<br />
door het elektriciteitsverbruik.<br />
De “lage” variant stemt overeen met het opgestelde vermogen dat als<br />
uitgangspunt wordt gehanteerd in de studie van de Europese Commissie 33 , die<br />
in maart 2001 werd uitgevoerd met betrekking tot de economische evaluatie<br />
31 Het AMPERE-verslag gaat ervan uit dat de overige hernieuwbare energiebronnen, d.w.z. waterkracht, fotovoltaïsche<br />
cellen, aardwarmte, getijdenenergie, alsook alternatieve energiebronnen (waterstof omgezet in brandstofcellen) in de<br />
loop van de komende twintig jaar slechts een marginale ontwikkeling zullen kennen.<br />
32 Richtlijn 2001/77/EG van het Europese Parlement en de Raad van 27 september 2001 betreffende de bevordering<br />
van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt.<br />
33 “Economic Evaluation of Sectoral Emission Reduction Objectives for Climate Change”, K. Blok, D. de Jager,<br />
C.Hendricks, maart 2001.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
van de doelstellingen inzake sectorale emissiebeperkingen om de<br />
klimaatsverandering het hoofd te bieden.<br />
De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, stemt overeen met het<br />
resterende nog op te stellen potentieel tegen 2020, zoals geciteerd door de<br />
Commissie AMPERE vanuit de veronderstelling van een voluntaristisch beleid,<br />
dat het moet mogelijk maken dit niveau tegen 2011 te bereiken.<br />
De variant “gewestelijke beleidsplannen” cumuleert de verschillende<br />
doelstellingen, die de Gewesten hebben voorgesteld met betrekking tot de<br />
productie van elektrische energie door kwalitatieve<br />
warmtekrachtkoppelingsinstallaties 34 .<br />
3.3 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN<br />
3.3.1 CENTRALE PRODUCTIE<br />
De hypotheses inzake centrale productie worden gedefinieerd in<br />
overeenstemming met deze die in het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen zijn opgenomen.<br />
Ze zijn gebaseerd op het productiepark zoals Electrabel dat in 2001 in haar<br />
jaarverslag heeft omschreven en op de inlichtingen van CPTE.<br />
Ze houden ook rekening met de buitengebruikstellingen die in januari 2000<br />
officieel door de producenten werden aangekondigd. Deze deklasseringen<br />
hebben betrekking op alle klassieke steenkoolgestookte eenheden en andere<br />
fossiele eenheden van 125 MW die in het bestaande productiepark voorkomen,<br />
met uitzondering van Rodenhuize 3. Volgende eenheden zouden buiten gebruik<br />
worden gesteld:<br />
• periode 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 en Awirs 4;<br />
• periode 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 en Ruien 4.<br />
De twee nieuwe eenheden die op de terreinen van Arcelor in Seraing waren<br />
gepland, met name twee gasturbines van telkens 44 MW die op het 70 kV-net<br />
zouden worden aangesloten, zijn voorlopig afgevoerd. Daartegenover staat dat<br />
de twee gasturbines en de stoomturbine van Le Val in Seraing met een<br />
vermogen van 450 MW in 220 kV zullen ingezet blijven. Dit vermogen zou zijn<br />
herleid tot 220 MW, indien met de twee nieuwe eenheden op de site van Arcelor<br />
werd rekening gehouden.<br />
Bovendien gaat het productieplan ervan uit dat de volgende eenheden in bedrijf<br />
zijn:<br />
• alle gasturbines met gecombineerde cyclus (STEG) die in 2000 in bedrijf<br />
waren;<br />
• alle klassieke gasgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Kallo 1 en Kallo 2,<br />
Ruien 6, Rodenhuize 4;<br />
• alle klassieke steenkoolgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Langerlo 1,<br />
Langerlo 2 en Ruien 5;<br />
• Rodenhuize 3, een klassieke steenkoolgestookte eenheid van 125 MW.<br />
34 De cijfers zijn ook opgenomen in deel 3.3.2<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
57
58<br />
Ook de nieuwe eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of<br />
2005 zijn gepland, zijn in de hypotheses van het productieplan opgenomen. De<br />
onderstaande tabel 3.1 geeft een overzicht van de belangrijkste kenmerken van<br />
deze nieuwe eenheden.<br />
Tabel 3.1: Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of<br />
2005 gepland zijn<br />
In termen van off-shore productie van windenergie zijn de hypotheses<br />
gebaseerd op officiële aankondigingen van potentiële off-shore<br />
windenergieprojecten in de Noordzee en op de hypotheses inzake hernieuwbare<br />
energiebronnen, die door de Gewesten zijn gedefinieerd en in scenario K7 van<br />
het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. De<br />
hypotheses in termen van opgesteld vermogen worden in de onderstaande tabel<br />
3.2 samengevat 35 .<br />
Tabel 3.2: Hypothese inzake het opgestelde vermogen van off-shore windturbineparken<br />
3.3.2 DECENTRALE PRODUCTIE<br />
De hypotheses inzake decentrale productie worden gedefinieerd in<br />
overeenstemming met deze die door de Gewesten werden vooropgesteld. Ze<br />
35 Wat het productieplan betreft, wordt verondersteld dat 60% van het opgestelde vermogen op de “piek” aanwezig is.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
zijn opgenomen in scenario “K7” van het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen.<br />
Hypotheses op het vlak van hernieuwbare energiebronnen<br />
De voorspelde evolutie van de hernieuwbare energiebronnen 36 is gebaseerd op<br />
de “hoge” variant van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.<br />
Deze prognoses worden in de onderstaande tabel 3.3 samengevat.<br />
Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare energiebronnen (windenergie en<br />
biomassa) in vergelijking met 2001<br />
De verdeling tussen de windenergie en de valorisatie van de biomassa werd in<br />
het Vlaamse Gewest bepaald pro rata van de prognoses van hun respectieve<br />
evolutie tegen het jaar 2004. In het Waalse Gewest werd de verdeling gemaakt<br />
op basis van de aanvragen van studies voor de aansluiting van windturbines.<br />
Tabel 3.4 hieronder geeft de evolutiehypotheses weer voor de windenergie 37 per<br />
gewest. Het saldo van de opgestelde hernieuwbare energiebronnen, namelijk<br />
het verschil tussen het park van de hernieuwbare energiebronnen en het<br />
windmolenpark, komt overeen met de valorisatie van de biomassa.<br />
36 Uitgaande van de nationale prognoses vervat in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen werden er<br />
gewestelijke prognoses opgesteld op basis van indicatoren, die door de volgende documenten werden aangereikt:<br />
• le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon <strong>2010</strong> en Wallonie (Ministère de la Région wallonne,<br />
mars 2002);<br />
• het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000).<br />
37 Qua productieplan, op de piek beschouwt men op basis van de beschikbare gegevens over de wind een<br />
aanwezigheidspotentieel van:<br />
• 60% voor de off-shore windturbines<br />
• 37.5% voor de on-shore windturbines in het Vlaamse gewest<br />
• 34.5% voor de on-shore windturbines in het Waalse gewest<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
59
60<br />
Tabel 3.4: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark<br />
Hypotheses op het vlak van warmtekrachtkoppeling<br />
De voorspelde evolutie van de investeringen in kwalitatieve<br />
warmtekrachtkoppelingsinstallaties in België steunt op de variant “gewestelijke<br />
beleidsplannen” van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen.<br />
Op gewestelijk niveau zijn indicatieve waarden beschikbaar. De hypotheses<br />
inzake warmtekrachtkoppeling zijn op die gegevens gebaseerd. Tabel 3.5 bevat<br />
een overzicht van de voorspelde evolutie van de warmtekrachtkoppeling.<br />
Tabel 3.5: Evolutie van het opgestelde vermogen van warmtekrachtkoppelingsinstallaties<br />
Hypotheses met betrekking tot de inplanting van decentrale productie-<br />
eenheden<br />
De decentrale productie wordt als volgt ingeplant:<br />
• eenheden waarvoor aansluitingsaanvragen zijn ingediend, worden in het<br />
loadflow-model toegewezen aan de netknooppunten waarop ze zullen worden<br />
aangesloten;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• het saldo van het vermogen, waarvan de inplanting nog niet is gedefinieerd,<br />
wordt gelijkmatig gespreid over het 70-26 kV-net in Vlaanderen en in<br />
Wallonië, om geen enkel knooppunt te bevoordelen of te benadelen.<br />
3.4 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT<br />
De vrijmaking van de markten leidt ertoe dat tussen verschillende landen<br />
interconnectielijnen voor capaciteit ter beschikking worden gesteld voor de<br />
internationale handel in elektriciteit. De netto import van elektriciteit kende<br />
onlangs een sterke groei. De geïmporteerde elektriciteit is grotendeels uit<br />
Frankrijk afkomstig.<br />
In deze context onderzoekt het Ontwikkelingsplan ook de ontwikkelingen die<br />
nodig zijn om de mogelijkheden van België op het vlak van de import te<br />
vergroten.<br />
De maximum importniveaus die worden beschouwd, zijn de volgende:<br />
• tegen 2006: 3700 MW;<br />
• tegen 2009: 4700 MW.<br />
Het is duidelijk dat deze hoge importniveaus sterk het importpotentieel van<br />
Nederland 38 beperken.<br />
3.5 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S<br />
Op basis van de hypotheses die in deel 3.3 werden beschreven, werden er twee<br />
basisscenario’s voor het productieplan ontwikkeld, in samenhang met de eerder<br />
beschreven verbruiksscenario’s, met name de “Kyoto-variant” en de “macro-<br />
economische variant” 39 . Voor ieder van deze scenario’s werden de twee<br />
termijnen van het plan beschouwd: de periode tegen 2006 en de periode tegen<br />
2009. Uit een nadere gegevensanalyse blijkt dat beide scenario’s nauwelijks van<br />
elkaar verschillen, zowel tegen 2006 als tegen 2009.<br />
De basisscenario’s die voortvloeien uit de confrontatie van een gemiddeld<br />
basisproductiepark 40 in België op de piek en het Belgische verbruik op de piek<br />
worden geïllustreerd in deel 3.5. In de delen 3.5.2 tot 3.5.5 worden de<br />
varianten beschreven van het productiepark die op deze basisscenario’s werden<br />
gebouwd.<br />
Sommige van deze varianten kunnen met de tijdsperiodes van het plan in<br />
verband worden gebracht:<br />
• de varianten die samenhangen met de openstelling van de markt, houden<br />
bijvoorbeeld rekening met de realisatietermijnen van de nodige investeringen;<br />
• de impact van het uitstel van de buitengebruikstelling van bestaande<br />
eenheden die gepland is tegen 2005-2006.<br />
38 De onderlinge afhankelijkheid van de Belgische en Nederlandse import wordt meer in detail beschreven in<br />
hoofdstuk 4.<br />
39 Naamgeving door het <strong>Federaal</strong> Planbureau<br />
40 Onder gemiddeld productiepark verstaan we het productiepark waarbij in economische orde de productiegroepen<br />
opgesteld zijn, die in een normale situatie ingezet worden, met uitzondering van piekeenheden (zoals tubojets,<br />
gasturbines met open cyclus, ...)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
61
62<br />
Andere zijn dan weer volledig onafhankelijk: de zoektocht naar gunstige<br />
plaatsen voor de installatie van nieuwe eenheden wordt in hoge mate bepaald<br />
door het bestaande transportnet en heeft dus weinig te maken met de<br />
tijdsperiodes van het plan. Hetzelfde geldt voor de projecten voor de nieuwe<br />
eenheden of voor het uitstellen van de buitengebruikstelling van bestaande<br />
eenheden, die worden bepaald door wijzigingen in het productiepark, waarvan<br />
de tijdsperiode onzeker blijft.<br />
3.5.1 BASISSCENARIO’S<br />
“Kyoto-variant” – Tegen 2006 en 2009<br />
Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, is een minimum import<br />
van 436 MW nodig tegen het jaar 2006. Het opgestelde vermogen van het<br />
productiepark 41 zou – exclusief piekeenheden en met inachtneming van de<br />
aangekondigde buitengebruikstellingen – moeten volstaan tegen het jaar 2009.<br />
Deze raming is gebaseerd op de hypothese van een totale benutting, op de<br />
piek, van het opgestelde vermogen van nieuwe eenheden, van welke aard ook:<br />
klassiek, off-shore windturbines en decentraal (warmtekrachtkoppeling en<br />
hernieuwbare energiebronnen).<br />
De figuren 3.6 en 3.7 illustreren de scenario’s voor het productieplan die<br />
respectievelijk werden weerhouden tegen het jaar 2006 en 2009 voor de<br />
“Kyoto-variant”.<br />
Figuur 3.6: Productieplan op de piek tot en met 2005, in MW – “Kyoto-variant”<br />
41 De beschikbare vooruitzichten m.b.t. het productiepark zijn optimistisch: het ingezet vermogen houdt rekening met<br />
de primaire reserve maar niet met de behoeften aan secundaire reserve.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Figuur 3.7: Productieplan op de piek tot en met 2008, in MW – “Kyoto-variant”<br />
“Macro-economische variant” – Tegen 2006 en 2009<br />
Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, zal er minstens 900 MW<br />
moeten worden geïmporteerd om het deficit van het opgestelde vermogen van<br />
het Belgische productiepark te dekken, exclusief piekeenheden en met<br />
inachtneming van de aangekondigde buitengebruikstellingen. Dit geldt zowel<br />
voor de tijdsperiode tot 2006 als voor de tijdsperiode tot 2009.<br />
De benuttingsgraad is gebaseerd op dezelfde hypothese als dewelke in het<br />
kader van het “Kyoto-scenario” wordt gehanteerd.<br />
De figuren 3.8 en 3.9 illustreren de scenario’s voor het basisproductieplan tot en<br />
met 2006 en 2009, uitgaande van de “macro-economische variant”.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
63
64<br />
Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot het jaar 2006, in MW – “Macro-economische variant”<br />
Figuur 3.9: Productieplan op de piek tegen het jaar 2009, in MW – “Macro-economische variant”<br />
3.5.2 SCENARIO’S “VERHOGING VAN DE IMPORT”<br />
In de context van de vrijstelling van de elektriciteitsmarkten worden eveneens<br />
scenario’s voor “verhoging van de import” bestudeerd die rekening houden met<br />
hogere importniveaus dan degene die resulteren van het verschil “Belgisch<br />
productiepark – Belgisch verbruik”. Deze variant toont de ontwikkelingen van<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
het net aan die nodig zijn om de Belgische elektriciteitsmarkt open te stellen en<br />
die minder afhankelijk te maken van het Belgische productiepark.<br />
Deze scenario’s houden rekening met realistische maximum importniveaus die<br />
mogelijk zijn gelet op de investeringen die tegen de beschouwde tijdsperiodes<br />
zouden kunnen gerealiseerd worden:<br />
• 3700 MW tegen het jaar 2006;<br />
• 4700 MW tegen het jaar 2009.<br />
De opbouw van deze scenario’s is gebaseerd op het stilleggen van de minst<br />
economische machines van het Belgische productiepark en hun compensatie<br />
door injecties op een knooppunt van een buurland. In die optiek is het<br />
importniveau de doorslaggevende parameter. Er hoeft tussen de varianten<br />
(“Kyoto” of “macro-economisch”) dan ook geen onderscheid te worden<br />
gemaakt.<br />
Doordat het Belgische importpotentieel in sterke mate afhankelijk is van het<br />
importniveau van Nederland, werd er een gevoeligheidsstudie uitgevoerd om de<br />
impact van de transit Frankrijk-Nederland te evalueren op de<br />
importmogelijkheden in België.<br />
3.5.3 SCENARIO’S “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLINGEN” EN<br />
“STILLEGGING VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIE-EENHEDEN –<br />
2009”<br />
Gezien de snelle wijzigingen van de economische omgeving en de<br />
veranderingen in de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België zouden de<br />
buitengebruikstellingen van productie-eenheden 42 die hiervoor werden<br />
beschreven, kunnen worden uitgesteld. Dat is de reden waarom het volledig<br />
uitstellen van de aangekondigde buitengebruikstellingen ook als variant wordt<br />
overwogen voor het basisscenario tegen 2006.<br />
Bovendien zouden het kunnen gebeuren dat tegen 2009 afhankelijk van de<br />
versterking van de capaciteit van de interconnectielijnen tussen Frankrijk en<br />
België en/of de ontwikkeling van de decentrale productie, de producenten<br />
eenheden buiten gebruik zouden moeten stellen om een economische reden: de<br />
impact van de stillegging van de productie-eenheden van Kallo, Langerlo,<br />
Rodenhuize en Ruien werd geëvalueerd als een variant voor het basisscenario<br />
tegen 2009.<br />
3.5.4 SCENARIO’S “GUNSTIGE LOKALISATIES VOOR DE EENHEDEN”<br />
In tegenstelling tot de scenario’s “openstelling van de markt”, werden als<br />
variant voor het basisgeval daarentegen scenario’s bestudeerd waarin naar<br />
gunstige locaties wordt gezocht voor de productie-eenheden in België, die de<br />
versterking van het net zoveel mogelijk beperken.<br />
42 De lijst met de buitengebruikstellingen die in januari 2000 officieel door de producenten werden meegedeeld, vindt u<br />
in deel 3.3.1.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
65
66<br />
3.5.5 SCENARIO’S “PROJECTEN VOOR NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN”<br />
De ontwikkelingen van het net die nodig zijn of die vermeden worden bij de<br />
uitvoering van gekende projecten van nieuwe grote productie-eenheden vormen<br />
een laatste variant.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
4 De Belgische<br />
transacties in de<br />
internationale<br />
context<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
67
68<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN<br />
4.1.1 BELGIË IN HET MIDDEN VAN EUROPA<br />
Het Belgisch elektrisch systeem maakt deel uit van een geïnterconnecteerd<br />
systeem dat zich uitstrekt van Portugal tot Polen. De beschikbare<br />
transmissiecapaciteit op de grenzen wordt mede bepaald door de topologie van<br />
het Europese net (dit wil zeggen de werking van elementen 43 die in dienst zijn<br />
en de wijze waarop ze met elkaar verbonden zijn) en de uitwisselingen tussen<br />
derde zones. Belangrijke elementen daarbij zijn de buitendienststellingen van<br />
elementen in het 380/220 kV-net, met inbegrip van transmissielijnen en<br />
belangrijke productie-eenheden zowel in eigen land als in de ons omliggende<br />
landen. Zo zal bijvoorbeeld de capaciteit op de Zuidgrens sterk beïnvloed<br />
worden door wat er op de grenzen tussen Nederland, Frankrijk, Duitsland,<br />
Zwitserland en Groot-Brittannië gebeurt.<br />
Voor België kunnen deze externe omstandigheden een zeer belangrijke invloed<br />
hebben. België ligt immers tussen landen die doorgaans veel elektrische stroom<br />
invoeren (Nederland en Duitsland) of uitvoeren (Frankrijk).<br />
De geografische positie van België in het hart van het Europese transportnet ligt<br />
aan de basis van belangrijke niet-genomineerde stromen die voor <strong>Elia</strong> een<br />
belangrijk element van onzekerheid vormen in de berekening van de<br />
uitwisselingscapaciteit met onze buurlanden. Uit ervaring weten wij dat deze<br />
niet-genomineerde 44 stromen bijzonder groot zijn in de zomer en op feestdagen<br />
die enkel in een gedeelte van Europa worden gevierd.<br />
Op figuur 4.1 staan de fluxen weergegeven die voortvloeien uit een transactie<br />
van 100 MW tussen Duitsland en Italië. Hierbij stellen we vast dat 22 MW – of<br />
22% van het vermogen dat van Duitsland naar Italië wordt vervoerd –<br />
doorheen België loopt. Bij een belangrijke storing in het Europese net (b.v.<br />
wanneer er onverwacht een productie-eenheid in Nederland, Duitsland of<br />
Frankrijk zou uitvallen), veranderen deze transitfluxen onmiddellijk en<br />
ingrijpend de fluxen op het Belgische net.<br />
43 netelementen of grootschalige productie-eenheden<br />
44 fluxen die over het net lopen zonder aan de netbeheerder meegedeeld te zijn (“nomineerd”)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
69
70<br />
Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië<br />
4.1.2 DEFINITIES<br />
De definities en berekeningmethodes die <strong>Elia</strong> toepast, zijn deze zoals bepaald<br />
door ETSO, de vereniging van Europese netbeheerders 45 .<br />
De definities komen vereenvoudigd neer op:<br />
Total Transfer Capacity (TTC)<br />
De maximale capaciteit die voor uitwisseling van elektriciteit beschikbaar is<br />
tussen netten in aan elkaar grenzende geografische zones zonder dat de<br />
veiligheid van het net in het gedrang komt, en onder voorbehoud van feiten of<br />
nieuwe informatie die aan de netbeheerder wordt meegedeeld door de<br />
marktpartijen of door andere netbeheerders.<br />
45 Op de website van ETSO (www.etso-net.org) vindt U een document waarin een volledige omschrijving wordt gegeven<br />
van de vermelde definities.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Transmission Reliability Margin (TRM)<br />
De minimale reserve waarover de netbeheerder op de transmissielijnen moet<br />
beschikken om in geval van nood andere landen waarmee zijn net direct of<br />
indirect verbonden is, te kunnen helpen.<br />
Net Transfer Capacity (NTC)<br />
De capaciteit die beschikbaar is voor commerciële transacties.<br />
4.1.3 METHODIEK OM DE CAPACITEITEN TE BEPALEN<br />
Om aan de markt een bepaalde NTC ter beschikking te stellen, past de<br />
netbeheerder volgend principe toe:<br />
NTC = TTC – TRM<br />
TRM<br />
<strong>Elia</strong> reserveert gewoonlijk 250 MW op elke grens voor onderlinge internationale<br />
hulp in het kader van de exploitatieregels van UCTE (Union pour la Coordination<br />
du Transport d’Electricité). In geval dat er één of meerdere productie-eenheden<br />
in één of meerdere landen onverwacht uitvallen, wordt dit gebrek aan productie<br />
dat hieruit voortvloeit, onmiddellijk gecompenseerd door een verhoging van de<br />
productie in de centrales van alle andere geïnterconnecteerde landen. De TRM-<br />
reserve laat toe om een deel van deze energie door het Belgisch net, en de<br />
andere Europese netten, te transporteren.<br />
TTC<br />
De TTC is niet gelijk aan de som van de capaciteiten van de individuele<br />
grenslijnen per grens. De elektriciteitsstromen verdelen zich immers op een<br />
onevenwichtige wijze over de individuele onderdelen van het transmissienet.<br />
Bovendien wordt rekening gehouden met het zogenaamde N-1 criterium: het<br />
net moet nog steeds uitbaatbaar blijven wanneer er zich een onvoorziene<br />
uitschakeling voordoet.<br />
Om de TTC tussen twee netten te berekenen bepaalt iedere netbeheerder een of<br />
meerdere basisscenario's. Elk scenario komt overeen met een toestand van het<br />
elektrisch systeem zoals deze zich in de voorgaande jaren, maanden of dagen<br />
heeft voorgedaan. Elke toestand geeft op de belangrijkste elektrische<br />
verbindingen elektriciteitsstromen in functie van waar elektriciteit geproduceerd<br />
en verbruikt wordt, zowel in België als in onze buurlanden. De netbeheerder<br />
houdt voor deze landen rekening met dit deel van het elektrisch systeem dat<br />
vermoedelijk een invloed uitoefent op de verdeling van de elektrische stromen<br />
in zijn eigen net. Vertrekkend van deze scenario's worden simulaties van<br />
vermogensuitwisselingen tussen naburige zones uitgevoerd, die erop gericht<br />
zijn de elektriciteitsstromen binnen het net te evalueren, om zodoende de<br />
waarde van de “Total Transfer Capacity” of TTC te bepalen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
71
72<br />
Invloed van niet-genomineerde fluxen<br />
Aangezien de netten uit continentaal Europa zeer sterk met elkaar verbonden<br />
zijn (we noemen dit "vermaasde netten") tracht de netbeheerder rekening te<br />
houden met de elektrische stromen die vermoedelijk over zijn net zullen vloeien<br />
zonder dat hij hiervan noodzakelijkerwijs vooraf op de hoogte is gebracht. Deze<br />
elektriciteitsstromen worden gewoonlijk niet-genomineerde stromen,<br />
parallelstromen of kringstromen genoemd. Zij vloeien fysisch over het net maar<br />
zijn niet aangemeld ("genomineerd") bij de netbeheerder. Zij zijn het resultaat<br />
van transportcontracten die worden gesloten tussen marktpartijen en andere<br />
netbeheerders zonder rekening te houden met de fysische realiteit.<br />
Figuur 4.2: Voorbeeld van een transit van 100 MW van Frankrijk naar Duitsland over het UCTE-net op een<br />
gegeven moment – weergave van de fysische en contractuele fluxen<br />
Figuur 4.2 toont een commerciële transactie tussen Frankrijk en Duitsland en de<br />
door deze transactie in het volledige Europese net teweeggebrachte fluxen.<br />
Voor de beschouwde nettoestand merkt men dat 22% van het vermogen via<br />
België gaat. Dit percentage varieert op ieder moment in functie van de energie,<br />
die in ieder knooppunt van het net wordt geproduceerd en verbruikt, en van de<br />
configuratie van het UCTE-net.<br />
Het is ook interessant vast te stellen dat dezelfde fluxen zouden worden<br />
voortgebracht door twee gelijktijdige commerciële transacties: de verkoop van<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
100 MW door Frankrijk aan Zwitserland en de verkoop van 100 MW door<br />
Zwitserland aan Duitsland.<br />
In de studies voor de netontwikkeling, gaat men ervan uit dat alle gegevens<br />
over de productie en het verbruik bekend zijn. Zij worden zowel voor België als<br />
voor de buurlanden vastgelegd. Toch gaat het hier om een ideale situatie, die<br />
men in de reële exploitatie niet aantreft. De huidige marktregels laten iedere<br />
economische marktspeler immers toe om vrij een “contractuele weg” te kiezen,<br />
die het afnamepunt met het leveringspunt van de elektriciteit verbindt. Dit<br />
verschil tussen de “contractuele weg” en de “fysische weg” geeft aanleiding tot<br />
“niet-geïdentificeerde fluxen”.<br />
Overigens kunnen ook de transacties binnen een land een invloed hebben op de<br />
fluxen in een ander land: zo stellen we regelmatig vast dat de fluxen, die<br />
doorheen België gaan, schommelen in functie van het productieplan in Duitsland<br />
of Frankrijk.<br />
De transactiecapaciteiten worden dus in hoge mate beïnvloed door de<br />
transacties en de productieplannen in alle landen van het Europese<br />
interconnectienet en vooral in de buurlanden.<br />
Invloed van de faseverschuivers<br />
Faseverschuivers maken het mogelijk de energietransporten op<br />
hoogspanningslijnen continu tussen bepaalde waarden te regelen. Bij een juiste<br />
inplanting van meerdere faseverschuivers, b.v. op de verbindingslijnen tussen<br />
België en Nederland wordt het mogelijk de niet-geïdentificeerde fluxen in<br />
belangrijke mate te beperken. Hierdoor kunnen de marges tussen de fysisch<br />
beschikbare transmissiecapaciteiten en deze, die aan de markt onder<br />
bedrijfszekere omstandigheden kunnen toegekend worden, beperkt worden.<br />
Dit voorstel wordt in het hoofdstuk 7 verder ontwikkeld.<br />
4.1.4 METHODE VOOR DE SIMULATIE VAN TRANSACTIES<br />
De studies in verband met de netontwikkeling zijn gebaseerd op de simulatie<br />
van de fluxen doorheen het net. Daarvoor moeten ze zich baseren op de<br />
gegevens van alle transacties tussen de landen die deel uitmaken van het<br />
UCTE 46 -net. De beheerders van de nationale netten beschikken niet over al deze<br />
gegevens. Daarom wordt het referentie UCTE-net wel beschouwd als een<br />
realistische startsituatie. Hierin vindt men de import- of exportsaldo’s per land,<br />
die overeenkomen met een werkingspunt 47 tijdens de winter.<br />
Teneinde beter de onzekerheid te beheren van de gegevens over de<br />
internationale transacties en van de evolutie van de elektriciteitsnetten in de<br />
buurlanden, worden er studies voor de netontwikkeling uitgevoerd met behulp<br />
van scenario’s die heel uiteenlopende toestanden simuleren. De simulaties<br />
leveren, voor iedere bestudeerde toestand, de elektriciteitsfluxen op de<br />
belangrijkste elektrische verbindingen op in functie van de respectieve<br />
lokalisatie van de productie en het verbruik van elektriciteit, en dit zowel in<br />
België als in de buurlanden.<br />
46 Union of the Coordination of Transmission of Electricity<br />
47 Het concept van het werkingspunt wordt in hoofdstuk 5 gedetailleerd beschreven (deel 5.1.2)<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
73
74<br />
Bij de simulatie van een transactie tussen twee landen wordt de productie in het<br />
importerende land verlaagd door een aantal productie-eenheden stil te leggen<br />
en de productie in het exporterende land verhoogd. Het exporterende net wordt<br />
vaak voorgesteld door één enkel knooppunt, dat dan met de term<br />
“compensatieknooppunt” wordt aangeduid.<br />
Naargelang van de knooppunten die hierbij worden gekozen, verdelen de fluxen<br />
zich op verschillende manieren. Zo stellen we bij een exporttransactie van<br />
Frankrijk naar België het volgende vast:<br />
• een stijging van de productie in het oosten van Frankrijk (Vigy) zet de 380 kV-<br />
verbinding tussen Lonny en Achène meer onder druk dan de verbinding tussen<br />
Avelgem en Avelin;<br />
• een stijging van de productie in het westen van Frankrijk heeft het<br />
tegenovergestelde effect.<br />
Een voorbeeld: wanneer er vanuit Frankrijk 100 MW naar België moet worden<br />
geïmporteerd, variëren de fluxen over de zuidgrens, van 75 tot 62% (en 25 tot<br />
38% voor de noordgrens) naargelang van het feit dat de productie in het<br />
westen of in het oosten van Frankrijk gecompenseerd wordt.<br />
4.1.5 BEREKENDE TRANSACTIECAPACITEITEN<br />
De door de studies voor netdimensionering bepaalde transactiecapaciteiten zijn<br />
maximumwaarden. Zij worden immers berekend voor een werkingspunt tijdens<br />
de winter, d.w.z. op een moment dat het volledige net in dienst is en met<br />
producties en verbruiken die duidelijk bepaald zijn in de landen van de UCTE.<br />
Bij een normale exploitatie worden deze voorwaarden bijna nooit vervuld:<br />
• er zijn wijzigingen in de netconfiguratie veroorzaakt door de<br />
buitendienststelling van elementen door incidenten of werkzaamheden;<br />
• het werkelijke productiepark verschilt van het referentieproductiepark;<br />
• de verbruikswaarden wijken af van de weerhouden prognoses;<br />
• de netbeheerder voorziet een marge om niet-geïdentificeerde fluxen te<br />
kunnen opvangen.<br />
4.1.6 VALORISATIE VAN HET BLINDVERMOGEN<br />
De contracten die tussen de verschillende marktspelers werden afgesloten,<br />
hebben alleen betrekking op het actieve vermogen. Het transport kan echter<br />
niet gebeuren zonder een degelijke spanningshuishouding, meer bepaald door<br />
het beheer van het blindvermogen. Het is dan ook absoluut nodig om<br />
mechanismen te voorzien voor de valorisatie van de blindenergie.<br />
4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN<br />
Het Belgische net is gelegen tussen landen die gewoonlijk veel elektrische<br />
energie importeren (Nederland, Duitsland) of exporteren (Frankrijk). Bovendien<br />
zijn het Belgische en het Nederlandse erg afhankelijk van elkaar: op de<br />
noordgrens van België doet zich eerder zelden een congestie voor, terwijl dat bij<br />
de zuidgrens wel vaak het geval is. Bovendien heeft de bewuste keuze van<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Nederland, om een groot deel van haar elektriciteitsverbruik door import te<br />
dekken, rechtstreekse gevolgen voor het Belgische net.<br />
Aan de zuidgrens van België beschikt Frankrijk tegenwoordig over belangrijke<br />
overschotten in de elektriciteitsproductie, die zo goed mogelijk op de Europese<br />
markt worden gevaloriseerd. Deze situatie, in combinatie met de wil van<br />
Nederland om zoveel mogelijk elektriciteit te importeren, veroorzaakt een<br />
belangrijke transit tussen Frankrijk en Nederland. Deze transit gaat uiteraard<br />
deels via België.<br />
Onder meer in samenwerking met TenneT en RTE werden studies uitgevoerd<br />
om de limieten van het interconnectienet te bepalen als nog meer elektriciteit<br />
door België en Nederland geïmporteerd wordt.<br />
In de volgende delen vindt u de belangrijkste conclusies van verscheidene<br />
studies:<br />
• studies over de elementen die de transacties op de netten in de Benelux-<br />
landen beperken. Deze studies werden gezamenlijk met TenneT uitgevoerd<br />
voor de situatie in <strong>2003</strong>, dus zonder versterking van de interconnectielijnen<br />
tussen Frankrijk en België;<br />
• een gevoeligheidsstudie over de invloed van de flux tussen het Verenigd<br />
Koninkrijk en Frankrijk op het potentieel van België om elektriciteit vanuit<br />
Frankrijk te importeren; deze gevoeligheidsstudie werd uitgevoerd in het<br />
kader van de studie voor de versterking van de interconnectielijnen tussen<br />
Frankrijk en België tegen het jaar 2006, met versterking van de<br />
interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens;<br />
• een studie over de invloed van de lokalisatie van het compensatieknooppunt<br />
(een knooppunt dat de herkomst van de geïmporteerde elektriciteit kenmerkt)<br />
op de verdeling van de fluxen over de interconnectielijnen. Deze studie werd<br />
uitgevoerd voor het jaar 2009.<br />
4.2.1 VRAGEN IN VERBAND MET DE IMPORT<br />
Onderlinge afhankelijkheid van de transactie op het net in de Benelux<br />
Doordat de nationale netten zo sterk met elkaar gekoppeld zijn, kunnen de<br />
respectieve importniveaus van België en Nederland uit het Zuidoosten van<br />
Europa niet afzonderlijk van elkaar worden beschouwd. Vanuit het oogpunt van<br />
de import moet het net van de Benelux-landen dan ook als één geheel worden<br />
beschouwd.<br />
Als de interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens niet worden versterkt,<br />
bedraagt de importcapaciteit van de Benelux tegen het jaar <strong>2003</strong> 48 vanaf het<br />
Zuidoosten van Europa 49 6.000 MW rekening houdend met het criterium<br />
“n-1” 50 .<br />
48 De situatie van het Belgische net tegen het jaar <strong>2003</strong> wordt in hoofdstuk 6 beschreven.<br />
49 Men aanvaardt overbelastingen tot 10% op de lijnen, wat overeenkomt met de seizoensgebonden capaciteit die voor<br />
de winter werd bepaald.<br />
50 Het criterium “n-1” wordt nader toegelicht in hoofdstuk 5.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
75
76<br />
Invloed van de herkomst van de import<br />
De studies over de limietwaarden van het net ten opzichte van potentiële extra<br />
import van België en Nederland beschouwden verschillende lokalisaties in<br />
Frankrijk, Zwitserland, Duitsland en Polen.<br />
Hieruit vloeit voort dat het herkomstland van de elektrische energie, de<br />
importcapaciteit als volgt beïnvloedt:<br />
• in de meeste gevallen doen er zich congesties voor aan de zuidgrens van<br />
België;<br />
• als de Franse productie eerder in het westen dan in het oosten van Frankrijk is<br />
geconcentreerd, doen de problemen zich eerder voor op de verbinding<br />
Avelgem-Avelin dan op Moulaine-Aubange;<br />
• op de Belgisch-Nederlandse interconnectielijnen (de lijnen Zandvliet-Borssele,<br />
Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht en Meerhout-Maasbracht)<br />
worden zelden congesties vastgesteld.<br />
Als erg grote hoeveelheden elektriciteit van Duitsland naar de Benelux worden<br />
geïmporteerd, worden de verbindingen Maasbracht (NL) - Siersdorf (D) en<br />
Maasbracht (NL) - Rommerskirchen (D) knelpunten, ondanks het feit dat op de<br />
Duits-Nederlandse grens in Meeden en Gronau faseverschuivers werden<br />
geïnstalleerd.<br />
Op figuur 4.3 worden de verschillende interconnectielijnen, waarvan hierboven<br />
sprake is, weergegeven.<br />
Figuur 4.3: Interconnectielijnen van het Belgisch net met de buurlanden<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
4.2.2 VRAGEN IN VERBAND MET ANDERE DOORSLAGGEVENDE TRANSACTIES<br />
Invloed van transacties tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk<br />
Hoewel we uit historische gegevens kunnen afleiden dat het Verenigd Koninkrijk<br />
meestal ongeveer 2.000 MW elektriciteit vanuit Frankrijk importeert, zien we<br />
ook steeds vaker dat die fluxen in de tegenovergestelde richting gaan.<br />
Wanneer de fluxen in omgekeerde richting gaan door de internationale<br />
gelijkstroomverbinding tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk (import van<br />
1.000 MW door Frankrijk vanuit het Verenigd Koninkrijk), wordt het net in het<br />
noorden van Frankrijk en op de as Avelgem-Avelin zwaarder belast. In deze<br />
toestand wordt de importcapaciteit van België beperkt met ongeveer 500 MW<br />
op de piek en met ongeveer 900 MW buiten de piek in vergelijking met de<br />
situatie waarbij er 2.000 MW naar Groot-Brittannië wordt geëxporteerd.<br />
Invloed van de transacties tussen Frankrijk en Duitsland<br />
De transacties tussen Frankrijk en Duitsland beïnvloeden de transits in het net<br />
van de Benelux. Transacties, die in dezelfde richting worden uitgevoerd als de<br />
Belgische of de Nederlandse import, verminderen de importcapaciteit van<br />
België.<br />
4.3 HET EUROPEES INTERCONNECTIENET<br />
Ontwikkeling van het Europees interconnectienet<br />
Elke netbeheerder ziet de ontwikkeling van de internationale verbindingen in het<br />
kader van de behoeften van zijn net en van zijn markt. Het is niettemin nodig<br />
dat alle ontwikkelingen van de verschillende landen ergens gecoördineerd<br />
zouden worden. Deze taak wordt gedeeltelijk opgenomen door de Europese<br />
Commissie, die nog onlangs in een beslissing de interconnecties vastgelegd<br />
heeft die prioritair voor Europa moeten ontwikkeld worden 51 .<br />
Beheer van de congesties<br />
Een Ontwikkelingsplan heeft niet de opdracht om de marktmechanismen te<br />
bespreken, die nodig zijn om de beschikbare capaciteiten op een billijke manier<br />
te verdelen, allereerst tussen de netten van de verscheidene landen en dan<br />
tussen de marktspelers.<br />
Niettemin moet men beseffen dat versterkingen van internationale verbindingen<br />
weinig zin hebben, als ze niet door aangepaste mechanismen begeleid worden.<br />
Zo worden binnen ETSO gedetailleerde voorstellen bestudeerd en uitgewerkt,<br />
om de beschikbare transactiecapaciteiten tussen netten op een economisch<br />
doeltreffende manier uit te baten (bijvoorbeeld: de gecoördineerde veiling van<br />
beschikbare capaciteiten). Geïnteresseerden kunnen de documenten raadplegen<br />
51 Decision n° 1229/<strong>2003</strong>/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June <strong>2003</strong> laying down a series of<br />
guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
77
78<br />
die op website van ETSO ter beschikking gesteld worden, die al op deel 4.1.2<br />
vermeld werd.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
5 Criteria voor de<br />
ontwikkeling van het<br />
transmissienet<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
79
80<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De eerste stap in de dimensionering van het net bestaat erin knelpunten op te<br />
sporen. Dit zijn kritieke punten, waar de technische ontwikkelingscriteria niet<br />
langer gerespecteerd worden bijvoorbeeld omwille van de evolutie van:<br />
• het elektriciteitsverbruik;<br />
• het productiepark;<br />
• de internationale transacties.<br />
Zodra deze kritieke punten opgespoord zijn, worden de netversterkingen<br />
bepaald, die noodzakelijk zijn om de vereiste capaciteit te blijven waarborgen.<br />
Hiervoor wordt – naast technische parameters – eveneens rekening gehouden<br />
met zowel economische criteria als met de impact van de netinvesteringen op<br />
het leefmilieu. Dit moet uiteindelijk leiden tot de beste oplossing voor de<br />
gemeenschap.<br />
5.1 TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET<br />
TRANSMISSIENET<br />
5.1.1 BESCHRIJVING VAN HET LOAD-FLOWMODEL<br />
Om een model te ontwikkelen van een elektriciteitsnet worden verscheidene<br />
berekeningsinstrumenten gebruikt:<br />
• een loadflow-model;<br />
• een berekeningsmodel voor het kortsluitvermogen 52 in elk knooppunt van het<br />
net;<br />
• een model voor de statische en dynamische stabiliteit van het net 53 ;<br />
• een model voor de spanningsstabiliteit 54 .<br />
Het model voor het verloop van de fluxen dient om een simulatie te maken van<br />
de load-flows op een of meer specifieke werkingspunten 55 . Een werkingspunt<br />
wordt gekenmerkt door een bepaalde netconfiguratie, een bepaalde<br />
samenstelling van het productiepark, een bepaalde import- en transitsituatie en<br />
een zeker belastingsniveau voor elk totaal verbruik.<br />
Om een netmodel uit te werken moeten een aantal gegevens bekend zijn over:<br />
• de netelementen en de wijze waarop ze met elkaar geschakeld zijn;<br />
• de injectiebronnen in het net: met name de productie-eenheden en de<br />
elektriciteitsimport;<br />
• de lokale verbruiken en afnames op het net.<br />
In de delen 5.1.1 tot 5.1.3 hierna wordt dieper ingegaan op de hiertoe<br />
noodzakelijke gegevens.<br />
52 Het kortsluitvermogen is een conventionele waarde gelijk aan het product van de nominale spanning en de<br />
kortsluitstroom (de stroom ontstaan bij een rechtstreekse aarding van de drie fasen).<br />
53 Onder de statische en dynamische stabiliteit van een net wordt verstaan de mate waarin dat net in staat is om de<br />
synchrone werking van de productie-eenheden te waarborgen, zowel bij lichte als zware storingen.<br />
54 Met het model voor de spanningsstabiliteit kan worden nagegaan of de spanningsdalingen veroorzaakt door de<br />
energietransfers tussen de knooppunten van het net, zelfs bij een incident, binnen aanvaardbare normen blijven.<br />
55 Het begrip “werkingspunt” wordt gedetailleerd omschreven in het vervolg van dit hoofdstuk, in deel 5.1.2<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
81
82<br />
Netmodel<br />
Het net beheerd door <strong>Elia</strong><br />
Voor de berekening van de load-flows is een databank nodig die de<br />
karakteristieken van alle netelementen op de spanningsniveaus van 380 kV tot<br />
26 kV omvat, met inbegrip van hun schakelschema.<br />
Deze gegevens omvatten de elektrische kenmerken (weerstand, inductantie,<br />
capaciteit,…) van elk netelement, alsook hun werkingslimieten (nominaal<br />
vermogen, kortsluitvastheid,…).<br />
De buitenlandse netten<br />
Het Belgische net maakt onlosmakelijk deel uit van een groter geheel: het<br />
UCTE-net en de daarmee verbonden netten. Een analyse van de werking van<br />
het Belgische net dient dan ook rekening te houden met deze buitenlandse<br />
netten.<br />
De gegevens over deze netten worden verzameld volgens de procedures<br />
vastgelegd in onderling overleg tussen de verschillende netbeheerders en<br />
uitgewerkt binnen de UCTE. Zo geven de verschillende landen geen volledig<br />
beeld van hun netten, maar een vereenvoudigde voorstelling. Voor de delen die<br />
de interconnectiefluxen slechts in beperkte mate beïnvloeden, wordt een<br />
equivalent schema gebruikt.<br />
<strong>Elia</strong> maakt nog een verdere vereenvoudiging van dit Europese net: enkel een<br />
kring rondom België wordt volledig voorgesteld; de rest van Europa wordt sterk<br />
geschematiseerd.<br />
Voor de berekeningen gebruikt <strong>Elia</strong> altijd de meest recente configuratie van het<br />
UCTE-net.<br />
Model van het productiepark en van de import<br />
Belgisch productiepark<br />
Het model voor de load-flows in het elektriciteitsnet maakt ook gebruik van een<br />
aantal gegevens over de productie-eenheden, met name hun nominaal<br />
vermogen, hun kortsluitinductantie, hun statisme voor actieve vermogen en<br />
voor blindvermogen hun werkingsgebied en hun werkingspunt.<br />
Import van elektriciteit<br />
Wanneer de productie en het verbruik in het Belgische systeem niet in<br />
evenwicht zijn, voorziet het programma compensatie vanuit een knooppunt, dat<br />
voor een vrij neutrale verdeling van de fluxen over de Frans-Belgische en de<br />
Nederlands-Belgische grenzen zorgt 56 .<br />
56 Indien nodig worden ook varianten onderzocht.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Model van de afnames<br />
De berekening van de load-flows gebeurt op basis van een voorstelling van de<br />
afnames opgetekend in elk te onderzoeken knooppunt van het net voor het<br />
betreffende werkingspunt.<br />
Behalve indien expliciet anders voorzien, wordt de voeding van een<br />
netgebruiker altijd afgebeeld met een hoofdvoeding en slechts één hulpvoeding.<br />
5.1.2 METHODES VOOR DIMENSIONERING<br />
Bij de traditionele methodes wordt het net gewoonlijk op basis van de<br />
“belastingspiek” gedimensioneerd.<br />
Met belastingspiek wordt bedoeld:<br />
• bij de dimensionering van de 380 kV- tot en met 150 kV-netten: de nationale<br />
belastingspiek, die overeenstemt met het maximaal opgevraagd vermogen in<br />
de loop van een jaar 57 ;<br />
• bij de dimensionering van de netten met een lagere spanning dan 150 kV,<br />
namelijk deze op 70 kV t.e.m. 26 kV: de belastingspiek voor de invloedzone<br />
van het bestudeerde lokale net 58 ;<br />
• bij de dimensionering van de aansluiting van verbruikers: de lokale<br />
belastingspiek 59 .<br />
Om rekening te houden met werkingscondities, waar bepaalde netelementen<br />
en/of productie-eenheden buiten bedrijf zijn wegens onderhoud, bepaalt men<br />
een werkingspunt “buiten de piek”. Het is immers nuttig om de belastingen voor<br />
dit werkingspunt te verifiëren waarvoor in principe:<br />
• de import- en/of transitvolumes hoger 60 liggen dan bij de “nationale piek”;<br />
• de nominale capaciteiten van de netelementen verlaagd zijn ten opzichte van<br />
de omstandigheden tijdens de winter.<br />
Het werkingspunt “buiten de piek” wordt conventioneel bepaald als het<br />
dagelijkse punt op een moment van het jaar waarop het verbruik zo ver is<br />
gedaald dat het gevraagde vermogen nog 85% bedraagt van de nationale<br />
verbruikspiek.<br />
Overigens kunnen er zich voor een bepaald werkingspunt (“op de piek” of<br />
“buiten de piek”) verschillende toestanden van het net voordoen, die allemaal<br />
kunnen worden onderzocht. Zo onderzoekt men enerzijds de verschillende<br />
werkingspunten van het net in zijn toestand van “volledige beschikbaarheid”,<br />
d.w.z. wanneer alle elementen van het net en alle productie-eenheden in de<br />
bestudeerde situatie beschikbaar zijn. Anderzijds onderzoekt men ook die<br />
werkingspunten in het net in toestanden die met de term “toestand met<br />
57 In de Noord-Europese landen valt de nationale belastingspiek gewoonlijk tijdens een koude, donkere periode. Waar<br />
een intensief beroep wordt gedaan op airconditioning, zoals bijvoorbeeld in Californië, verplaatst de nationale<br />
belastingspiek zich naar de zomer, tijdens hittegolven.<br />
58 De belastingspiek van een bepaalde zone ligt gewoonlijk hoger dan de belasting van deze zone op het ogenblik van<br />
de nationale belastingspiek<br />
Het tijdstip van de belastingspiek van lokale netten is afhankelijk van de aard van de belastingen aangesloten op dit<br />
net.<br />
59 De netgebruiker is in principe als enige verantwoordelijk voor de prognose van de waarde en het tijdstip van zijn<br />
individuele belastingspiek. De netbeheerder controleert alleen of de gegeven voorspellingen plausibel zijn.<br />
60 Het potentieel aan productie tegen lage kost is in onze buurlanden immers hoger buiten de piek dan op de piek.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
83
84<br />
incidenten” wordt aangeduid en die worden gekenmerkt door het verlies van<br />
netelementen en/ of productie-eenheden.<br />
De volgende delen geven een omschrijving van de werkingspunten en<br />
toestanden van het net die voor de simulaties worden weerhouden.<br />
Beschrijving van de geanalyseerde werkingspunten<br />
Het net wordt bestudeerd “op de piek” en “buiten de piek”.<br />
Bij het onderzoek van het werkingspunt “buiten de piek” wordt rekening<br />
gehouden met drie verschillende werkingspunten:<br />
• het basiswerkingspunt “buiten de piek”;<br />
• twee andere werkingspunten “buiten de piek” die toelaten de impact te<br />
onderzoeken van de onbeschikbaarheid wegen onderhoud van volgende<br />
elementen:<br />
- de grootste eenheid van de zone en<br />
- ieder element (lijnen of transformator) van het 380 kV-net dat deel uitmaakt<br />
van het interconnectienet.<br />
Voor elk werkingspunt (“op de piek” en “buiten de piek”), worden er<br />
verschillende varianten voor de transit over het net onderzocht.<br />
In alle gevallen wordt het evenwicht tussen de productie en het verbruik op het<br />
compensatieknooppunt hersteld.<br />
Werkingspunt “op de piek”<br />
Op de piek wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van het<br />
productiepark beschikbaar zijn 61 .<br />
Het productieplan 62 wordt door de producenten opgesteld. Indien dit niet<br />
beschikbaar is, maakt de netbeheerder zelf een economische stapeling op basis<br />
van de beschikbare gegevens en de gekozen hypotheses. Zo worden alleen<br />
eenheden ingezet die in normale omstandigheden werken, zonder de<br />
piekeenheden, zoals turbojets, gasturbines in open cyclus,...<br />
Basiswerkingspunt “buiten de piek”<br />
“Buiten de piek” wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van<br />
het productiepark beschikbaar zijn, net zoals “op de piek”.<br />
Het beschouwde productieplan is hetzelfde als het plan dat werd omschreven<br />
voor het werkingspunt op de piek. De werkingspunten van de eenheden zijn zo<br />
aangepast, dat de productie met het verbruiksniveau in evenwicht wordt<br />
gebracht.<br />
61 Bij de piek onderzoekt men geen situaties met geprogrammeerde onbeschikbaarheden.<br />
62 Het Productieplan bepaalt de keuze van de productie-eenheden in dienst<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Werkingspunt “buiten de piek”, waarbij de grootste eenheid van de<br />
zone niet beschikbaar is<br />
Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt de TNB werkingspunten<br />
uit waarbij de grootste eenheid van de zone niet beschikbaar is. Voor die<br />
werkingspunten vervangt men in principe de stilgelegde productie-eenheid door<br />
één of meer productie-eenheden die niet worden gebruikt in het productieplan<br />
voor het basiswerkingspunt “buiten de piek” 63 .<br />
Werkingspunt “buiten de piek” met onbeschikbare elementen in het<br />
380 kV-net<br />
Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt het TNB werkingspunten<br />
uit waarbij 380 kV-netelementen – lijnen of transformatoren – niet beschikbaar<br />
zijn. Indien nodig wordt het productieplan aangepast, zodat het element in<br />
kwestie buiten dienst kan worden gesteld.<br />
Transitvarianten<br />
Op basis van de werkingspunten “op de piek” en “buiten de piek” zonder<br />
onbeschikbaarheid, onderzoekt men in de mate van het mogelijke de impact<br />
van verschillende niveaus van transitfluxen via ons net – bijvoorbeeld tussen<br />
Frankrijk en Nederland.<br />
Beschrijving van de onderzochte toestanden<br />
Op een bepaald werkingspunt kunnen zich verscheidene te onderzoeken<br />
nettoestanden voordoen:<br />
• de gezonde toestand: een ideale toestand waarin alle voorziene netelementen<br />
en productie-eenheden in bedrijf zijn;<br />
• alle toestanden met “enkelvoudig incident”, gekenmerkt door het verlies van<br />
één element (netelement of productie-eenheid);<br />
• alle toestanden met “dubbel incident”, gekenmerkt door het verlies van één<br />
productie-eenheid in combinatie met ofwel een andere productie-eenheid<br />
ofwel een netelement;<br />
• alle toestanden met incident op een 380 kV-railstel.<br />
Gezonde nettoestand<br />
De gezonde toestand is een ideale toestand waarin alle netelementen en<br />
productie-eenheden beschikbaar worden geacht, behalve de elementen, die<br />
volgens de planning uitdrukkelijk als buiten dienst worden voorzien.<br />
Voor ieder bestudeerd werkingspunt wordt het net op de meest efficiënte<br />
manier uitgebaat zowel wat de onderlinge schakeling van de verscheidene<br />
netelementen 64 als de spanningsregeling 65 betreft.<br />
63 Men aanvaardt dat er verplichte productie-eenheden zijn.<br />
64 De schakeling van de netelementen behelst:<br />
• het aansluiten van de netelementen op één of ander railstel;<br />
• de werking van de railstellen in gekoppelde of ontkoppelde toestand;<br />
• de buitendienststelling van bepaalde verbindingen (openen van de verbindingen aan één of andere kant).<br />
65 De spanningsregeling betekent:<br />
• inzetten van de blindvermogenproducties:productie-eenheden, condensatorbatterijen, Static Var Compensator,...;<br />
• instellen van de stappenregelaars op de transformatoren.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
85
86<br />
De gezonde toestand geldt als basistoestand voor alle andere toestanden, die<br />
het gevolg zijn van incidenten, zoals hierna beschreven.<br />
De nettoestanden bij “enkelvoudig incident”<br />
Met “enkelvoudig incident” of “N-1 incident” wordt bedoeld het verlies van één<br />
productie-eenheid of één netelement 66 : bovengrondse lijn, ondergrondse kabel,<br />
transformator, condensatorbatterij, enz.<br />
Voor de simulatie van de enkelvoudige incidenten worden alle elementen van<br />
het Belgische net in aanmerking genomen. Ook de elementen van buitenlandse<br />
netten die door hun nabijheid in geval van incident een belangrijke invloed op<br />
het Belgische net kunnen hebben, worden in incidentsimulaties opgenomen.<br />
In de simulatie van een enkelvoudig incident is het niet toegestaan om het even<br />
welke schakeling uit te voeren om de gevolgen 67 van dat incident te beperken.<br />
De nettoestanden bij “dubbel incident”<br />
Een “dubbel incident” of “N-2 incident” wordt gekenmerkt door het verlies van<br />
twee elementen: één productie-eenheid, ofwel samen met een andere<br />
productie-eenheid ofwel met één netelement. Deze benadering is<br />
gerechtvaardigd, omdat het waarschijnlijker is dat een productie-eenheid<br />
onbeschikbaar wordt dan een netelement.<br />
Vermits het weinig waarschijnlijk is dat zich simultaan twee netincidenten<br />
voordoen, wordt voor de simulatie het volgende schema gehanteerd:<br />
• het eerste incident is het verlies van een productie-eenheid;<br />
• een enkelvoudige schakeling 68 is toegestaan om de bedrijfszekerheid te<br />
herstellen;<br />
• het tweede incident is ofwel een productie-eenheid ofwel een netelement.<br />
In het Belgische net wordt nooit het “mastincident” beschouwd: er wordt dus<br />
verondersteld dat de verscheidene draadstellen of circuits, die op dezelfde<br />
masten aangelegd zijn, niet samen kunnen uitvallen. Dit valt te rechtvaardigen<br />
door de zeer lage waarschijnlijkheid van dergelijk incident.<br />
De nettoestanden bij “incidenten met railstellen” in 380 kV<br />
Een “railstelincident” verwijst naar het verlies van een railstel in een 380 kV-<br />
post. Een railstel wordt hierbij in de strikte zin gedefinieerd, d.w.z. als een rails-<br />
gedeelte zonder vermogenschakelaar.<br />
66 Met uitzondering van railstellen die afzonderljik behandeld worden.<br />
67 In de 36 kV en 30 kV-netten wordt niettemin een uitzondering gemaakt voor automatische schakelingen tengevolge<br />
van het verlies van een netelement. Deze schakelingen worden door een automaat uitgevoerd zonder enige<br />
menselijke tussenkomst.<br />
68 Een enkelvoudige schakeling is een schakeling die alleen van de verloren productie afhankelijk is en niet van de<br />
nettopologie en die verbonden is aan het verlies van de productie:<br />
• door het openen of sluiten van één vermogenschakelaar;<br />
• door de overschakeling van één netelement van een railstel op het andere in een HS-post die met gescheiden<br />
railstellen wordt geëxploiteerd;<br />
• door het verhogen of verlagen van de productie van blindvermogen op een productie-eenheid.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Combinaties van werkingspunten en toestanden<br />
De werkingspunten “buiten de piek” met onbeschikbaarheid van 380 kV-<br />
netelementen worden uitsluitend onderzocht voor de gezonde toestand en voor<br />
de enkelvoudige incidenten.<br />
Alle andere beschouwde werkingspunten van het net worden onderzocht voor<br />
de gezonde toestand en voor alle toestanden ten gevolge van een enkelvoudig<br />
incident, een dubbel incident en een incident met railstellen.<br />
5.1.3 ONTWIKKELINGSCRITERIA<br />
De werking van een elektrisch net wordt door verschillende parameters<br />
gekenmerkt:<br />
• de waarden van de fluxen op het net, namelijk:<br />
− de fluxen, die bepaalde toelaatbare drempels niet mogen overschrijden;<br />
− de spanningsniveaus in elk knooppunt van het net, die binnen een gegeven<br />
bereik rond de nominale waarde moeten blijven;<br />
− de productie van de eenheden, die binnen het voorziene werkingsdomein<br />
moet blijven, zowel op het vlak van actief vermogen als van blindvermogen;<br />
• het kortsluitvermogen;<br />
• de stabiliteit van het net tegenover een spanningsinstorting;<br />
• de dynamische en statische stabiliteit.<br />
Voor elke nettoestand zijn grenswaarden vastgelegd voor elk van deze<br />
parameters. Een net beantwoordt aan de ontwikkelingscriteria als voor de<br />
onderzochte toestand de waarden van alle parameters in alle load-<br />
flowsimulaties onder de limietwaarden of binnen het vooropgestelde bereik<br />
blijven.<br />
De parameters van de netfluxen<br />
De parameters, die het verloop van de netfluxen bepalen, zijn de stromen in elk<br />
netelement, de waarde van de spanning in elk knooppunt en de behoeften aan<br />
blindvermogen.<br />
Transportcapaciteit en het overschrijden van die capaciteit<br />
De transportcapaciteit van een bovengrondse lijn of een ondergrondse kabel<br />
wordt gekenmerkt door de nominale stroom, deze van een transformator door<br />
zijn nominaal vermogen. De nominale stroom of het nominaal vermogen zijn<br />
vastgelegd in overeenstemming met de geldende normen, en dit voor<br />
welbepaalde omstandigheden inzake omgevingstemperatuur en andere externe<br />
factoren. Zo wordt voor bovengrondse lijnen rekening gehouden met de<br />
windsterkte en de zonnestraling en voor ondergrondse kabels met de wijze van<br />
aanleg, alsook met de thermische weerstand van de grond.<br />
Voor bepaalde incidenttoestanden worden grotere marges aanvaard tegenover<br />
de verschillende limietwaarden, om rekening te houden met het buitengewoon<br />
karakter van het incident.<br />
De toelaatbare capaciteit schommelt met de seizoenen; bij de analyse van een<br />
toestand wordt met deze schommelingen rekening gehouden. De capaciteit van<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
87
88<br />
een netelement is beperkt door zijn opwarmingslimiet. Deze limiet is zelf<br />
rechtstreeks afhankelijk van de omgevingstemperatuur. Op dit ogenblik worden<br />
alleen voor de bovengrondse lijnen seizoengebonden capaciteiten toegepast 69 .<br />
Spanningsniveau<br />
De spanning tussen twee knooppunten in het net moet binnen een toelaatbaar<br />
werkingsgebied blijven. Dit werkingsgebied is breder voor toestanden ten<br />
gevolge van een dubbel incident of een incident met railstellen dan voor de<br />
gezonde toestand en de toestanden ten gevolge van een enkelvoudig incident.<br />
Productie van blindvermogen<br />
De productie van blindvermogen van de eenheden moet binnen een<br />
aanvaardbaar werkingsgebied 70 blijven, tussen een maximum en een minimum<br />
waarde.<br />
De gekozen aanpak bestaat erin de producties van blindvermogen te laten<br />
regelen via de spanningsregelaars van de productie-eenheden en erop toe te<br />
zien dat ze binnen het toelaatbare bereik 71 blijven.<br />
Driefasig kortsluitvermogen<br />
Het driefasig kortsluitvermogen wordt beperkt door de bestaande uitrustingen in<br />
de HS-posten. Bovendien leggen de Technische Reglementen maximale<br />
ontwerpwaarden op voor de verscheidene spanningsniveaus.<br />
Met ontwikkelingsberekeningen wordt nagegaan of de berekende<br />
kortsluitstromen in geen enkel knooppunt de grenswaarden van het Technisch<br />
Reglement overschrijden. Indien de ontwerpwaarden van bepaalde uitrustingen<br />
in een HS-post overschreden worden, moeten oplossingen worden gezocht,<br />
ofwel om de waarden van de kortsluitstromen in dat knooppunt te verminderen,<br />
ofwel om de uitrustingen te vervangen die deze beperkingen veroorzaken.<br />
Spanningsstabiliteit<br />
Door de sterke vermazing van het Belgische net en de strenge spanningscriteria<br />
is het risico van een spanningsinstorting voor de onderzochte toestanden zeer<br />
laag, maar de spanningsstabiliteit wordt niettemin gecheckt.<br />
69 Voor de ondergrondse kabels wordt geen rekening gehouden met seizoengebonden capaciteiten daar de<br />
grondtemperatuur op de diepte van de kabels weinig aan seizoenschommelingen onderhevig is. De mogelijkheid<br />
wordt onderzocht om voor de transformatoren seizoengebonden capaciteiten in te voeren.<br />
70 Het werkingsgebied hangt af van verscheidene parameters: het geleverde actieve vermogen, de<br />
koelingsvoorwaarden, de spanning op de alternator. In de huidige omstandigheden wordt enkel met de eerste<br />
parameter rekening gehouden.<br />
71 In het alternatief wordt ervan uitgegaan dat de spanningsregelaar de productie van blindvermogen binnen het<br />
regelbereik houdt en dat er dus geen risico bestaat dat de maximum- of minimumdrempels ooit worden<br />
overschreden. Dit kan men voorstellen via het load-flowberekeningsmodel. Het volstaat de spanning te controleren<br />
wanneer de productie van blindvermogen de maximum- of minimumdrempel bereikt.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Dynamische stabiliteit<br />
Studies over de dynamische stabiliteit worden uitgevoerd bij:<br />
• de aansluiting van belangrijke productie-eenheden;<br />
• belangrijke structurele wijzigingen in het net.<br />
De dynamische stabiliteit van het net wordt toereikend geacht als geen enkele<br />
productie-eenheid het synchronisme verliest bij een driefasige kortsluiting op<br />
het interconnectienet, en op voorwaarde dat de fout uitgeschakeld wordt binnen<br />
de tijdspanne die in het Technisch Reglement is vastgelegd.<br />
5.1.4 STANDAARDINFRASTRUCTUUR EN -UITRUSTING<br />
Wanneer het net niet aan de criteria inzake dimensionering voldoet, wordt het<br />
versterkt met standaardinfrastructuur en -uitrusting 72 .<br />
De gegevens voor de infrastructuur en uitrusting, die in de simulaties voor de<br />
ontwikkeling van het net worden gebruikt, stemmen overeen met de kenmerken<br />
van de standaardinfrastructuur en –uitrusting die thans op het terrein worden<br />
gebruikt.<br />
5.1.5 VOORZIENE EVOLUTIES INZAKE DE LOAD-FLOWMODELLEN<br />
Vandaag is de methodologie voor de dimensionering van het net gebaseerd op<br />
deterministische criteria.<br />
Dit onderzoek kan worden vervangen door een probabilistische analyse,<br />
uitgebreid met een aantal – over het hele jaar verspreide – werkingspunten.<br />
Deze werkingspunten moeten dan rekening houden met:<br />
• verscheidene toestanden van het productiepark;<br />
• belastingsniveaus, die de evolutie over het hele jaar weerspiegelen;<br />
• nettoestanden waar meerdere netelementen buiten dienst zijn;<br />
• verscheidene internationale transitfluxen.<br />
Deze probabilistische aanpak kan een beter zicht geven op de netontwikkeling<br />
dan de huidige benadering met een beperkt aantal typische werkingspunten en<br />
toestanden. Deze methode vereist echter het verzamelen van een massa<br />
gegevens en de simulatie van een zeer groot aantal werkingspunten. Bovendien<br />
moeten betrouwbare statistische gegevens beschikbaar zijn over de probabiliteit<br />
van elk van de talrijke geanalyseerde werkingspunten, alsook de nodige tools<br />
om al die resultaten te verwerken en te analyseren.<br />
Deze methoden worden momenteel in onderzoeksprojecten uitgetest.<br />
72 Met infrastructuur bedoelt men de belangrijkste netelementen: lijnen, kabels, posten, transformatoren en<br />
condensatorbatterijen. Dit zijn de elementen die veel plaats innemen, die de grootste investeringen vereisen en die<br />
de zwaarste milieu-invloed hebben. Het begrip uitrusting omvat alle andere elementen: onderbrekingstoestellen,<br />
meettoestellen, beveiligingen,… en dan met name de controle- en de sturingsapparatuur.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
89
90<br />
5.2 ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEU-<br />
IMPACT<br />
De delen 5.2.1 en 5.2.2 hierna verduidelijken welke stappen worden<br />
ondernomen om te komen tot investeringen, die een optimaal evenwicht<br />
vormen tussen de economische criteria en de eisen van het milieu enerzijds en<br />
de technische criteria anderzijds.<br />
5.2.1 ECONOMISCHE EVALUATIE<br />
De economische evaluatie tracht uit alle technisch haalbare oplossingen die<br />
oplossing te identificeren, die het beste voldoet vanuit een economisch<br />
standpunt. Gezien de meestal lange afschrijvingsduur van de geplande<br />
investeringen moet deze zoektocht rekening houden met de evolutie van de<br />
behoeften in de tijd. Het onderzoek moet dan ook een voldoende lange periode<br />
beschouwen om een keuze voor kortetermijnoplossingen te vermijden. Deze<br />
zijn meestal niet optimaal en kunnen op langere termijn zeer duur uitvallen.<br />
De volgende denkpistes worden verkend bij het zoeken naar een optimale<br />
oplossing vanuit economisch standpunt:<br />
• onderzoek van de topologische wijzigingsmogelijkheden: nagaan of de<br />
wijzigingen in de configuratie van de netelementen volstaan om – zonder<br />
investeringen in het net – aan de ontwikkelingscriteria te voldoen;<br />
• onderzoek naar het beste gebruik van de bestaande infrastructuur (posten of<br />
verbindingen): in de mate van het mogelijke de bestaande infrastructuren<br />
versterken vooraleer de realisatie van nieuwe infrastructuur te overwegen;<br />
• onderzoek naar de realisatie van nieuwe bijkomende infrastructuur;<br />
• analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd: hiermee wordt<br />
beoogd de versterkingen zoveel mogelijk tot het strikt noodzakelijke minimum<br />
te beperken en stapsgewijs aan de evolutie van de behoeften aan te passen;<br />
• zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn: vergelijking vanuit<br />
een technisch-economisch standpunt van de varianten, die op basis van de<br />
eerste vier denkpistes werden overwogen.<br />
Exploratie van de topologische wijzigingsmogelijkheden<br />
Met topologische wijziging wordt de wijziging bedoeld van de aansluitingen van<br />
verschillende verbindingen en transformatoren op de railstellen van een post,<br />
voor zover deze post kan worden geëxploiteerd met gescheiden railstellen.<br />
Wijzigingen kunnen gelijktijdig in meerdere posten worden gerealiseerd om zo<br />
tot een hogere doeltreffendheid te komen. Een andere mogelijkheid is het<br />
exploiteren met open koppeling van de railstellen van een post waarvan de<br />
koppeling tot dan gesloten was.<br />
De investeringskosten voor een wijziging in de exploitatie van railstellen zijn<br />
vrijwel te verwaarlozen: de enige kosten zijn de eventuele installatie van een<br />
bijkomend railstel met het oog op het waarborgen van bedrijfszekerheid van het<br />
net, ook bij onderhoud van een railstel.<br />
In sommige gevallen kan het buiten of in dienst stellen van bepaalde<br />
netelementen, afhankelijk van de aan- of afwezigheid van een productie-<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
eenheid, een doeltreffende topologische ingreep zijn. Deze maatregel wordt<br />
reeds genomen voor bepaalde productie-eenheden en bepaalde 380/150 kV-<br />
transformatoren in de 380 kV- en 150 kV-netten en kan naar andere netten<br />
worden uitgebreid.<br />
Deze maatregel kan echter slechts zelden worden toegepast vermits hij de<br />
complexiteit verhoogt en daardoor de exploitatieveiligheid van het net verlaagt.<br />
Onderzoek naar een beter gebruik van de bestaande infrastructuur<br />
De tweede denkpiste betreft de mogelijkheden om bestaande infrastructuren te<br />
versterken. In de volgende delen bekijken we achtereenvolgens de<br />
mogelijkheden om bovengrondse lijnen en transformatieposten te versterken.<br />
Mogelijkheden om bovengrondse lijnen te versterken<br />
Bij overbelasting van een luchtlijn tijdens de simulatie van bepaalde incidenten<br />
is de plaatsing van een tweede draadstel – als dat nog niet gebeurd is – een<br />
eerste mogelijke oplossing.<br />
Het versterken van de geleiders van een bestaande lijn wordt eveneens<br />
onderzocht, al zijn de mogelijkheden daarvoor vrij beperkt. Geleiders met een<br />
grotere sectie oefenen in principe immers een zwaardere mechanische kracht<br />
uit op de masten. Het kan daarom nodig zijn de metalen structuren (het<br />
geraamte) en zelfs de funderingen van die masten te versterken. Op deze wijze<br />
lopen de kosten voor deze investeringen al snel enorm op en evenaren ze soms<br />
de kostprijs voor de volledige heraanleg van de lijn.<br />
Mogelijkheden om de transformatoren te versterken<br />
Als het transformatievermogen van een post niet meer volstaat, wordt als<br />
eerste oplossing gedacht aan zijn versterking: ofwel door de vervanging van de<br />
bestaande transformator(en) door krachtiger transformator(en), ofwel door de<br />
installatie van bijkomende transformatoren in de bestaande post. De vaste<br />
kosten voor de oprichting van een nieuwe post lopen immers vrij hoog op.<br />
Toch kan het gebeuren dat deze oplossingen niet meer mogelijk zijn door de<br />
verzadiging van de post op het vlak van beschikbare ruimte of van het<br />
potentieel om het vermogen af te voeren.<br />
De verzadiging van de posten voor de voeding van het middenspanningsnet<br />
wordt vooral veroorzaakt door het middenspanningsnet zelf. De wegen aan de<br />
uitgang van de post kunnen namelijk volledig ingenomen worden door de<br />
middenspanningskabels, die nodig zijn om het vermogen af te voeren. Verder is<br />
de geografische uitgestrektheid van de zone voor voeding in middenspanning<br />
beperkt: op grotere afstand worden de spanningsverliezen via de kabels immers<br />
te groot, zodat de criteria voor de spanning op het einde van het<br />
middenspanningsnet niet meer worden gerespecteerd.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
91
92<br />
Onderzoek naar de realisatie van nieuwe infrastructuur<br />
Een derde denkpiste is de bouw van nieuwe infrastructuur. Hierna wordt de<br />
werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen of nieuwe posten<br />
verduidelijkt.<br />
De keuze voor nieuwe infrastructuur valt binnen een beperkte lijst<br />
gestandaardiseerde installaties. Met het oog op rationalisatie van de kosten legt<br />
de netbeheerder zichzelf immers een beperking op in de keuze van het<br />
nominale vermogen van de installaties. De optimale dimensionering van deze<br />
installaties wordt gewaarborgd door geregeld uitgevoerd theoretisch onderzoek<br />
op basis van de prijsevolutie van uitrustingen en technieken.<br />
Werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen<br />
Economisch gezien is de kortste verbinding tussen twee netknooppunten de<br />
optimale oplossing om overeenstemming met de technische<br />
ontwikkelingscriteria te bereiken. De hierbij gehanteerde werkwijze is intuïtief.<br />
Gezien het grote aantal bestaande knooppunten binnen het net is het immers<br />
onmogelijk om alle mogelijke combinaties voor verbindingen tussen twee<br />
knooppunten te onderzoeken. De mogelijkheid om nieuwe knooppunten op te<br />
richten verhoogt bovendien het aantal mogelijke situaties.<br />
Uiteindelijk wordt gekozen voor die oplossing, die een minimale afstand (en<br />
kost) combineert met een aanvaardbare uitvoering qua ruimtelijke ordening.<br />
Werkwijze voor de oprichting van nieuwe posten<br />
Het belangrijkste keuzecriterium voor de bouw van een nieuwe post is de<br />
afstand ten opzichte van de bestaande infrastructuur. Het komt er op aan om<br />
de lengte van de nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken.<br />
Toch spelen nog twee andere criteria hierin een belangrijke rol:<br />
• de moeilijkheidsgraad voor de vestiging van nieuwe installaties; dit heeft te<br />
maken met de beperkingen inzake ruimtelijke ordening;<br />
• de nabijheid van de post tot het zwaartepunt van de te voeden belastingen.<br />
De beperking van de afstand van een nieuwe post tot de bestaande<br />
verbindingen stemt perfect overeen met de doelstellingen inzake ruimtelijke<br />
ordening. Verder worden nieuwe posten bij voorkeur ingeplant in zones, die<br />
voor de industrie zijn gereserveerd.<br />
De posten voor de voeding van het middenspanningsnet moeten zodanig<br />
worden ingeplant, dat de lengte van het middenspanningsnet tot een minimum<br />
wordt beperkt. Anders gezegd: deze posten moeten zo dicht mogelijk bij het<br />
zwaartepunt van het te bevoorraden verbruik liggen. Daarom moet de ligging<br />
van dit zwaartepunt niet alleen in de huidige situatie worden onderzocht, maar<br />
ook op basis van de perspectieven op langere termijn voor de evolutie van het<br />
verbruik.<br />
De voormelde criteria zijn niet altijd onderling verenigbaar. Er moeten bijgevolg<br />
keuzes worden gemaakt.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd<br />
Bij het uitwerken van lange termijnoplossingen wordt altijd de spreiding van de<br />
investeringen in de tijd onderzocht. De evolutie van het elektriciteitsverbruik<br />
wordt immers gekenmerkt door een vrij constante jaarlijkse stijging, in<br />
tegenstelling tot een investering, die de capaciteit van de netten in één stap<br />
drastisch verhoogt. Daardoor levert de realisatie van een investering op korte<br />
termijn meestal een capaciteitsoverschot op. Een gespreide realisatie in<br />
opeenvolgende stappen laat echter toe de stijging van de capaciteit beter af te<br />
stemmen op de evolutie van het verbruik. Deze oplossing beperkt ook de kosten<br />
door de spreiding van de investeringen in de tijd.<br />
Deze methode is zeer gangbaar bij de oprichting van een nieuw voedingspunt<br />
voor het middenspanningsnet:<br />
• de eerste investering is de realisatie van de nieuwe post en het aansluiten<br />
ervan op het bestaande net; één enkele HS/MS-transformator wordt<br />
geïnstalleerd, terwijl de hulpvoeding wordt voorzien vanuit het<br />
middenspanningsnet;<br />
• de tweede transformator wordt geïnstalleerd zodra het net niet meer in staat<br />
is de nodige hulpvoeding te waarborgen, als de eerste transformator uitvalt.<br />
Zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn<br />
De verschillende varianten voor de versterking van een bepaald knelpunt<br />
worden technisch-economisch vergeleken op basis van de baremakosten van de<br />
verschillende voorziene werken.<br />
Bij in de tijd gespreide investeringen worden de varianten vergeleken op basis<br />
van de geactualiseerde waarde van de investeringskosten. De actualisatievoet<br />
die hiervoor wordt gebruikt, is de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van<br />
<strong>Elia</strong>. De vergelijking wordt gemaakt over een voldoende lange periode: dit biedt<br />
de garantie dat de geselecteerde oplossing op lange termijn geldig is en geen<br />
verloren kosten meebrengt 73 .<br />
De voornaamste moeilijkheid voor de technisch-economische evaluatie is de<br />
definitie van de varianten. Er moet immers een kader worden bepaald voor de<br />
vergelijking hiervan, zodat alle elementen in overweging worden genomen die<br />
betekenisvolle kostprijsverschillen opleveren. Afhankelijk van het geval zal die<br />
vergelijking uitsluitend de investeringskosten betreffen of worden uitgebreid tot<br />
andere kostenelementen voor de netbeheerder, zoals bijvoorbeeld:<br />
• het niveau van de verliezen binnen de netten;<br />
• de kosten voor klein en groot onderhoud voor verschillende uitrustingstypes;<br />
• de congestieopheffing, of met andere woorden: de kosten om de producenten<br />
– tegen financiële vergoeding door de netbeheerder – te verplichten<br />
productie-eenheden te doen draaien met het oog op de veiligheid van het net.<br />
Posten ter voeding van het middenspanningsnet<br />
Een bijkomende moeilijkheid doet zich voor op het niveau van de posten voor<br />
de voeding van het middenspanningsnet. Het zoeken naar het economische<br />
optimum moet gebeuren vanuit een globale studie voor de hoog- en<br />
73 Onder verloren kosten worden kosten bedoeld met betrekking tot installaties die overbodig worden.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
93
94<br />
middenspanningsnetten, die echter door verschillende netbeheerders worden<br />
beheerd. Daarom worden de nodige investeringen bepaald vanuit een<br />
gemeenschappelijk optimum, zodat vermeden wordt dat de ene netbeheerder<br />
voor minimale investeringen kiest, die de andere netbeheerder tot zwaardere<br />
investeringen verplichten. De beheerders van de verschillende netten<br />
overleggen daarom samen om voor de eindgebruiker de economisch optimale<br />
investering te waarborgen.<br />
De procedure die wordt gevolgd stemt overeen met de intenties van de federale<br />
en regionale wetgevers, die een overleg tussen de verschillende netbeheerders<br />
voorzien, zodat zij de ontwikkeling van hun respectieve netten kunnen<br />
optimaliseren 74 .<br />
Belastingsoverdrachten van de spanningsniveaus 70 tot 26 kV naar het<br />
spanningsniveau 220 tot 250 kV<br />
Het sociaal-economische optimum wordt eveneens nagestreefd voor de<br />
hoogspanningsnetten die volledig door <strong>Elia</strong> worden beheerd en die onder<br />
regionale of federale bevoegdheid vallen.<br />
Studies hebben immers aangetoond dat het - gezien de tendens om het net met<br />
ondergrondse kabels uit te breiden - economisch gunstiger is de ontwikkeling<br />
van het 220-150 kV-net te bevorderen, evenals de directe transformatie vanuit<br />
dit net naar de middenspanningsnetten.<br />
De versterking van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf<br />
het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 kV/ MS-transformatoren,<br />
vindt plaats:<br />
• voor een versterking van het vermogen van het transformatievermogen naar<br />
het middenspanningsnet;<br />
• om versterkingen van het 70 tot 26 kV-net en/ of transformaties van het 220-<br />
150 kV spanningsniveaus naar 70 tot 36 kV-spanningsniveaus te vermijden.<br />
Toch mag deze aanpak niet worden veralgemeend.<br />
Hij wordt namelijk niet toegepast in zones waar:<br />
• geen 220-150 kV-net is;<br />
• het 70 tot 26 kV-net voldoende is ontwikkeld;<br />
• de belastingsdichte laag is.<br />
Algemeen beleid op het vlak van de ontkoppeling van het 70 kV-net<br />
Het elektriciteitsverbruik in België blijft stijgen en de vermazing van het 150 kV-<br />
net wordt steeds groter. In die context moet men vermijden dat zich in de 70<br />
kV-netten parallelstromen vormen 75 . Belangrijke fluxen in het 150 kV-net<br />
kunnen het 70 kV-net belasten en er knelpunten veroorzaken. Deze knelpunten<br />
zouden dan de capaciteit van het 150 kV-net beperken en zouden versterkingen<br />
van het 70 kV-net vereisen, als geen alternatieve maatregel wordt genomen.<br />
Om deze situatie te vermijden, wordt een beleid van ontkoppeling van de 70<br />
kV-netten toegepast telkens wanneer dit mogelijk is. Hiervoor moet het 70 kV-<br />
net in het ideale geval in onafhankelijke deelnetten worden uitgebaat, die door<br />
74 Art. 372 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 dat een technisch reglement vastlegt voor het beheer van<br />
het transmissienet voor elektriciteit en de toegang ertoe.<br />
75 Het 70 kV-net heeft immers minder capaciteit dan het 150 kV-net.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
150/70 kV-transformatoren worden gevoed, die de bevoorradingszekerheid<br />
waarborgen en vermijden dat wederzijdse hulpvoedingen tussen de 70 kV-<br />
deelnetten nodig zijn.<br />
5.2.2 EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT<br />
De ontwikkeling van het net ligt in de lijn van de milieubeleidsverklaring van<br />
<strong>Elia</strong>, die hierna wordt weergegeven.<br />
Milieubeleidsplan<br />
Het milieubeleid van <strong>Elia</strong> is gebaseerd op de volgende grote principes:<br />
We gaan een verbintenis aan<br />
We integreren duurzame ontwikkeling en meer<br />
bepaald milieuzorg in onze dagelijkse werkzaamheden<br />
en in de ontwikkeling van onze activiteiten op lange<br />
termijn. Hiervoor werken we concrete beleidspunten<br />
en actieplannen uit.<br />
We willen weten<br />
We onderzoeken de milieu-invloeden van onze<br />
infrastructuur en onze activiteiten, we volgen ze op en<br />
we inventariseren ze. We zetten ons in voor<br />
onderzoek en ontwikkeling op het vlak van<br />
milieuvriendelijke en energie-efficiënte technieken en<br />
processen.<br />
We doen<br />
We spannen ons in om de impact van onze<br />
infrastructuur en onze activiteiten op het milieu zoveel<br />
mogelijk te beperken. We exploiteren onze<br />
infrastructuur en voeren onze activiteiten uit op basis<br />
van de beste beschikbare technieken. We beperken<br />
de aanleg van nieuwe infrastructuur door optimaal<br />
gebruik te maken van de bestaande.<br />
We sturen bij<br />
We evalueren onze milieuprestaties op regelmatige<br />
basis en sturen de beleidspunten en actieplannen<br />
waar nodig bij.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
95
96<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
We delen de verantwoordelijkheid<br />
We betrekken onze medewerkers actief bij het<br />
milieubeleid en zorgen voor de nodige opleiding en<br />
vorming om dit in de praktijk te kunnen brengen. De<br />
milieuzorg van <strong>Elia</strong> is immers een<br />
verantwoordelijkheid op elk niveau van de<br />
onderneming.<br />
We doen iets meer<br />
We zetten ons in op het vlak van de bescherming van<br />
het milieu waar dit binnen het ondernemingsbeleid<br />
mogelijk is.<br />
We informeren<br />
Evaluatie van de impacten op het milieu<br />
We willen een constructieve dialoog aangaan met de<br />
overheden, de milieu-instellingen en –organisaties, de<br />
netgebruikers en het publiek. We informeren geregeld<br />
over de milieu-invloeden van onze activiteiten, ons<br />
milieubeleid, onze acties en milieuprestaties.<br />
Zoals reeds beschreven, wordt uit alle varianten die voor de versterking van het<br />
net technisch mogelijk zijn, een oplossing gekozen die ook de effecten op het<br />
milieu beperkt. Een beleid dat voorrang geeft aan de ontwikkeling van de<br />
bestaande infrastructuur, beperkt per definitie de invloed op de omgeving. Toch<br />
wordt reeds bij de uitwerking van de diverse varianten een bondig onderzoek<br />
gevoerd om versterkingen van bestaande infrastructuur te weren, die om<br />
specifieke redenen een doorslaggevend effect zouden hebben op het milieu.<br />
Voorbeelden:<br />
• In welbepaalde gevallen wordt er niet meer gekozen voor de uitbreiding van<br />
posten die in een woonzone liggen, ook al is dat fysisch mogelijk; in dat geval<br />
wordt er een nieuwe post opgericht, die eventueel de functies van de<br />
bestaande post overneemt.<br />
• Bij de realisatie van nieuwe infrastructuur worden de oplossingen om het net<br />
te versterken, gezocht vanuit de vaste wil om de milieu-effecten tot een<br />
minimum te beperken. Verder houdt het haalbaarheidsonderzoek voor nieuwe<br />
installaties rekening met beperkingen op het vlak van de ruimtelijke ordening
en meer bijzonder de beperkingen in woonzones en beschermde zones<br />
(Natura 2000, natuurparken, …).<br />
Voor alle nieuwe installaties en bij de uitvoering van plannen in bestaande<br />
posten worden bovendien alle maatregelen genomen om het effect van onze<br />
installaties op de omgeving te beperken, en dit op het vlak van:<br />
• geluid;<br />
• verontreiniging van de bodem en het grondwater;<br />
• visueel effect.<br />
Beperking van de geluidshinder<br />
De transformatoren zijn de belangrijkste bronnen van geluidshinder in het net.<br />
De aankoop van transformatoren met een zeer laag geluidsniveau maakt al vele<br />
jaren deel uit van ons beleid inzake ontwikkeling van het elektriciteitsnet.<br />
Bovendien wordt bij de oprichting van een nieuwe post of bij het verhogen van<br />
het transformatievermogen van een bestaande post gemeten hoeveel geluid de<br />
bestaande transformatoren genereren. Op basis hiervan wordt voor de post in<br />
kwestie een simulatie gemaakt van het resultaat van de<br />
transformatieversterkingen 76 om het geluidsniveau te schatten dat in de nieuwe<br />
situatie zal worden bereikt. Op basis daarvan worden vanaf de conceptie van<br />
het project geluiddempende maatregelen uitgewerkt om conform te blijven met<br />
de geluidsnormen, die worden opgelegd door de milieureglementeringen.<br />
Maatregelen tegen vervuiling van de bodem en het grondwater<br />
In de posten vormt het grote volume minerale olie in de transformatoren de<br />
grootste potentiële vervuilingsbron voor bodem en grondwater.<br />
Op dit moment bestaat de oplossing erin de transformatoren op te stellen boven<br />
een vloeistofdichte betonnen kuip, die de olie zal opvangen die na een incident<br />
uit een eventuele scheur in de metalen transformatorkuip zou kunnen lekken. In<br />
deze betonnen kuip wordt de eventuele ontsnappende olie opgevangen en<br />
gerecupereerd, om te beletten dat deze in de bodem zou doordringen.<br />
Het beleid van <strong>Elia</strong> bestaat erin een vloeistofdichte betonnen olieopvangkuip te<br />
voorzien:<br />
• voor alle nieuwe transformatoren;<br />
• voor de bestaande transformatoren, zodra er in deze posten grote<br />
aanpassingswerken of projecten worden uitgevoerd.<br />
Beperking van de visuele effecten<br />
Wat elektrische installaties betreft, vormen de luchtlijnen en de<br />
transformatieposten de belangrijkste bronnen van visuele hinder.<br />
Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de luchtlijnen<br />
Het beleid aangaande de ontwikkeling van het elektriciteitsnet is al vele jaren<br />
gericht op de beperking van het visuele effect door nieuwe verbindingen bij<br />
76 De transformatieversterkingen bestaan uit:<br />
• de vervanging van bestaande transformatoren door krachtigere transformatoren;<br />
• de installatie van bijkomende transformatoren.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
97
98<br />
voorkeur te realiseren met ondergrondse kabels, zeker voor de 150 kV- tot 26<br />
kV-netten. Bovendien worden de kabels bij voorkeur in het openbare wegennet<br />
aangelegd en gebundeld met de ondergrondse installaties van de andere<br />
nutsbedrijven.<br />
Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de transformatieposten<br />
Voor de realisatie van nieuwe posten wordt het aanlegplan van de site opgesteld<br />
in overleg met de bevoegde overheden. Hierbij wordt geprobeerd de post zo<br />
goed mogelijk te integreren, bijvoorbeeld door rondom de post groenschermen<br />
aan te leggen. Verder is het visuele effect van de moderne posten sterk<br />
verminderd door gebruik van railstellen in gesteunde buizen in plaats van<br />
railstellen met gespannen kabels.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
6 Referentietransmissienet<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
99
100<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals het begin <strong>2003</strong> in gebruik is als<br />
referentienet gekozen, met inbegrip van de investeringen die zijn voorzien in<br />
<strong>2003</strong>, meer bepaald:<br />
• investeringen die nog niet in gebruik werden genomen, maar waarvan de<br />
stand van zaken zo is dat ze niet meer in vraag kunnen worden gesteld zonder<br />
ingrijpende gevolgen;<br />
• investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen.<br />
De investeringen in het interconnectienet zijn van rechtstreeks belang voor de<br />
transmissiecapaciteit.<br />
De huidige toestand van het net 380kV-150 kV wordt weergegeven in<br />
afbeelding 6.1, d.w.z. zoals het net in <strong>2003</strong> wordt uitgebaat.<br />
Een aantal bouwprojecten worden met stippellijnen weergegeven. Dit zijn<br />
investeringen die werden opgenomen in de laatste twee Uitrustingsplannen<br />
(1988-1998 en 1995-2005). Deze projecten werden goedgekeurd door de<br />
toenmalige regering. Bovendien werd de noodzaak van de projecten bevestigd<br />
in studies die in 2001 gebeurden over de periode tot <strong>2003</strong>, en dit op een<br />
moment dat de aanduiding van <strong>Elia</strong> als beheerder van het transmissienet nog<br />
niet effectief was.<br />
De versterkingen van nationaal belang hebben betrekking op:<br />
• een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde;<br />
• een nieuwe 380/ 150 kV-transformator in Reppel;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières;<br />
• de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy.<br />
De volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden<br />
goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in<br />
dit Ontwikkelingsplan wordt bestudeerd:<br />
• Tihange-Courcelles 380 kV;<br />
• Courcelles-Trivières 380 kV;<br />
• Avelgem-Chièvres 380 kV;<br />
• Chièvres-Trivières 380 kV.<br />
De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die was voorzien in het Uitrustingsplan<br />
1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan.<br />
Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is<br />
deze ontdubbeling niet meer verantwoord, gelet op de investeringen in de<br />
productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de streek van Antwerpen,<br />
de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de algemene stijging van het<br />
verbruik.<br />
Binnen het tijdskader van het plan voorzien wij evenmin de realisatie van de<br />
380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook<br />
deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van<br />
het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator<br />
noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in<br />
aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van<br />
Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen<br />
blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
101
102<br />
nieuwe productiegroepen in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat de<br />
volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-Trivières-<br />
Chièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze<br />
momenteel niet voorzien in dit Plan.<br />
Overigens werden er ook investeringen van gewestelijk belang opgenomen, om<br />
de voeding van de lokale afnames te kunnen versterken.<br />
In dit hoofdstuk worden de versterkingen beschreven die zijn voorzien voor het<br />
jaar <strong>2003</strong>. Deel 6.1 geeft de versterkingen van nationaal belang. De lijst met de<br />
investeringen van gewestelijk belang wordt weergegeven in deel 6.2.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
103
104<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
105
106<br />
BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG<br />
WAARVOOR TEGEN <strong>2003</strong> VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN<br />
6.1.1 NIEUW VOEDINGSPUNT VAN 150 KV TE AVERNAS VANUIT TIHANGE<br />
Deze investering wordt momenteel gerealiseerd: zij bestaat uit een 380 kV-lijn<br />
vanaf Tihange 2, de 380/ 150 kV-post van Tihange bis, een bovengrondse<br />
150 kV-lijn van Tihange bis tot Bois l’Image en een dubbele ondergrondse<br />
150 kV-verbinding Bois l’Image-Avernas.<br />
Deze nieuwe voeding van het 150 kV-net zal worden aangevuld met een<br />
dubbele verbinding met ondergrondse 150 kV-kabels tussen Avernas en Tienen,<br />
die de nieuwe post te Avernas met het Brabantse net moet verbinden. De<br />
nieuwe post van Avernas is intussen gebouwd en wordt gevoed via de 150 kV-<br />
verbinding van Godsheide-Brustem-Landen-Avernas.<br />
Deze investeringen komen tegemoet aan drie dringende behoeften:<br />
• de voeding van de zone Zuid-Limburg/ Brabant;<br />
• de voeding van de hogesnelheidslijn tussen Leuven en Luik;<br />
• de afvoer van het overtollige vermogen dat momenteel in de streek van Luik<br />
wordt geproduceerd.<br />
6.1.2 DE NIEUWE ONDERGRONDSE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN<br />
BLAUWE TOREN, SLIJKENS EN KOKSIJDE<br />
Vermits de 380 kV-luchtlijn tussen Izegem en Zedelgem niet kon worden<br />
gerealiseerd, werd beslist een nieuwe ondergrondse 150kV-verbinding aan te<br />
leggen tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde. De 380 kV-verbinding, die<br />
was ingeschreven in het Uitrustingsplan 1988-1998 en die werd overgenomen in<br />
het Uitrustingsplan 1995-2005, werd immers herzien door een beslissing van de<br />
regering die werd meegedeeld door de Minister van Economische Zaken in<br />
1999.<br />
De nieuwe ondergrondse verbinding tussen het westen en het oosten van West-<br />
Vlaanderen zal het 150 kV-net versterken, vooral op het vlak van de<br />
bevoorradingszekerheid. De verbinding tussen de posten van Koksijde en<br />
Slijkens kan bovendien een oplossing bieden voor de moeilijke situatie van de<br />
post van Koksijde. Het verbruik van deze post stijgt immers voortdurend, terwijl<br />
bijna geen hulpvoedingen voorzien zijn in geval van het uitvallen van de 150<br />
kV-voeding.<br />
De verbinding Koksijde-Slijkens zal worden aangevuld met een reeks andere<br />
projecten, waardoor deze investering optimaal kan worden benut:<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Beveren en Koksijde, inclusief:<br />
− de overschakeling van de bestaande 70 kV-verbinding tussen Beveren-<br />
Staden-Beerst naar 150 kV;<br />
− de aanleg van een nieuw draadstel tussen Beerst en Koksijde;<br />
• de volledige omschakeling van de post te Beerst van het 70 kV-net naar het<br />
150 kV-net door het plaatsen van twee nieuwe 150/11 kV –<br />
50 MVA-transformatoren;<br />
• het toevoegen van een nieuwe 150/11 kV – 50 MVA-transformator in<br />
Koksijde;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• de omschakeling van het 70 kV-draadstel Staden-Westrozebeke naar 150 kV;<br />
• de versterking van de post van Westrozebeke door twee nieuwe 150/ 15kV-<br />
transformatoren, om de aanzienlijke stijging van het lokale verbruik in de<br />
afgelopen jaren op te vangen.<br />
Bovendien is deze verbinding aan de kust onmisbaar voor de aansluiting van de<br />
off-shore windturbineparken die tot nu toe werden aangekondigd.<br />
6.1.3 DE NIEUWE 380/ 150 KV-TRANSFORMATOR TE REPPEL<br />
De voeding van het 150 kV-net in het noorden van Limburg zeker worden<br />
versterkt, op het ogenblik dat de twee productie-eenheden van Mol buiten<br />
gebruik zullen worden gesteld. Bovendien kondigden sommige industriële<br />
klanten een aanzienlijke stijging aan van hun toekomstige energiebehoefte.<br />
In Reppel zal vlak onder de 380 kV-lijn Meerhout - Maasbracht een nieuwe<br />
380/150 kV - 555 MVA-transformator worden geplaatst. Het vermogen van deze<br />
transformator zal naar het 150 kV-net worden afgevoerd. Verder zal het 70 kV-<br />
net tussen Stalen, Gerdingen en Overpelt worden geherstructureerd, waarbij de<br />
draadstellen die nu op 70 kV uitgebaat naar 150 kV worden omgeschakeld.<br />
De plaatsing van deze transformator in Reppel vormt een alternatief voor de<br />
380 kV-verbinding tussen Eksel en Overpelt, die in de Uitrustingsplannen van<br />
1988-1998 en 1995-2005 werd voorzien. Dit voorstel werd immers herzien na<br />
een beslissing van de regering, die in 1999 door de Minister van Economische<br />
Zaken werd meegedeeld. Ter herinnering: de 380 kV-lijn tussen Eksel en<br />
Overpelt was voorzien ter ondersteuning van de 150 kV-netten in de Kempen.<br />
6.1.4 DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN IZEGEM EN SINT-<br />
BAAFS-VIJVE<br />
De 150 kV-verbindingen tussen de posten van Ruien en Izegem hebben een<br />
beperkte transmissiecapaciteit, wat veiligheidsproblemen veroorzaakt voor de<br />
voeding van de streek Roeselare-Izegem als een aantal elementen in het 380<br />
kV-net niet beschikbaar zouden zijn. Een extra lus tussen de twee posten, die<br />
wordt gecreëerd door het aanleggen van een 150 kV-kabel tussen Sint-Baafs-<br />
Vijve – Oostrozebeke – Izegem moet hier een oplossing bieden.<br />
6.1.5 DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN GOUY EN TRIVIÈRES<br />
Het Uitrustingsplan 1995-2005 voorzag de plaatsing van een nieuwe<br />
380/150 kV-transformator in Trivières, in aftakking op een nieuwe 380 kV-lijn<br />
Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem. Deze lijn kon echter niet worden<br />
aangelegd.<br />
Deze transformator moest dienen om Henegouwen van de nodige stroom te<br />
voorzien en vooral om het vermogen, dat in Gouy (Charleroi) beschikbaar is,<br />
naar de streek van La Louvière te brengen. Om het ontbreken van de<br />
transformator op te vangen, werd een project gemaakt voor een nieuwe 150<br />
kV-verbinding tussen Gouy en Trivières door het gebruik van twee bestaande<br />
150 kV-antennes.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
107
108<br />
De nieuwe verbinding zal worden gerealiseerd door de bouw van een nieuwe<br />
post op de site van La Croyère in La Louvière.<br />
6.1.6 DE HERSTRUCTURERING VAN DE AS GOUY-BAISY-THY<br />
Door de voortdurende stijging van het verbruik in Waals-Brabant moet ook het<br />
150 kV-net worden versterkt dat de provincie van stroom voorziet.<br />
De recente aanleg van een nieuwe 150 kV-kabel tussen Braine l'Alleud en Baisy<br />
Thy maakte een volledige herstructurering van de 150 kV-post van Braine<br />
l’Alleud mogelijk.<br />
Momenteel wordt een derde 150 kV-draadstel aangelegd tussen Gouy en Vieux<br />
Genappe, zodat de wederzijdse ondersteuning tussen de twee 380/150 kV-<br />
transformatiepunten van Gouy en Drogenbos wordt versterkt.<br />
Bovendien werd de capaciteit van de 150 kV-antenne van Vieux Genappe –<br />
Baisy Thy versterkt, waarbij de bestaande geleiders werden vervangen door<br />
krachtigere. Op die manier wordt het oosten van Waals Brabant op een veilige<br />
manier van de nodige stroom voorzien.<br />
Overigens vereist de sterke stijging van de afnames van de 150 kV-post van<br />
Nivelles de plaatsing van een tweede 150/15 kV-transformator in Nivelles,<br />
alsook een tweede 150 kV-draadstel tussen Vieux Genappe en Nivelles.<br />
6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR<br />
TEGEN <strong>2003</strong> VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN<br />
Het beleid voor de versterking van de rechtstreekse voeding van het<br />
middenspanningsnet vanuit het 220-150 kV-net, door het installeren van 220-<br />
150 kV/ MS –transformatoren, werd reeds in deel 5.2.1 toegelicht.<br />
Waar dat mogelijk is, wordt hierbij steeds gestreefd naar het versterken van de<br />
rechtstreekse transformatie van het 220-150 kV-net naar de<br />
middenspanningsnetten, om zo op een economisch voordelige manier de<br />
verbruikstoename op te vangen.<br />
In de delen 6.2.1 en 6.2.2 hierna volgt een inventaris van de investeringen<br />
waarvoor reeds de nodige verbintenissen zijn aangegaan. In deel 6.2.3 vindt u<br />
een meer gedetailleerde toelichting bij deze investeringen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
6.2.1 VERSTERKINGEN VAN DE VERBINDINGEN VAN 150 KV<br />
Tabel 6.2: Lijst van nieuwe 150 kV-verbindingen voorzien tegen <strong>2003</strong><br />
6.2.2 VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE<br />
Versterking van de transformatie van 380 kV naar 150/70 tot 26 kV<br />
Tabel 6.3: Lijst van investeringen om bestaande 150/70-36 kV-transformatoren te vervangen door<br />
krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren tegen <strong>2003</strong><br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
109
110<br />
Tabel 6.4: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 380-150/ 70-36 kV-transformatoren in<br />
bestaande posten tegen <strong>2003</strong><br />
Versterking van de 220-150 kV/ MS-transformatie<br />
Tabel 6.5: Lijst van investeringen voor het vervangen van bestaande 220-150 kV/ MS-transformatoren<br />
door krachtiger 220-150 kV/ MS-transformatoren tegen <strong>2003</strong><br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 6.6: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 150 kV/MS-transformatoren in bestaande<br />
posten tegen <strong>2003</strong><br />
Bouw van nieuwe 150 kV-posten<br />
Tabel 6.7: Lijst van investeringen voor de bouw van nieuwe 150 kV-posten tegen <strong>2003</strong><br />
6.2.3 GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN<br />
Versterkingen in West-Vlaanderen<br />
Nieuwe 150 kV/MS-transformatoren te Beerst en Koksijde<br />
Aan de kust worden drie nieuwe transformatoren in gebruik genomen in het<br />
kader van de nieuwe ondergrondse 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren,<br />
Slijkens en Koksijde, en de aanleg van een tweede 150 kV-draadstel tussen<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
111
112<br />
Beerst en Koksijde 77 . Zo wordt de belasting van Beerst en Koksijde naar 150 kV<br />
overgeheveld.<br />
Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in Oostrozebeke en Westrozebeke<br />
De post van Oostrozebeke profiteert van de nieuwe 150 kV-verbinding Izegem -<br />
Sint-Baafs-Vijve om een bijkomende transformator te voeden.<br />
Er werd voor de oplossing van een transformator in Westrozebeke gekozen,<br />
gezien de overschakeling van het 70 kV-draadstel van Beveren-Staden-Beerst-<br />
Koksijde naar 150 kV.<br />
Met beide transformatoren wordt een sterk stijgend verbruik van 70 kV naar<br />
150 kV overgeheveld.<br />
Versterkingen in Oost-Vlaanderen<br />
Uitrusting van een bestaande 150 kV-lijn met twee extra draadstellen<br />
De 150 kV-lijn Langerbrugge – Ruien heeft een ondersteunende functie tussen<br />
de twee productiecentra van Rodenhuize – Langerbrugge en Ruien. Bovendien<br />
zorgt zij voor de stroomvoorziening van de stad Gent en van een reeks posten<br />
in aftakking, zoals die van Drongen, Deinze en Oudenaarde. Door de toename<br />
van de belasting bereiken de fluxen op het draadstel van Ruien naar Nieuwe<br />
Vaart erg hoge waarden volgens de dimensioneringscriteria voor bepaalde<br />
incidenten. Om hieraan te verhelpen werd beslist om het tweede draadstel 78 van<br />
de 150 kV-lijn Ruien – Langerbrugge in te lussen in de 150 kV-post van Nieuwe<br />
Vaart. Dit betekent dat tussen Wondelgem en Nieuwe Vaart twee extra<br />
draadstellen moesten worden aangebracht (3 de en 4 de draadstel) die de post<br />
binnen en buiten gaan.<br />
Nieuwe 150/ 70 kV-transformator te Ninove<br />
Door het plaatsen van een nieuwe transformator in Ninove, kunnen de 70 kV-<br />
netten rond Aalst – Ninove en rond Oudenaarde – Ronse van elkaar gescheiden<br />
worden. Dit past in het algemeen beleid van ontkoppeling van het 70 kV-net,<br />
dat werd beschreven in deel 5.2.1.<br />
Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren te Langerbrugge, Sint-Gillis-<br />
Dendermonde en Ninove<br />
De versterking van deze posten is nodig om de toename van het lokaal verbruik<br />
op te vangen.<br />
Nieuwe 150 kV-post te Walgoed<br />
De nieuwe transformatiepost op de site van Walgoed zal de post van Temse<br />
ontlasten. Door de verzadiging van de 70/10 kV-post van Temse werd beslist<br />
een nieuw 150/10 kV-voedingspunt naar het middenspanningsnet te creëren,<br />
dicht bij de 150 kV-lijn Mercator-Rodenhuize. In een eerste fase wordt deze<br />
77 Deze versterkingen worden in de deel 6.1.2 gedetailleerd beschreven.<br />
78 Momenteel is slechts één van de twee draadstellen in de post ingelust.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
post uitgerust met één enkele 150/10 kV – 50 MVA-transformator. De<br />
hulpvoeding wordt verzekerd door het middenspanningsnet.<br />
Versterkingen in de provincie Antwerpen<br />
Nieuwe 150/36 kV- en 150/MS-transformatoren te Ketenisse en<br />
overschakeling van het op 36 kV uitgebate draadstel naar 150 kV<br />
Door de toename van de industriële belasting op de linkeroever van de Schelde<br />
moet de 150/36 kV-transformatie in Ketenisse worden versterkt en moet een<br />
nieuw voedingspunt naar de middenspanning worden opgericht. Om de dubbele<br />
voeding van de 150 kV-post van Ketenisse te verzekeren, wordt het draadstel<br />
tussen Ketenisse en Kallo, dat tot nu toe op 36 kV uitgebaat, overgeschakeld<br />
naar 150 kV.<br />
Nieuwe 150 kV/ MS-transformator te Oelegem<br />
De transformator van Oelegem wordt versterkt om de lokale verbruikstoename<br />
op te vangen.<br />
Nieuwe 150 kV-post van het Damplein(Antwerpen) en een nieuwe kabel<br />
die het Damplein met Merksem verbindt<br />
De nieuwe transformatiepost van Damplein (Antwerpen) is nodig door het<br />
stijgende verbruik en door de overschakeling van de middenspanningsnetten<br />
van de stad Antwerpen van 6 naar 15 kV.<br />
Versterkingen in Vlaams Brabant<br />
Nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem<br />
De nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem is<br />
onmisbaar om de bestaande lijnen te ontlasten. De 150 kV-lijnen Verbrande<br />
Brug-Machelen en Verbrande Brug-Schaarbeek, die een groot deel van het<br />
Brussels Hoofdstedelijk Gewest bevoorraden, raken immers verzadigd.<br />
Nieuwe 150/36 kV-transformatoren te Zaventem en Tienen<br />
De plaatsing van de nieuwe 150/36kV-transformator in Zaventem is nodig door<br />
de huidige verdeling van de fluxen op het 150 kV-net en door de verwachte<br />
stijging van het verbruik. De installatie ervan zal bijdragen tot de oprichting van<br />
een nieuw 36 kV-deelnet, met drie 150/36 kV-transformatoren van 125 MVA<br />
(Woluwe-Woluwe-Zaventem).<br />
Dit nieuwe transformatiepunt maakt het mogelijk:<br />
• de aanleg van nieuwe 36 kV-kabels een aantal jaren uit te stellen;<br />
• de bestaande 150 kV-lijnen te ontlasten;<br />
• de koppeling tussen 36 kV-deelnetten te vermijden bij verlies van een<br />
150/36 kV-transformator.<br />
Door de versterking van het 150 kV-net tussen Avernas en Tienen en de stijging<br />
van het verbruik in het 70 kV-net tussen Leuven, Tienen en Sint-Truiden,<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
113
114<br />
volstaat de 125 MVA-transformator in Tienen niet meer. Hij moet worden<br />
vervangen door een transformator van 145 MVA.<br />
Nieuwe 150 kV-post te Wijgmaal<br />
Door de verzadiging van de post van Wilsele zal er in Wijgmaal een nieuwe<br />
transformatiepost worden ingeplant.<br />
Versterkingen in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest<br />
Nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi<br />
De aanleg van de nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi in de loop van <strong>2003</strong>,<br />
kan worden verklaard door de toename van het lokaal verbruik. Deze nieuwe<br />
kabel moet ook het 150 kV-deelnet versterken, dat de posten van Drogenbos,<br />
Midi, Dhanis en Elsene met elkaar verbindt bij een incident. Op die manier wordt<br />
bovendien de voeding van de 36 kV-posten van Midi, Dhanis, Wiertz, Elsene en<br />
Vorst betrouwbaarder.<br />
Nieuwe transformator te Harenheide<br />
De nieuwe transformator van Harenheide verhoogt de voedingsbetrouwbaarheid<br />
van het lokaal verbruik door een rechtstreekse transformatie vanuit het 150 kV-<br />
net. Deze transformator wordt in Harenheide in aftakking aangesloten op de<br />
voorziene 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug en Zaventem.<br />
Versterkingen in Waals Brabant<br />
Versterking van het vermogen van het bestaande 150/70 kV-<br />
transformator te Oisquercq<br />
De versterking van deze transformator is een noodzakelijk gevolg van de<br />
toename van het verbruik in het 70 kV-net van Gouy-Oisquercq.<br />
Versterkingen in Henegouwen<br />
Versterking van het transformatievermogen te Fontaine l’Evêque<br />
De versterking van deze transformator is nodig om de toename van het<br />
verbruik in de streek op te vangen. Door het vervangen van een transformator<br />
70/10 kV door een transformator 150/10 kV kan het 70 kV-net ontlast worden.<br />
Versterkingen in de Provincie Namen<br />
Nieuwe transformatoren 150/30 kV en 150/MS te Auvelais en aanleg<br />
van twee tweede draadstellen op de lijnen Tergnée-Auvelais<br />
Het 30 kV-net van Henegouwen en de Basse Sambre bestaat uit vier<br />
afzonderlijke deelnetten voor de voeding van industriële klanten: de Borinage,<br />
de regio Centrum, de regio Charleroi en de Basse Sambre. De eerste drie<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
deelnetten werden tussen 1988 en 1995 geherstructureerd om in te kunnen<br />
inspelen op de evolutie van het verbruik.<br />
Het deelnet van de Basse Sambre wordt momenteel geherstructureerd, zoals<br />
beslist in 1998. De transformatoren 150/30 kV die het deelnet van de Basse<br />
Sambre voeden waren bijna verzadigd en stonden te ver van het zwaartepunt<br />
van het verbruik in 30 kV. Twee nieuwe transformatoren 150/30 kV, die worden<br />
gevoed vanuit de post van Tergnée, werden reeds geplaatst in Auvelais.<br />
Door het verzadigingsniveau van het 70 kV-net van Namen werden twee<br />
150/12 kV-transformatoren geïnstalleerd. Daardoor kunnen de door de 70 kV-<br />
post van Auvelais gevoede afnames worden overgeheveld naar het 150 kV-net.<br />
Nieuwe 380/ 70 kV-transformator te Champion<br />
De tweede 380/70 kV–220 MVA-transformator te Champion zal de belasting<br />
ondersteunen van het 70 kV-net van Namen. Bovendien kan men door deze<br />
transformator de 70 kV-netten van Namen, Henegouwen en Oost-Brabant van<br />
elkaar scheiden. Dit gebeurt in het kader van het algemene beleid van het<br />
ontkoppelen van de 70 kV-netten.<br />
Versterkingen in de provincie Luik<br />
Nieuwe 220/70 kV-transformator in les Awirs<br />
Door het stilleggen van de productie-eenheden van les Awirs, die op 70 kV-net<br />
injecteerden, moet een nieuwe transformator worden voorzien in de post van<br />
les Awirs om het 70 kV-net van de Luikse agglomeratie en de 70 kV-lus van<br />
Haspengouw te kunnen bevoorraden.<br />
Versterkingen in de provincie Luxemburg<br />
Versterking van het vermogen van een bestaande 220 kV/ MS-<br />
transformator te Villeroux<br />
Door de groei van het lokale verbruik moet het vermogen van de 220/70/15 kV-<br />
transformator van Villeroux worden versterkt naar de middenspanning. Daarom<br />
zal de tertiaire wikkeling van deze transformator door een krachtiger 220 kV/<br />
MS-transformator worden vervangen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
115
116<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
7 Versterkingen van<br />
het transmissienet<br />
tegen het jaar 2006<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
117
118<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
7.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE- EN<br />
VERBRUIKSNIVEAU<br />
In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik<br />
en de productie tegen het jaar 2006 beschreven. Hoofdstuk 3 toonde aan dat<br />
het Belgische productiepark volgens de productiehypotheses voor 2006<br />
(basisscenario) nagenoeg zou volstaan voor de bevoorrading van het verbruik<br />
dat in 2006 wordt verwacht. Dit geldt echter alleen als alle voorziene eenheden<br />
met hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelinginstallaties op dat<br />
moment effectief gebouwd zijn. In de context van de vrijgemaakte markt<br />
worden ook scenario’s uitgewerkt waarbij rekening wordt gehouden met hogere<br />
importniveaus. Dit zijn de scenario’s “verhoging van de import”.<br />
De dimensionering van het transmissienet van 380 kV tot 150 kV hangt vooral<br />
samen met de evolutie van het productiepark, met de lokalisatie van de<br />
productie-eenheden en met de importniveaus, hun herkomst en de transitfluxen<br />
over ons net. Daarnaast wordt de dimensionering beïnvloed door de evolutie<br />
van het algemene verbruiksniveau.<br />
Bovendien wordt de dimensionering van de transformatie van het 150 kV-net<br />
naar het 70 tot 26 kV-net en de middenspanningsnetten bepaald door de<br />
toename van het lokale verbruik.<br />
Figuur 7.1 toont de evolutie van de belasting volgens de verbruiksvarianten<br />
“Kyoto” en “macro-economisch”.<br />
Er valt op te merken dat:<br />
• de werkelijke verbruikspiek, die in december 2002 werd geregistreerd, bijna<br />
het niveau haalde dat in het Kyoto-scenario wordt voorzien voor 2006;<br />
• het verbruiksniveau dat in het Kyoto-scenario tegen 2009 wordt voorspeld,<br />
vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat voor 2006 wordt vooropgesteld in<br />
de “macro-economische variant”.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
119
120<br />
Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002 en <strong>2010</strong> (in MW)<br />
Het net, inclusief de versterkingen die voorzien zijn voor <strong>2003</strong>, kan het<br />
verbruiksniveau aan dat in de “Kyoto-variant” in aanmerking wordt genomen,<br />
en dit zonder versterkingen van nationaal belang 79 .<br />
Bovendien ziet <strong>Elia</strong> er als transmissienetbeheerder in functie van zijn middelen<br />
op toe dat de noodzakelijke capaciteit beschikbaar is om aan de behoeften te<br />
voldoen, ongeacht het verbruiksniveau.<br />
Om die reden geeft <strong>Elia</strong> er de voorkeur aan om de investeringen uit te voeren<br />
die door de “macro-economische variant” worden bepaald. Dat is ook de reden<br />
waarom er in de hiernavolgende delen alleen aandacht wordt besteed aan de<br />
versterkingen die tegen 2006 moeten worden uitgevoerd in het kader van de<br />
“macro-economische” variant.<br />
Deel 7.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet<br />
tegen het jaar 2006, rekening houdend met de stijging van het verbruik en van<br />
het productiepark volgens het basisscenario, indien geen enkele versterking zou<br />
zijn uitgevoerd. In deel 7.3 worden voor ieder scenario afzonderlijk de<br />
versterkingen beschreven die nodig zijn tegen 2006, in functie van de<br />
verschillende varianten van het productiepark. Een technische en economische<br />
haalbaarheidsstudie vanuit het standpunt van de eindverbruiker komt aan bod<br />
in deel 7.4. Een lijst met de versterkingen die nodig zijn door de toename van<br />
het lokaal verbruik wordt weergegeven in deel 7.5. In deel 7.6 tenslotte wordt<br />
79 Het spreekt vanzelf dat plaatselijke versterkingen nodig kunnen blijken door de uitvoering van projecten inzake<br />
decentrale productie of door belastingstoenames. Dit plan houdt alleen rekening met de vandaag gekende projecten<br />
van decentrale productie en belastingstoenames. De versterkingen die daaruit voortvloeien worden beschreven in<br />
deel 7.5.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
een overzicht gegeven van de investeringen die tegen 2006 moeten worden<br />
uitgevoerd, met een bijhorende planning voor hun indienststelling.<br />
7.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET<br />
Het referentie-elektriciteitsnet dat in dit Ontwikkelingsplan als uitgangspunt<br />
wordt genomen, werd in hoofdstuk 6 omschreven. Het gaat om het net dat in<br />
het begin van <strong>2003</strong> in gebruik was, waaraan de versterkingen worden<br />
toegevoegd die tegen het jaar <strong>2003</strong> worden voorzien.<br />
De load-flow-berekeningen met de verbruiksprognoses (“macro-economische<br />
variant”) voor 2006 wijzen echter op een aantal knelpunten in het<br />
transmissienet.<br />
Deze bevinden zich in de provincies West-Vlaanderen, Henegouwen en<br />
Antwerpen:<br />
• in West-Vlaanderen en in Henegouwen hebben deze te maken met de<br />
buitengebruikstelling van productie-eenheden, die al in januari 2000 door de<br />
producenten werd aangekondigd;<br />
• in de provincie Antwerpen zijn de knelpunten het gevolg van een<br />
productietekort in deze regio.<br />
7.3 BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL<br />
BELANG<br />
Het elektriciteitsnet moet worden aangepast om een oplossing te bieden voor de<br />
knelpunten die worden aangegeven in de load-flowmodellen. Dit hoofdstuk wil<br />
de versterkingsscenario’s die hiervoor nodig zijn zo nauwkeurig mogelijk<br />
omschrijven.<br />
In deel 5.2 werd het investeringsbeleid beschreven dat hiertoe werd uitgewerkt<br />
en uitgevoerd. Dit beleid streeft er vooral naar om de bestaande infrastructuur<br />
maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken.<br />
7.3.1 BASISSCENARIO - 2006<br />
Zoals reeds werd aangestipt in hoofdstuk 3, volstaat het Belgische<br />
productiepark volgens de productie- en verbruiksprognoses niet om in het<br />
verbruik te voorzien (import van 900 MW).<br />
Het productietekort dat ontstaat door het stilleggen van de productie-eenheden<br />
van Ruien (West-Vlaanderen) en Amercoeur en Monceau (Henegouwen), maakt<br />
een versterking van de 380/150 kV-transformatie in de posten van Courcelles<br />
en Gouy enerzijds en in Avelgem en Ruien anderzijds 80 onvermijdelijk. Hetzelfde<br />
verschijnsel doet zich voor in het 150 kV-net in Limburg door het stilleggen van<br />
de productie-eenheden Mol 11 en 12, als de nieuwe 380/150 kV-transformator<br />
80 De 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy zijn in 380 kV aangesloten op een extra veld<br />
dat in de eerstgenoemde posten van elk paar (Avelgem en Courcelles) werd gebouwd en dat in 150 kV wordt<br />
aangesloten op een nieuw veld dat zich in de tweede post bevindt (Ruien en Gouy) .<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
121
122<br />
van Reppel, die tegen <strong>2003</strong> is voorzien, niet wordt opgenomen 81 in de<br />
simulaties. Dit wijst op de noodzaak van deze investering.<br />
Het kortsluitvermogen in Doel ligt te hoog wanneer alle productie-eenheden<br />
worden ingezet. Dat wordt opgelost door een uitbating met open railstellen in<br />
de 380 kV-post van Doel. Indien een grote eenheid in Doel afwezig is, moet<br />
echter rekening worden gehouden met mogelijke overbelastingen bij incidenten<br />
op de 380 kV-verbindingen Doel – Mercator. Vermits het niveau van het<br />
kortsluitvermogen in die situatie opnieuw aanvaardbaar wordt, bestaat de<br />
oplossing erin de 380 kV-koppeling in Doel te sluiten.<br />
In de tabellen 7.2 en 7.3 wordt een overzicht gegeven van de investeringen die<br />
tegen 2006 moeten worden gedaan in het basisscenario (waarbij het Belgische<br />
productiepark volledig ingezet wordt om de nationale belasting te dekken).<br />
Tabel 7.2: Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario nodig zijn tegen 2006<br />
Tabel 7.3: Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het basisscenario tegen 2006<br />
7.3.2 SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT – 2006”<br />
In dit deel willen we dieper ingaan op de investeringen die nodig zijn voor een<br />
grotere openstelling van de markt tegen het jaar 2006.<br />
81 Deze investering wordt gedetailleerd beschreven in deel 6.1.3.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
In hoofdstuk 4, dat de problematiek van de internationale transacties beschrijft,<br />
leerden we dat:<br />
• de importcapaciteit van België aanzienlijk wordt beïnvloed door de transacties<br />
die door onze buurlanden worden uitgevoerd;<br />
• de respectieve importniveaus van België en Nederland vanuit het zuid-oosten<br />
van Europa niet als afzonderlijke gegevens kunnen worden beschouwd en dat<br />
het net in de Benelux dus als één geheel moet worden beschouwd als het over<br />
import gaat.<br />
De basisvariant, waarvan de voornaamste conclusies in het volgende deel<br />
worden beschreven, houdt rekening met een Belgische import van 3.700 MW.<br />
Dit importniveau werd berekend met een simulatie waarbij de minst<br />
competitieve eenheden (125 en 300 MW) werden stilgelegd. In die variant zijn<br />
de hypotheses over de totale elektrische energie-import van de Benelux<br />
gebaseerd op gegevens van de UCTE. Hier spreekt men over 6.200 MW,<br />
waarvan 2.500 MW met bestemming Nederland.<br />
Daarna werd een gevoeligheidsstudie uitgevoerd, om een beter zicht te krijgen<br />
op de impact die wijzigingen in het importniveau van Nederland hebben op de<br />
importcapaciteit van België.<br />
Basisvariant<br />
Bij hogere importniveaus dan nu het geval is, duiken er nieuwe problemen op:<br />
• belangrijke overbelastingen op de verbindingen met het buitenland: de<br />
380 kV-lijn Avelin-Avelgem, de 220 kV-lijn Aubange-Moulaine en de 220 kV-<br />
lijn Chooz-Jamiolle;<br />
• overbelastingen op de 220/150 kV-transformator van Jamiolle en de<br />
380/220 kV-transformatoren van Mazures (F);<br />
• het plaatselijk productie-overschot in Gramme en Luik leidt tot:<br />
− lichte overbelastingen op bepaalde elementen van de 380 kV-lijn Gramme-<br />
Courcelles en op de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en Gramme,<br />
overbelastingen die toenemen door het hogere importniveau;<br />
− overbelastingen “buiten de piek” tussen Lixhe en Langerlo en tussen<br />
Gerdingen en Stalen, als één van de productie-eenheden van Langerlo wordt<br />
stilgelegd.<br />
Gezien de termijnen en kosten die in aanmerking moeten worden genomen,<br />
beperken de investeringen, die tegen 2006 kunnen gebeuren, zich tot:<br />
• de versterking van de lijn Avelgem-Avelin;<br />
• de installatie van een faseverschuiver in Monceau en de versterking van de lijn<br />
Jamiolle-Monceau.<br />
Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat hieruit voortvloeit,<br />
bedraagt 3.700 MW.<br />
De vastgestelde congesties op de zuidgrens kunnen slechts worden opgelost<br />
door de aanleg van een tweede 380 kV-draadstel tussen Avelin en Avelgem.<br />
Deze verbinding wordt overigens omschreven als één van de projecten van<br />
gemeenschappelijk belang voor de lidstaten van de Europese Unie 82 . De aanleg<br />
van deze lijn zal er echter voor zorgen dat de twee 380/150 kV-transformatoren<br />
82 Decision n° 1229/<strong>2003</strong>/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June <strong>2003</strong> laying down a series of<br />
guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
123
124<br />
van Izegem en die van Avelgem sterker belast worden. Door de ingebruikname<br />
van een tweede draadstel Avelgem-Avelin is bijgevolg een versterking nodig van<br />
de 380/150 kV-transformatie in Avelgem/Ruien, als men het risico van kosten<br />
voor verplichte productie in Ruien wil vermijden. Voor de bijkomende<br />
transformator, die in Avelgem wordt geplaatst en die op 380 kV in Avelgem en<br />
op 150 kV in Ruien wordt aangesloten, is een verbinding nodig van ongeveer<br />
twee kilometer tussen Avelgem en Ruien.<br />
Door de installatie van een faseverschuiver in Monceau kan men het Franse<br />
220 kV-net en de lijn Chooz-Jamiolle enigszins ontzien bij hoge importniveaus.<br />
Hierdoor is er bovendien een hefboomeffect op het Belgische net en kan de<br />
importcapaciteit vanuit Frankrijk met ongeveer 800 MW worden opgevoerd.<br />
De tabellen 7.4 en 7.5 geven een overzicht van de investeringen die moeten<br />
worden gerealiseerd om een Belgische import van 3.700 MW mogelijk te maken<br />
tegen het jaar 2006.<br />
Tabel 7.4: Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te<br />
waarborgen tegen 2006 83<br />
83 Deze transformator werd geplaatst ter vervanging van de 220/150 kV – 290 MVA-transformator van Jamiolle, die in<br />
reserve wordt gehouden<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 7.5: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te<br />
waarborgen tegen 2006 84<br />
Gevoeligheidsstudie<br />
Evaluatie van de impact van het importniveau van Nederland op de<br />
importcapaciteit van België<br />
In de basisvariant bedraagt het importniveau van Nederland 2.500 MW en de<br />
importcapaciteit van België 3.700 MW. Figuur 7.6. toont de impact van een<br />
hogere import vanuit Nederland 85 op de Belgische importmogelijkheden.<br />
84 De versterking wordt meer bepaald uitgevoerd op het gedeelte tussen de aansluiting van de 150 kV-antenne van de<br />
pompcentrale van de Plate-Taille en de post van Monceau.<br />
85 Uiteraard zijn deze grootteordes slechts een aanwijzing. Zoals we reeds stelden in hoofdstuk 4, worden de maximaal<br />
toelaatbare transacties ook beïnvloed door andere factoren, zoals de transacties tussen de buurlanden onderling en<br />
de plaats van herkomst en de bestemming van de transacties.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
125
126<br />
Figuur 7.6: Gevolgen van het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van België<br />
Deze figuur toont duidelijk dat een verhoging van de capaciteit aan de Frans-<br />
Belgische grens min of meer gunstig is voor België, naargelang van het<br />
importniveau van Nederland.<br />
Evaluatie van de impact van de plaatsing van faseverschuivers aan de<br />
Belgisch-Nederlandse grens<br />
De plaatsing van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens in de<br />
380 kV-posten van Kinrooi en Zandvliet heeft een dubbele doelstelling:<br />
• een betere verdeling van de fluxen over de verschillende interconnectielijnen<br />
tussen België en Frankrijk. Het effect hiervan kan geraamd worden op een<br />
verhoging met 200 MW van de transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België;<br />
• door deze installatie krijgt de Belgische transmissienetbeheerder de kans om<br />
de genomineerde fluxen aan de grenzen en de werkelijke fysische fluxen beter<br />
op elkaar af te stemmen. Dit heeft een gunstige invloed op de capaciteiten die<br />
ter beschikking van de markt worden gesteld, doordat de marges voor niet-<br />
geïdentificeerde fluxen kunnen worden beperkt.<br />
De combinatie van deze twee hierboven vermelde voordelen leidt, in een<br />
voorzichtige schatting, tot een verhoging van ongeveer 300 MW van de ter<br />
beschikking van de markt gestelde capaciteiten.<br />
Daarenboven kan de netbeheerder, door een betere beheersing van de niet-<br />
geïdentificeerde fluxen, verzekeren, dat de aan de markt ter beschikking<br />
gestelde capaciteiten stabieler zijn. Ook kan de verdeling over jaar-, maand- en<br />
dagcapaciteit verbeterd worden, door de waarden op korte termijn te verlagen<br />
ten voordele van de waarden op lange termijn. Dit geeft de Belgische<br />
marktspelers de gelegenheid beter van de opportuniteiten te kunnen profiteren,<br />
die zich op de Europese markt aanbieden.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 7.7: Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW<br />
te waarborgen tegen 2006<br />
Spanningsregeling<br />
Momenteel worden studies uitgevoerd over de spanningshuishouding bij hoge<br />
importniveaus.<br />
De eerste resultaten tonen dat:<br />
• het huidige compensatieniveau volstaat tot een importniveau van ongeveer<br />
2.500 MW;<br />
• tussen 2.500 MW en 4.800 MW ongeveer 100 Mvar nodig is per 100 MW extra<br />
import.<br />
Voor een importniveau van 3.700 MW moet ongeveer 1.100 Mvar extra worden<br />
verdeeld over het net. De lopende studies moeten een antwoord geven op de<br />
volgende vragen:<br />
• welke de meest geschikte uitrustingen zijn: condensatorbatterijen of<br />
uitrustingen op basis van vermogenselektronica, zoals SVC 86 of STATCOM 87 ;<br />
• welke de gunstigste lokalisaties zijn.<br />
In tabel 7.8 worden de voor- en nadelen van de verschillende uitrustingen voor<br />
spanningsregeling op een rijtje gezet.<br />
86 Static Var Compensator – Statische var-compensator<br />
87 Static Synchronous Compensator – Statische synchrone compensator<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
127
128<br />
Tabel 7.8: Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen om de spanning in te stellen 88<br />
7.3.3 SCENARIO “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLING”<br />
Het scenario “zonder buitengebruikstelling” wil de impact evalueren van het<br />
uitstel van buitengebruikstellingen van de productie-eenheden Mol 11 en 12,<br />
Amerccœur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en 4 ten opzichte van de officieel<br />
aangekondigde datum van buitengebruikstelling.<br />
Netberekeningen met een volledig beschikbaar park tonen duidelijk aan dat de<br />
380/150kV-transformatoren van Gouy, Ruien en Reppel in dat geval uitgesteld<br />
kunnen worden.<br />
De transformator van Gouy is namelijk nodig voor de betrouwbaarheid van het<br />
net als de productie-eenheden van Amercoeur en Monceau worden stilgelegd.<br />
Ook de transformator van Ruien wordt sterk beïnvloed door het productiepark<br />
ingezet op het 150 kV-knooppunt te Ruien. De plaatsing van de transformator in<br />
Reppel, die werd voorzien tegen <strong>2003</strong>, is pas volledig verantwoord van zodra de<br />
eenheden Mol 11 en 12 worden stilgelegd.<br />
Als de netbeheerder beslist om de installatie van deze drie transformatoren uit<br />
te stellen, loopt hij het risico dat hij de producenten financieel zal moeten<br />
compenseren wanneer hij - om de betrouwbaarheid van het net te garanderen -<br />
de betreffende groepen (Mol 11 en 12, Amercoeur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en<br />
4) verplicht in dienst laat stellen, terwijl hun stillegging geprogrammeerd is.<br />
Deze transformatoren waarborgen dus een grotere onafhankelijkheid van het<br />
net ten opzichte van het productiepark. Voor het nemen van deze beslissing zal<br />
men de vergelijking moeten maken tussen de kosten voor verplichte productie<br />
van de eenheden en de investeringskosten voor de transformatoren.<br />
88 Het blindvermogen dat door de condensatorbatterijen wordt geleverd, is evenredig met het kwadraat van de<br />
spanning.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
7.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK<br />
7.4.1 TECHNISCHE UITVOERBAARHEID<br />
In dit stadium vormen de geplande investeringen geen bijzondere moeilijkheid<br />
inzake technische uitvoerbaarheid.<br />
Alleen het transport van de faseverschuivers (Kinrooi, Monceau en Zandvliet)<br />
naar de beschouwde sites zal moeten worden bestudeerd. Bovendien zijn de<br />
380 kV-eenheden uitrustingen die aan de grens liggen van wat vandaag<br />
technisch haalbaar is met de bestaande standaardmodules.<br />
Tijdens de uitvoering van de werken - de plaatsing van een tweede draadstel<br />
zoals in Avelgem-Avelin of de versterking van een lijn zoals die van Jamiolle-<br />
Monceau – moet het bestaande draadstel buiten dienst worden gesteld, wat<br />
onvermijdelijk de importcapaciteit van België in die perioden zal beperken.<br />
7.4.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING<br />
Bij elke netversterking stellen zich een aantal vragen i.v.m. ruimtelijke<br />
ordening, die tot min of meer grote termijnen leiden.<br />
• Heel wat posten werden jaren geleden opgericht vooraleer de gewestplannen<br />
bestonden en zijn vandaag zonevreemd. Bij een versterking rijst altijd de<br />
vraag of de nodige vergunningen zullen worden verkregen. Het is niet<br />
eenvoudig om een bestaande installatie naar een geschikte zone te<br />
verplaatsen, gelet op de vele hoog- en middenspanngsverbindingen waarop de<br />
post is aangesloten. Het MS-net zou moeten dan ook volledig herschikt<br />
worden. Deze werken zijn zeer duur en niet altijd mogelijk. Bovendien<br />
verlengen de huidige procedures om de bestemming van een zone te wijzigen<br />
op een bepalende manier de termijnen om projecten af te werken. Ten slotte,<br />
is het moeilijk te voorspellen hoe de bevoegde autoriteiten op de voorgestelde<br />
wijzigingen zullen reageren.<br />
• Gelijkaardige moeilijkheden zijn te verwachten voor de bouw of de aanpassing<br />
van bovengrondse hoogspanningslijnen. De procedures zijn niet altijd<br />
duidelijk. Vaak gaat heel wat tijd verloren omdat moet worden uitgezocht<br />
welke stappen dienen te worden gezet om de nodige vergunningen te<br />
verkrijgen. De afwezigheid van opgelegde termijnen in de procedures verlengt<br />
nog het proces.<br />
In deze context kan de netbeheerder moeilijk verbintenissen nemen voor de<br />
realisatietermijnen als hij geen garantie heeft voor de termijnen voor het<br />
verkrijgen van de vergunningen.<br />
In het kader van dit Ontwikkelingsplan wordt de impact van de versterkingen op<br />
de ruimtelijke ordening zo minimaal mogelijk gehouden. Bij het berekenen van<br />
de investeringen houdt men rekening met het economisch beleid en het<br />
milieubeleid dat in deel 5.2 van dit document werd besproken.<br />
Nieuwe infrastructuur wordt zoveel mogelijk beperkt:<br />
• twee verbindingen om de 380/150 kV-transformatoren in Avelgem/Ruien en in<br />
Courcelles/Gouy aan te sluiten;<br />
• een nieuwe 380 kV-post te Kinrooi om een faseverschuiver te plaatsen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
129
130<br />
De andere ontwikkelingen worden gerealiseerd door:<br />
• de transformatoren aan te sluiten op nieuwe velden gelegen in bestaande<br />
posten;<br />
• bestaande lijnen te versterken of het aanleggen van een tweede draadstel als<br />
de verbindingen dit toelaten.<br />
Versterking in West-Vlaanderen<br />
Nieuwe 380/150 kV-transformator te Avelgem/Ruien<br />
De 380/ 150 kV-transformator van Avelgem/ Ruien komt in Avelgem en wordt<br />
aangesloten op 380 kV in Avelgem en op 150 kV in Ruien, waarbij dus van twee<br />
bestaande posten gebruik wordt gemaakt.<br />
150 kV-verbinding Avelgem-Ruien<br />
Om de 380/150 kV-transformatoren van Avelgem te kunnen aansluiten in de<br />
post van Ruien, wordt voorgesteld een nieuwe 150 kV-lijn te bouwen, voor de<br />
aansluiting van de twee transformatoren. De huidige lijn, die voor de aansluiting<br />
van de eerste transformator zorgt, volstaat niet om de twee verbindingen over<br />
te nemen en zal worden ontmanteld zodra de nieuwe lijn in dienst komt. Er was<br />
reeds een eerste contact met de betrokken overheden om dit project voor te<br />
stellen.<br />
Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin<br />
De versterking van de verbinding Avelgem-Avelin bestaat uit de plaatsing van<br />
een tweede draadstel op een bestaande lijn, met een lengte van 23 km op<br />
Belgisch grondgebied. Inmiddels werd reeds contact genomen met de<br />
betreffende overheden om de nodige vergunningen en toelatingen te verkrijgen.<br />
Gezien de te verwachten moeilijkheden om een nieuwe bovengrondse 380 kV-<br />
lijn door het natuurpark “Parc Naturel du Pays des Collines” te bouwen, was het<br />
voorzien om het tweede draadstel van de bestaande lijn Avelgem-Avelin door<br />
het park te gebruiken om de nieuwe lijn Avelgem-Chièvres-Trivières-Courcelles<br />
te verwezenlijken. De aanleg van het tweede draadstel Avlgem-Avelin<br />
hypothekeert dus zeer sterk de realisatie op termijn van deze 380 kV-lus.<br />
Versterking in Henegouwen<br />
Versterking van de 220/150 kV-lijn Jamiolle-Monceau<br />
Bij deze versterking worden de bestaande geleiders van het op 150 kV<br />
uitgebate draadstel vervangen door geleiders met een grotere capaciteit. De<br />
versterking moet gebeuren tussen de post van Monceau en het raakpunt van de<br />
lijn Chooz-Monceau met de 150 kV-antenne van de pompcentrale van Plate-<br />
Taille. Deze investering heeft verder geen gevolgen op het vlak van ruimtelijke<br />
ordening.<br />
De 220/150 kV-post van Jamiolle zal worden ontmanteld.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Installatie van de faseverschuiver te Monceau<br />
De faseverschuiver wordt geïnstalleerd in de bestaande post van Monceau, die<br />
in een industriegebied is gelegen.<br />
Nieuwe 380/150 kV-transformator te Courcelles/Gouy<br />
De 380/150 kV-transformator van Gouy/Courcelles wordt op 380 kV<br />
aangesloten in Courcelles en op 150 kV in Gouy, en dit in twee bestaande<br />
posten.<br />
Verbinding Gouy-Courcelles<br />
Voor de aansluiting is een nieuwe verbinding met een lengte van 1,8 km nodig.<br />
Dit moet gebeuren in een landbouwzone.<br />
Momenteel worden drie verschillende varianten in overweging genomen:<br />
• de transformator wordt in Gouy geïnstalleerd en er wordt een 380 kV-lijn<br />
gebouwd tussen Courcelles en Gouy;<br />
• de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een 150 kV-lijn<br />
gebouwd tussen Courcelles en Gouy;<br />
• de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een<br />
ondergrondse 150 kV-lijn aangelegd tussen Courcelles en Gouy.<br />
De modaliteiten worden nog verder onderzocht en uitgewerkt om tot een<br />
uiteindelijke keuze te komen.<br />
Faseverschuivers in de provincies Antwerpen en Limburg<br />
De faseverschuiver van Zandvliet wordt in een bestaande post geïnstalleerd.<br />
In Kinrooi moet een nieuwe post worden opgericht. Om de aanleg van nieuwe<br />
380 kV-lijnen te vermijden, is het noodzakelijk deze post in te planten vlakbij<br />
het raakpunt met de Belgisch-Nederlandse interconnecties Meerhout-<br />
Maasbracht en Gramme-Maasbracht. Gezien dit gebied als landbouwzone is<br />
ingekleurd in het bestaande gewestplan, is een Ruimtelijk Uitvoeringsplan<br />
noodzakelijk. De eerste contacten werden al gelegd met AROHM 89 met de<br />
bedoeling de procedures zo snel mogelijk op te starten.<br />
7.4.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCH OPTIMUM VOOR DE<br />
EINDVERBRUIKER<br />
Voor ieder project dat in deel 7.3 aan bod komt, werden de verschillende<br />
varianten onderworpen aan een technisch-commerciële vergelijking. De<br />
economische evaluatie gebeurt vanuit het standpunt van de eindverbruiker en<br />
zij kadert in het economisch beleid en het milieubeleid, dat in deel 5.2 van dit<br />
document wordt beschreven.<br />
De vergelijking van de varianten voor de nieuwe transformatoren wordt hierna<br />
weergegeven. Voor de plaatsing van het tweede 380 kV-draadstel Avelgem-<br />
89 Administratie ruimtelijke ordening, huisvesting, monumenten<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
131
132<br />
Avelin werd geen andere variant overwogen, aangezien elke andere oplossing<br />
een nieuwe verbinding vereiste die minstens even lang was.<br />
De budgettaire ramingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies,<br />
de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrustingen en<br />
de uitvoering van de werken. We wijzen erop dat het hier uitsluitend gaat om<br />
grootteordes die gebaseerd zijn op een eerste raming van de kosten die door de<br />
investering worden teweeggebracht. Het is de bedoeling om aan de hand van<br />
deze informatie de varianten met elkaar te vergelijken.<br />
Nieuwe 380/150 kV-transformator in Avelgem/Ruien en<br />
150 kV-verbinding Avelgem-Ruien<br />
Rendabiliteitsstudie voor de transformator van Avelgem/Ruien<br />
Het is aangewezen om in Avelgem/Ruien een nieuwe transformator te<br />
installeren, om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het<br />
productiepark te waarborgen, en om de kosten voor opgelegde productie van de<br />
eenheden van Ruien te vermijden.<br />
Er werd een risicostudie gemaakt om de investeringskosten van de nieuwe<br />
transformator van Avelgem/Ruien en de kosten in verband met het risico van de<br />
verplichte productie te vergelijken. Doel van deze investering is de netveiligheid<br />
te waarborgen.<br />
Uit deze studie blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskost van de investering<br />
overeenkomt met:<br />
• 5 weken verplichte productie van Ruien 5;<br />
• 3 weken verplichte productie van Ruien 6.<br />
Deze rendabiliteitsberekeningen worden gemaakt op basis van:<br />
• een afschrijvingsperiode van 37 jaar;<br />
• een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost<br />
of Capital) van <strong>Elia</strong>;<br />
• gemiddelde prijzen voor verplichte productie, gebaseerd op de lopende<br />
contracten;<br />
• 60 uur werking per week, gespreid over 5 dagen.<br />
Socio-economische vergelijking tussen de investeringsvarianten<br />
Voor de versterking van de transformatie van Ruien werden twee varianten<br />
bekeken. Het alternatief voor de nieuwe transformator van Avelgem/Ruien is<br />
een nieuwe transformator in Wortegem. De nieuwe transformator zou dan in<br />
aftakking op de 380 kV-lijn Avelgem-Mercator worden aangesloten.<br />
Technisch gezien zijn deze oplossingen min of meer gelijkwaardig. De<br />
aanwezigheid van twee aftakkingen op de lijn Avelgem-Mercator (waaronder<br />
één in Rodenhuize en één in Wortegem) vormt echter een klein nadeel.<br />
Ook wat hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu betreft, is er<br />
weinig verschil tussen de twee oplossingen. Het gaat immers om de versterking<br />
van bestaande posten met nieuwe transformatoren, zonder dat daarvoor nieuwe<br />
380 kV-lijnen moeten worden aangelegd.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
De beslissing werd genomen op basis van de respectieve kosten van de twee<br />
oplossingen. Het budget voor een nieuwe transformator in Avelgem/Ruien ligt<br />
40% lager dan het budget dat werd berekend voor de installatie van een<br />
transformator in Wortegem.<br />
Dit verschil kan als volgt worden verklaard:<br />
• voor de transformator van Avelgem/Ruien moet de 150 kV-lijn Avelgem-Ruien<br />
worden versterkt;<br />
• voor de transformator van Wortegem zijn de aansluitingskosten heel wat<br />
lager, maar is wel de aanpassing vereist van de metaalomsloten 150 kV-post<br />
van Wortegem en de bouw van acht nieuwe velden.<br />
In tabel 7.9 wordt de vergelijking van beide varianten geïllustreerd.<br />
Tabel 7.9: Socio-economische vergelijking van de varianten voor de versterking van de transformatie in<br />
Avelgem/ Ruien en Wortegem<br />
Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin<br />
De versterking van de Frans-Belgische interconnectie door de plaatsing van het<br />
tweede draadstel Avelgem-Avelin beperkt de kosten en de impact op het milieu<br />
en de ruimtelijke ordening tot een minimum, vermits zij geen volwaardige<br />
nieuwe infrastructuur vereist. Bovendien zal de fasetranspositie van de twee<br />
draadstellen het elektrisch veld en het magnetisch veld onder de lijn doen<br />
afnemen in vergelijking met de huidige toestand.<br />
In tabel 7.10 ziet u welke socio-economische evaluatiecriteria werden<br />
gehanteerd voor het tweede draadstel Avelgem-Avelin.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
133
134<br />
Tabel 7.10: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Avelgem-Avelin<br />
Faseverschuiver van Monceau en versterking van Jamiolle-Monceau<br />
Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten Chooz-<br />
Monceau en Gramme-Massenhoven<br />
In tabel 7.11 worden de resultaten van een studie over de maximaal toegelaten<br />
transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België weergegeven naargelang van het<br />
versterkingsniveau van het Belgische net. De versterkingen worden erin<br />
vermeld in volgorde van doeltreffendheid voor de maximaal toelaatbare<br />
transacties. De maximale transacties stemmen overeen met een winterdag, met<br />
een volledig net en met een importsaldo voor Nederland van 2500 MW.<br />
Tabel 7.11: Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België naargelang van het niveau<br />
van versterking van het Belgische net<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Deze studie toont ook de volgende zaken aan:<br />
• De versterking van de 380 kV-lijn Avelgem-Avelin en de installatie van een<br />
faseverschuiver in Monceau is bijna even doeltreffend als de versterking van<br />
de 380 kV-lijnen Avelgem-Avelin en Gramme-Massenhoven 90 . Bovendien is de<br />
installatie van een faseverschuiver in Monceau vanuit economisch standpunt<br />
te verkiezen boven de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven.<br />
• Als men ze maximaal wil benutten moet de nieuwe 380 kV-lijn Aubange-<br />
Moulaine daarentegen worden gerealiseerd na de versterking van de lijn<br />
Gramme-Massenhoven.<br />
De tabel hierna geeft een economische vergelijking van de versterking van de<br />
lijn Chooz-Monceau met installatie van een faseverschuiver en de versterking<br />
van de lijn Gramme-Massenhoven.<br />
Tabel 7.12: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de lijn Chooz-<br />
Monceau met installatie van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking van de lijn Gramme-<br />
Massenhoven 91<br />
Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten met<br />
betrekking tot de installatie van een faseverschuiver op de lijn Chooz-<br />
Monceau<br />
De installatie van de faseverschuiver te Monceau is het resultaat van langdurig<br />
overleg tussen de beheerders van het Belgische en het Franse net, om tot een<br />
optimale oplossing te komen voor de overbelastingen die zich op de as<br />
Monceau-Chooz-Mazures voordoen door de versterking van de interconnecties.<br />
In een eerste fase werd overwogen om de transformator van Jamiolle te<br />
versterken, maar dit leidde tot overbelastingen op de 220 kV-lijn Jamiolle-<br />
Chooz. Bovendien bleef het knelpunt op de 380/220 kV-transformatoren van<br />
Mazures bestaan.<br />
Een oplossing voor deze beperking op het interconnectienet had kunnen<br />
bestaan uit de opening van de lijn Jamiolle-Chooz. Deze oplossing zou het<br />
90 De versterking van de verbinding Gramme-Massenhoven wordt in hoofdstuk 8 beschreven.<br />
91 De nieuwe 150/70 kV-voeding die in de post te Thy-le-Château wordt gerealiseerd, wordt in de schatting van deze<br />
variant niet opgenomen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
135
136<br />
voordeel bieden dat de transactiemogelijkheden tussen Frankrijk en België<br />
verhogen. Daartegenover staat dat Henegouwen één van haar<br />
bevoorradingspunten zou verliezen. In dat geval zou op termijn een extra<br />
380/150 kV-transformator moeten worden voorzien. De enige plaats die<br />
hiervoor momenteel in aanmerking zou komen, is de post van Trivières. Dit is<br />
een erg zware investering, gezien de noodzaak om een 20 kilometer lange<br />
nieuwe 380 kV-lijn te bouwen tussen Courcelles en Trivières.<br />
Het alternatief voor de 380/150 kV-transformator van Trivières is de installatie<br />
van een faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau.<br />
Voor de lokalisatie van deze faseverschuiver werden twee varianten bestudeerd:<br />
• de eerste variant was de opstelling van de faseverschuiver in een nieuwe post<br />
te Valentinoise (Silenrieux) vlak onder de lijnen Jamiolle-Monceau (220/150<br />
kV) en de antenne van Plate-Taille (150 kV);<br />
• de tweede variant – waarvoor uiteindelijk werd gekozen – voorziet de<br />
installatie van een faseverschuiver in de bestaande 150 kV-post van Monceau.<br />
Daarnaast moet de voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen, die ondersteund<br />
wordt door de 150/70 kV-transformator te Neuville, worden versterkt.<br />
Daarvoor komt er een nieuwe 150/70 kV-voeding in de post van Thy-le-<br />
Château 92 vanaf de post van:<br />
• Valentinoise (Silenrieux) in de eerste variant;<br />
• Monceau in de tweede variant.<br />
In tabel 7.13 hierna worden de belangrijkste voor- en nadelen van deze<br />
varianten op een rijtje gezet.<br />
Tabel 7.13: Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in Valentinoise of Monceau<br />
Tabel 7.14 geeft de socio-economische vergelijking van de twee varianten. Deze<br />
economische vergelijking omvat de plaatsing van de kabel die nodig is voor de<br />
voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen in Thy-le-Château.<br />
92 Deze investering wordt in de investeringen van gewestelijk belang opgenomen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 7.14: Socio-economische vergelijking van de varianten met betrekking tot de installatie van een<br />
faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau<br />
Versterking van de interconnecties met Frankrijk<br />
De twee voorgestelde investeringen voor het verhogen van de<br />
interconnectiecapaciteit tussen Frankrijk en België – het tweede draadstel<br />
Avelgem-Avelin en de versterking van Chooz-Monceau - zijn volledig<br />
gerechtvaardigd vanuit een socio-economisch oogpunt. De investeringskost<br />
wordt namelijk op zeer korte termijn door de Belgische elektriciteitsverbruiker<br />
teruggewonnen door het verschil in de marktprijzen tussen Frankrijk en België.<br />
Het is noodzakelijk om deze versterkingen zo spoedig mogelijk te<br />
verwezenlijken, om maximaal te profiteren van huidige productieoverschotten<br />
op Europees niveau.<br />
Nieuwe 380/150 kV-transformator in Courcelles/Gouy en verbinding<br />
Gouy-Courcelles<br />
Studie van de rendabiliteit van de transformator van Courcelles/Gouy<br />
De voorkeur gaat naar de nieuwe transformator van Courcelles/Gouy, zodat de<br />
onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark kan worden<br />
bevorderd en het risico van de kosten voor de verplichte inzet van de eenheden<br />
van Monceau en Amercoeur wordt vermeden.<br />
Er werd een risicostudie uitgevoerd waarin de investeringskosten van de nieuwe<br />
transformator van Courcelles/Gouy werden vergeleken met de kosten van de<br />
verplichte productie omwille van de netveiligheid.<br />
Hieruit blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskosten van de investering<br />
overeenkomen met 6 tot 13 weken opgelegde productie van een eenheid van<br />
Amercoeur 2, volgens de parameters die in de berekeningen worden<br />
gehanteerd.<br />
Deze rendabiliteitsberekening wordt uitgevoerd op basis van:<br />
• een afschrijvingstermijn van 37 jaar;<br />
• een actualisatievoet dat gelijk is aan de WACC (Weighted Average Cost of<br />
Capital) van <strong>Elia</strong>;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
137
138<br />
• gemiddelde prijzen voor verplichte productie op basis van de lopende<br />
contracten;<br />
• een produceerd vermogen dat varieert van 60 tot 90 MW;<br />
• 108 tot 168 bedrijfsuren per week;<br />
• een continu-inzet of een inzet met starts en stops.<br />
Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten<br />
In het kader van de transformatieversterking van Hengouwen werden drie<br />
varianten bekeken.<br />
Naast de nieuwe transformator in Courcelles/Gouy zijn de twee andere<br />
varianten:<br />
• een nieuwe transformator in Tergnée, waarvan de aansluiting de aanleg zou<br />
vereisen van een tweede draadstel van de 380 kV-lijn Saint-Amand-Tergnée,<br />
hetzij over 7,5 km, en een aanpassing van de post;<br />
• een nieuwe transformator in Trivières, die de bouw van een 380 kV-lijn over<br />
een afstand van 20 km vanaf Courcelles vereist.<br />
Vanuit technisch oogpunt zijn deze oplossingen min of meer evenwaardig.<br />
Vanuit hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu werd met de<br />
volgende elementen rekening gehouden:<br />
• het gaat om versterkingen van bestaande posten door nieuwe<br />
transformatoren;<br />
• de aansluiting van deze transformatoren vereist de aanleg van het tweede<br />
draadstel van een bestaande lijn of de bouw van een nieuwe verbinding in het<br />
380 of 150 kV-net over een lengte van 2 tot 20 kilometer, naargelang van het<br />
geval.<br />
Het is duidelijk dat de bouw van een nieuwe verbinding met een lengte van 20<br />
km (in het geval van de bouw van een nieuwe transformator) minder gunstig is<br />
op het vlak van de ruimtelijke ordening en milieu dan de verbindingen die<br />
moeten worden voorzien voor de andere varianten, zelfs als de bouw van deze<br />
lijn zou gepaard gaan met de ontmanteling van bestaande 150 kV-lijnen.<br />
Bovendien is deze oplossing vanuit budgettair standpunt bijna drie keer duurder<br />
dan de oplossing waarvoor uiteindelijk werd gekozen.<br />
De keuze tussen de versterkingsvarianten in Tergnée of in Gouy werd gemaakt<br />
op basis van de kosten voor de twee oplossingen. Het budget voor de installatie<br />
van een nieuwe transformator in Tergnée ligt 20% hoger dan het budget dat<br />
werd berekend voor de installatie van een transformator in Gouy.<br />
En wel om de volgende redenen:<br />
• het budget voor de installatie van de nieuwe transformator in Tergnée ligt<br />
minder hoog wat de aansluiting betreft: het budget van de plaatsing van het<br />
tweede draadstel in Saint-Amand-Tergnée is ongeveer 40% van het budget<br />
voor de realisatie van een nieuwe bovengrondse lijn tussen Courcelles en<br />
Gouy;<br />
• dit voordeel wordt echter teniet gedaan door de noodzaak om vier bijkomende<br />
velden te bouwen voor de uitbreiding van de post van Tergnée (waarvan drie<br />
380 kV-velden), terwijl twee volstaan voor de uitbreiding van de posten van<br />
Courcelles en Gouy (waaronder één 380 kV-veld).<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
In tabel 7.15 hierna wordt de vergelijking van deze drie varianten geïllustreerd.<br />
Tabel 7.15: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de transformatie in<br />
Gouy<br />
Installatie van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens<br />
De tabel hierna geeft een overzicht van de socio-economische evaluatie van de<br />
installatie van twee faseverschuivers in de 380 kV-posten van Kinrooi en<br />
Zandvliet. Vandaag is het alleen mogelijk een eerste richtprijs van deze<br />
installatie te geven, zoals hij in de tabel 7.16 opgenomen is. Verdere studies<br />
zijn nodig om een betere raming op te stellen.<br />
Zoals al in deel 7.3.2 vermeld, hebben deze faseverschuivers een positief effect<br />
op de grootte, de stabiliteit en de termijn van importcapaciteiten, die aan de<br />
markt ter beschikking gesteld worden. Op basis van voorzichtige schattingen in<br />
verband met de verhoging van de capaciteiten en de mogelijke winst op het<br />
prijsverschil tussen de buurlanden en België, kan de kost voor de installatie van<br />
deze faseverschuivers op enkele jaren teruggewonnen worden. De kWh-prijzen<br />
zijn zowel gebaseerd op de prijsindicatoren op korte en lange termijn van de<br />
elektriciteitsbeurzen (spotprijzen en futures/forward prijzen voor energie). Zoals<br />
voor de versterking van de interconnecties, moet de indienstname zo vlug<br />
mogelijk verwezenlijkt worden om de opportuniteiten vol te kunnen benutten,<br />
die uit de huidige productieovercapaciteit in Europa voortvloeien.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
139
140<br />
Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee faseverschuivers aan de Belgisch-<br />
Nederlandse grens<br />
7.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG<br />
Het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van het<br />
middenspanningsnet vanaf het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150<br />
kV/MS-transformatoren werd in deel 5.2.1 toegelicht. Ter herinnering: het gaat<br />
erom om, waar mogelijk, de directe transformatie te versterken vanaf het 220-<br />
150 kV-net naar de middenspanningsnetten, om op die manier tegen de laagste<br />
kosten een verbruiksstijging op te vangen.<br />
Deze investeringen, die samenhangen met de evolutie van het plaatselijk<br />
verbruik, kunnen moeilijk worden gepland voor een periode van meer dan twee<br />
jaar. Dat is ook de reden waarom de definitieve beslissingen in de plannen voor<br />
de ontwikkeling van de gewestelijke netten zich beperken tot het jaar 2005.<br />
Door de samenhang hiermee hebben de versterkingen van gewestelijk belang,<br />
die in dit Plan werden overgenomen, betrekking op dezelfde tijdsperiode.<br />
Het overzicht van de investeringen die hiervoor worden voorzien tegen 2005<br />
wordt opgenomen in de delen 7.5.1 en 7.5.2 hierna. In deel 7.5.3 vindt u een<br />
meer gedetailleerde uitleg over de investeringen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
7.5.1 VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN<br />
Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005<br />
7.5.2 VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE<br />
Versterking van de transformatie 220-150/70 tot 26 kV<br />
Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kV-transformatoren in bestaande<br />
posten tegen 2005<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
141
142<br />
Versterking van de transformatie 150 kV/MS<br />
Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in bestaande posten<br />
tegen 2005 93<br />
7.5.3 GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN<br />
West-Vlaanderen<br />
Versterking van de 150/36 kV-post te Koksijde<br />
De toename van het verbruik van Lombardsijde, gevoed op 36 KV, vergt een<br />
versterking. Hierbij werd om economische redenen de voorkeur gegeven aan<br />
een nieuwe 150/36 kV-transformator in de post te Koksijde boven het<br />
alternatief bestaande uit de versterking in Slijkens. Bovendien maakt deze<br />
oplossing de aansluiting van “on-shore” windmolenparken in het hinterland van<br />
Koksijde mogelijk. Hierbij ontstaat een embryo voor een 36 kV-net, parallel met<br />
het zwakke en verzadigde 70 kV-net, in deze streek in volle economische<br />
ontwikkeling.<br />
Uitstel van de versterking van de post van Ham<br />
Simulaties, uitgevoerd voor de periode tot 2006, tonen het grote belang aan om<br />
de transformatie van de post van Ham te versterken. Tegen het einde van de<br />
beschouwde periode moet de transformator van de post van Ham immers bij<br />
een incident als reserve optreden voor de posten van Flora en Nieuwe Vaart. Op<br />
deze post zijn echter ook productie-eenheden (gasturbine en eenheid met SPE-<br />
diesel) aangesloten, die onregelmatig worden ingezet. Hierdoor kan de transfer<br />
naar deze reserve-transformator niet op ieder moment worden gewaarborgd.<br />
Op lange termijn zou men dit kunnen oplossen door een nieuwe transformator<br />
te installeren in Ham en deze met Ringvaart te verbinden door het tweede<br />
draadstel aan te leggen van de bestaande lijn tussen Ringvaart en Ham.<br />
93 De plaatsing van de 150/15 kV-transformator in Mol zou kunnen worden vervangen door een 70/15 kV-transformator<br />
met hetzelfde vermogen, in functie van de transformatoren die in het reservepark in voorraad zijn.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Er werd echter geopteerd voor een tijdelijk alternatief voor deze investeringen<br />
tegen 2006.<br />
Dit alternatief bestaat uit:<br />
• de uitwerking van specifieke exploitatievoorwaarden voor de diesel productie-<br />
eenheden, die op de post van Ham zijn aangesloten;<br />
• de herstructurering van het net in de zone van Ham die werd voorzien voor<br />
<strong>2003</strong>, namelijk de aanleg van 36 kV-kabels tussen Destelbergen en Sint<br />
Amandsberg en tussen Sint Amandsberg en Flora.<br />
Provincie Antwerpen<br />
Tweede 150 kV-draadstel Scheldelaan-Zevende Havendok<br />
De installatie van een productiegroep van 400 MW in Zandvliet en<br />
productiegroepen voor 120 MW in Zwijndrecht vergt de aanleg van een tweede<br />
150 kV-draadstel Scheldelaan – Zevende Havendok.<br />
Waals Brabant<br />
Nieuwe 150/15 kV-transformator te Oisquercq<br />
Om te voldoen aan de sterk gestegen plaatselijke belasting, zal een derde<br />
150/15 kV-transformator van 50 MVA worden geïnstalleerd en zal een tweede<br />
MS-cabine worden gebouwd.<br />
Nieuwe 150/15 kV-transformator te Nivelles<br />
De versterking van de transformatie in Nivelles is een gevolg van de stijging van<br />
het plaatselijke verbruik. De post van Nivelles wordt momenteel immers slechts<br />
gevoed door één enkele 150/15 kV-transformator. Als hulpvoeding wordt een<br />
beroep gedaan op een middenspanningsverbinding met een sterke capaciteit<br />
vanaf de post van Baulers. Deze hulpvoeding volstaat echter niet meer,<br />
waardoor er in Nivelles een tweede transformator zal moeten worden geplaatst.<br />
De verbinding met hoge capaciteit kan dan dienen als hulpvoeding voor de post<br />
van Baulers en zo kunnen daar de investeringen ter versterking worden<br />
uitgesteld.<br />
Provincie Luik<br />
Nieuwe 150/70 kV-transformator in Eupen, nieuwe 150 kV-kabel Lixhe<br />
– Battice en overschakeling van een 70 kV-draadstel van de lijn Battice-<br />
Eupen naar 150 kV<br />
Omwille van de stijging van het elektriciteitsverbruik in de streek van Eupen<br />
moeten volgende versterkingen worden uitgevoerd:<br />
• het transformatievermogen naar zowel het 70 kV-net als het 15 kV-net in<br />
Eupen verhogen door de installatie van een bijkomende 150/70kV-<br />
transformator, waarvan de tertiaire wikkeling de 15 kV-cabine zal voeden;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
143
144<br />
• de 150 kV-voeding van de volledige oostelijke regio van België (Verviers-<br />
Eupen) vanaf de post van Lixhe: hiervoor moet een nieuwe 150 kV-kabel<br />
tussen Lixhe en Battice worden aangelegd, die zal worden verlengd tot Eupen<br />
door een 70 kV-draadstel van de lijn Battice-Eupen over te schakelen naar<br />
150 kV.<br />
Nieuwe 220/70 kV-transformator te Brume<br />
Door de groeiprognoses van het verbruik zal een derde 220/70 kV-<br />
transformator worden geïnstalleerd in de post van Brume. Deze dient om het 70<br />
kV-net te Cierreux te voeden. Hij zal via een nieuwe 70 kV-verbinding tussen<br />
Brume en Cierreux worden verbonden met de 70 kV-post van Cierreux. Deze<br />
versterking is nodig om de 70 kV-lus tussen de posten van Trois-Ponts en<br />
Houffalize te voeden.<br />
Provincie Namen<br />
Nieuwe 150/70 kV-transformator in Thy-le-Château en nieuwe 150 kV-<br />
kabel tussen Monceau en Thy-le-Château (Henegouwen)<br />
De nieuwe transformator van Thy-le-Château speelt een cruciale rol in de<br />
veiligheid van de voeding van de lus Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-le-<br />
Château-Hanzinelle-Neuville. Deze transformator zal via een 150 kV-kabel vanaf<br />
de post van Monceau worden gevoed.<br />
Provincie Henegouwen<br />
Nieuwe 150/10 kV-transformator in Gouy<br />
Om de hogere belasting op te vangen, die vooral het gevolg is van de<br />
ontwikkeling van een industriezone, moet het transformatievermogen van de<br />
post van Gouy worden versterkt.<br />
Hiervoor werden twee mogelijkheden beschouwd:<br />
• de vervanging van de twee 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA door twee<br />
70/10 kV-transformatoren van 40 MVA;<br />
• de overheveling van de belasting naar 150 kV.<br />
Uiteindelijk werd voor de tweede mogelijkheid gekozen. Deze kadert immers in<br />
het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van de<br />
middenspanningsnetten vanaf het 150 kV-net. De belasting wordt in normale<br />
omstandigheden gevoed door de nieuwe 150/10 kV-transformator van 40 MVA.<br />
De twee bestaande 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA worden in monobloc<br />
aangesloten als hulpvoeding.<br />
Nieuwe 150/15 kV-transformatoren in Chièvres<br />
Er worden twee nieuwe 150/15 kV-transformatoren van 50 MVA in de<br />
bestaande 150 kV-post van Chièvres geïnstalleerd. Deze post voedt momenteel<br />
de HST-lijn Parijs-Brussel. Door deze nieuwe injectie kunnen vanuit technisch-<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
economisch 94 standpunt verschillende problemen in de nabijgelegen 70 kV- en<br />
150 kV-netten worden opgelost. Er is een alternatief mogelijk bestaande uit een<br />
reeks plaatselijke versterkingen, maar deze vergen heel zware investeringen.<br />
Het zou meer bepaald gaan om:<br />
• de versterking van de post van Lens, wat nodig is voor de netveiligheid bij een<br />
incident. Hierbij zou de bestaande transformator (70/15 kV - 20 MVA) worden<br />
vervangen door een krachtiger transformator (70/15 kV - 40 MVA). Hierdoor<br />
zou het 70 kV-net tussen Baudour, Lens, Deux-Acren en Ligne echter<br />
zwaarder worden belast; met de nieuwe transformator van Chièvres kan men<br />
de middenspanningsbelasting van Lens op Chièvres overnemen;<br />
• de installatie van een tweede transformator (70/15 kV - 40 MVA) ter<br />
versterking van de post van Ligne, waarmee het hogere verbruik in de streek<br />
Leuze-Ligne-Deux-Acren kan worden opgevangen: deze oplossing zou echter<br />
op korte termijn leiden tot de verzadiging van het 70 kV-net tussen Baudour,<br />
Lens, Deux-Acren en Ligne. Er bestaat hier echter ook een variant op: de<br />
installatie van een 150/15 kV-transformator van 50 MVA die zou worden<br />
gevoed door een 150 kV-kabel vanaf Chièvres. Dit is echter een erg dure<br />
oplossing. Met de nieuwe transformator van Chièvres kan men echter de<br />
middenspanningsbelasting van Ligne op Chièvres overnemen;<br />
• de volledige of gedeeltelijke overschakeling van de 70 kV-posten van<br />
Quevauchamps, Elouges en Pâturages en van het 70 kV-net Baudour-<br />
Pâturages-Elouges naar 150 kV door het gestegen verbruik. Hiervoor zullen<br />
zowel de plaatselijke transmissiebeheerder als de distributienetbeheerder<br />
zware investeringen moeten doen. De installatie van de nieuwe transformator<br />
in Chièvres biedt hen de kans deze investeringen uit te stellen;<br />
• de versterking van de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien of van een alternatief; de<br />
150 kV-lijn Chièvres-Ruien voedt in aftakking de post van Ligne, die het<br />
70 kV-net ondersteunt en die rechtstreeks het plaatselijke 15 kV-verbruik<br />
voedt. De nieuwe transformator van Chièvres beperkt aanzienlijk de<br />
overbelasting op de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien bij een incident, doordat ze de<br />
transits over de verschillende 150 kV-lijnen Baudour-Chièvres en Chièvres-<br />
Ruien evenwichtig verdeelt.<br />
Versterking van de bestaande 150 kV-lijn Tergnée-Montignies tussen<br />
Tergnée en Port de la Praye<br />
Het deel Tergnée-Pont-de-Loup van de 150 kV-verbinding Tergnée–Montignies<br />
is bijna verzadigd. Door de groeiprognoses van het verbruik op 150 kV in de<br />
streek van Charleroi zal de capaciteit van de lijn Tergnée-Farciennes-Pont-de-<br />
Loup worden versterkt teneinde de beschikbare transitcapaciteit volop te<br />
benutten op de verbinding Pont-de-Loup-Montignies-Monceau, die een<br />
verlenging vormt van de verbinding Tergnée-Pont-de-Loup.<br />
7.6 UITVOERINGSPLANNING<br />
In de tabellen 7.20 en 7.21 vindt u een overzicht van de uitvoeringsplanning<br />
voor de versterkingen van nationaal belang en van gewestelijk belang.<br />
94 Hoewel de DNB nieuwe middenspanningskabels moet plaatsen vanaf de nieuwe site, is de globale oplossing TNB-DNB<br />
de optimale oplossing.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
145
146<br />
7.6.1 VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG<br />
Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
7.6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG<br />
Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005<br />
7.6.3 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2006<br />
Figuur 7.22 hierna beschrijft het hoogspanningsnet tegen het jaar 2006,<br />
rekening houdend met de versterkingen die door de TNB worden voorgesteld.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
147
148<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
149
150<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
8 Versterkingen van<br />
het transmissienet<br />
tegen het jaar 2009<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
151
152<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
8.1 AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE<br />
PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAUS<br />
In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik<br />
en de productie tegen het jaar 2009 beschreven. Bovendien werd in hoofdstuk 3<br />
aangetoond dat het Belgische productiepark niet in staat is, om in 2009 het<br />
Belgisch verbruik te dekken (behalve in één scenario). Dit is zelfs het geval als<br />
alle aangekondigde eenheden met hernieuwbare energiebronnen en<br />
warmtekrachtkoppelinginstallaties gebouwd zouden zijn. Daarenboven werden<br />
in de context van de vrijmaking van de markt scenario’s uitgewerkt met hogere<br />
importniveaus. Dit zijn de “verhoging van de import”-scenario’s.<br />
Ter herinnering vermelden we nog even dat afbeelding 7.1 in hoofdstuk 7<br />
duidelijk aantoont dat het geschatte verbruiksniveau in het Kyoto-scenario<br />
tegen 2009 vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat volgens de “macro-<br />
economische” variant voor 2006 in aanmerking werd genomen. Hierna wordt<br />
daarom uitsluitend aandacht besteed aan de versterkingen die moeten worden<br />
gerealiseerd in het kader van de “macro-economische” variant tegen 2009.<br />
Deel 8.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet<br />
tegen het jaar 2009, door de stijging van het verbruik en het productiepark van<br />
het basisscenario, als geen bijkomende versterkingen worden uitgevoerd<br />
tegenover het jaar 2006 95 . In deel 8.3 wordt iedere versterking - door het<br />
productiepark gestuurd en nodig tegen 2009 - per scenario beschreven. In deel<br />
8.4 vindt u de technische en economische haalbaarheidsstudie vanuit het<br />
standpunt van de eindverbruiker. Deel 8.5 geeft de lijst van de versterkingen<br />
die nodig zijn door de stijging van het plaatselijk verbruik. In deel 8.6 tenslotte<br />
vindt u een samenvatting van de investeringen die tegen 2009 worden gepland.<br />
De investeringen die in dit hoofdstuk worden beschreven, worden louter ter<br />
informatie gegeven. Ze moeten nog worden bevestigd in een volgende uitgave<br />
van het Ontwikkelingsplan.<br />
8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET<br />
Het referentie-elektriciteitsnet dat voor de studies tegen 2009 wordt<br />
beschouwd, wordt in deel 7.6 omschreven. Het gaat meer bepaald om het net<br />
dat is geprogrammeerd tegen het jaar 2006.<br />
Bovendien voorziet Nederland dat de 380 kV-post in Borssele voltooid zal zijn<br />
tegen 2006.<br />
De dimensionering van het transmissienet 380 kV tot 150 kV hangt vooral<br />
samen met de evolutie van het productiepark en de lokalisatie ervan, met de<br />
niveaus en de herkomst van de import, en de transit over ons net. De<br />
dimensionering wordt ook beïnvloed door de evolutie van het algemene<br />
verbruiksniveau.<br />
Het algemene groeiniveau van het verbruik is tussen 2006 en 2009 relatief<br />
zwak: hiervoor zijn geen extra versterkingen van het algemene net nodig. De<br />
95 De versterkingen waarmee rekening werd gehouden, worden in deel 7.6 vermeld.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
153
154<br />
toename van het plaatselijke verbruik vereist echter wel versterkingen van<br />
gewestelijk belang.<br />
Overigens is er vandaag weinig of geen informatie beschikbaar over de<br />
perspectieven inzake investeringen in de productie op die termijn. De<br />
berekeningen met load-flowmodellen op basis van de beschikbare informatie<br />
tonen aan dat geen grote moeilijkheden verwacht worden voor het<br />
transmissienet, als dat tegen 2006 inderdaad versterkt is zoals voorzien.<br />
8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL<br />
BELANG<br />
8.3.1 BASISSCENARIO - 2009<br />
Volgens de prognoses voor de investeringen in de productie tegen het jaar 2009<br />
die momenteel beschikbaar zijn, moet het voor het jaar 2006 versterkte net<br />
normaal gezien volstaan om de algemene stijging van het verbruik op te<br />
vangen.<br />
8.3.2 SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT– 2009”<br />
Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat voortvloeit uit de<br />
versterkingen die voorzien zijn tegen 2006, bedraagt 3.700 MW, waarbij ook<br />
rekening wordt gehouden met een importniveau van 2.500 MW voor Nederland.<br />
Dit potentieel kan op 4.700 MW worden gebracht als volgende bijkomende<br />
investeringen worden gedaan:<br />
• versterking van de 380 kV-lijn Gramme-Massenhoven;<br />
• nieuwe 380 kV-lijn Aubange-Moulaine (deels op Frans grondgebied).<br />
Om het volle potentieel ervan te kunnen benutten moet de lijn Aubange-<br />
Moulaine in dienst worden gesteld na het plaatsen van het tweede draadstel van<br />
Gramme-Massenhoven.<br />
Het deel van de nieuwe lijn Aubange–Moulaine dat over Belgisch grondgebied<br />
loopt, is volledig klaar. De beheerder van het Franse net liet intussen weten dat<br />
het deel op Frans grondgebied ten vroegste in 2009 klaar zal zijn.<br />
Bij een importniveau van 4.700 MW komen er overbelastingen op de 380 kV-lijn<br />
Gramme-Courcelles en de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en<br />
Gramme, door het stilleggen van de productie-eenheden in het 150 kV-net. Met<br />
het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men het probleem van deze<br />
overbelastingen oplossen, die te maken hebben met overproductie in de streek<br />
van Luik.<br />
Om het risico van een verplichte productie te Langerlo buiten de piekmomenten<br />
te vermijden, moet er in Zutendaal een bijkomende 380/150 kV-transformator<br />
worden geplaatst, in aftakking onder de 380 kV-verbinding Gramme-<br />
Massenhoven.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabellen 8.1 en 8.2 geven een overzicht van de investeringen die moeten<br />
gebeuren om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW mogelijk te<br />
maken.<br />
Tabel 8.1: Versterkingen van de posten en transformatoren die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische<br />
import van 4.700 MW te waarborgen<br />
Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW<br />
te waarborgen<br />
Zoals reeds werd aangegeven in deel 7.3.2, zal de stijging van het importniveau<br />
ongetwijfeld behoeften doen ontstaan inzake compensatie in blindvermogen. Er<br />
worden momenteel studies uitgevoerd om de meest geschikte investeringen<br />
hiervoor te bepalen.<br />
8.3.3 SCENARIO “STILLEGGEN VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIE-<br />
EENHEDEN – 2009”<br />
De Belgische producenten zouden om economische redenen kunnen overwegen<br />
om bepaalde van hun machines tijdelijk of periodiek stil te leggen. Het scenario<br />
“stilleggen van de niet-economische productie-eenheden” houdt rekening met<br />
het stilleggen van Kallo 1 en 2, Langerlo 1 en 2, Rodenhuize 4 en Ruien 5 en 6.<br />
Als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet in Zandvliet een bijkomende<br />
380/150 kV-transformator worden geplaatst. Als de productie in Rodenhuize<br />
wordt stilgelegd, moet een 380/150 kV-transformator te Rodenhuize worden<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
155
156<br />
geïnstalleerd. Deze transformatoren moeten dan buiten dienst worden gesteld<br />
als deze productie-eenheden worden ingezet.<br />
Als men deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren niet installeert, loopt men<br />
het risico van de kosten voor verplichte inzet van deze productie-eenheden bij<br />
een door de producenten geprogrammeerde stop.<br />
De netbeheerder heeft zich voorgenomen om de komende jaren bijzonder<br />
aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen en investeringen uit te<br />
voeren indien deze noodzakelijk blijken.<br />
8.4 TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE<br />
8.4.1 TECHNISCHE HAALBAARHEID<br />
Volgens de huidige stand van zaken zijn er op het vlak van de technische<br />
haalbaarheid geen moeilijkheden te verwachten.<br />
8.4.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING<br />
De investeringen werden gepland in het kader van het economische en<br />
milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document. Dit beleid heeft tot<br />
doel de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening zo minimaal<br />
mogelijk te houden.<br />
Versterking in Limburg<br />
Nieuwe 380/150 kV transformator en post te Zutendaal<br />
De nieuwe post van Zutendaal zal gebouwd worden op een site die zich onder<br />
de bestaande lijnen bevindt. Er zal contact worden opgenomen met de overheid<br />
om de meest geschikte locatie te vinden.<br />
De transformator wordt in aftakking onder de bestaande verbinding Gramme-<br />
Massenhoven aangesloten. Voor deze aansluiting zal men het vierde draadstel<br />
van een bestaande 150 kV-lijn over een afstand van 1,7 km moeten aanleggen.<br />
Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven<br />
Het tweede draadstel van de verbinding Gramme-Massenhoven zal worden<br />
uitgevoerd door de bestaande lijnen als volgt aan te passen:<br />
• de bestaande gedeelten Gramme-Langerlo en Massenhoven-Heze worden nu<br />
op 150 kV uitgebaat, en moeten naar 380 kV worden overgeschakeld;<br />
• het tweede draadstel wordt over het niet-uitgeruste gedeelte aangelegd, hetzij<br />
over een afstand van 113 km tussen Heze en Zutendaal.<br />
De impact van de versterking wordt hierdoor geminimaliseerd. Bovendien moet<br />
de 150 kV-post van Heze worden uitgebreid door het verdwijnen van het<br />
150 kV-lijngedeelte tussen Massenhoven en Heze.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
8.4.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCHE OPTIMUM VOOR DE<br />
EINDVERBRUIKER<br />
Voor ieder project dat in deel 7.3 werd beschouwd, werden de mogelijke<br />
varianten aan een technisch-economische vergelijking onderworpen. De<br />
economische evaluatie wordt uitgevoerd vanuit het standpunt van de<br />
eindverbruiker. Zij kadert in het economisch beleid en milieubeleid dat in deel<br />
5.2 van dit document wordt beschreven.<br />
Hierna vindt u de vergelijking van de varianten die worden beschouwd voor de<br />
nieuwe transformator van Zutendaal. Er werd geen variant voor de aanleg van<br />
het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven beschouwd, vermits iedere<br />
andere oplossing de aanleg zou vergen van een nieuwe en minstens even lange<br />
lijn.<br />
De budgettaire schattingen die in de volgende delen worden voorgesteld,<br />
omvatten de studies, de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop<br />
van uitrustingen en de uitvoering van de werkzaamheden. Belangrijk in dit<br />
verband is het feit dat het gaat om grootte-orden die gebaseerd zijn op een<br />
eerste schatting van de kosten die door de investering ontstaan. Het is in de<br />
eerste plaats de bedoeling om met deze informatie de verschillende varianten te<br />
vergelijken.<br />
Nieuwe 380/150 kV-transformator en post te Zutendaal<br />
Rendabiliteitsstudie van de transformator van Zutendaal<br />
Met een nieuwe transformator te Zutendaal kan de onafhankelijkheid van het<br />
net ten opzichte van het productiepark worden bevorderd, zodat men het risico<br />
van kosten voor de verplichte inzet van de productie-eenheden te Langerlo kan<br />
vermijden.<br />
Er werd een risicostudie uitgevoerd om de investeringskosten van de nieuwe<br />
transformator van Zutendaal te vergelijken met de kosten van het risico van de<br />
verplichte productie omwille van de netveiligheid. Uit deze studie blijkt dat de<br />
jaarlijkse afschrijvingskost van de investering gelijk is aan zes weken opgelegde<br />
productie van een eenheid van Langerlo.<br />
Deze rendabiliteitsberekening werd uitgevoerd op basis van:<br />
• een afschrijvingsperiode van 37 jaar;<br />
• een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost<br />
of Capital) van <strong>Elia</strong>;<br />
• gemiddelde prijzen voor verplichte productie gebaseerd op de lopende<br />
contracten;<br />
• een werking van 60 uur per week, gespreid of 5 (vijf) dagen.<br />
Tot nu toe werden geen alternatieven voor de transformator van Zutendaal<br />
beschouwd. In tabel 8.3 hierna vindt u de socio-economische evaluatiecriteria<br />
die bij deze investering in rekening werden gebracht.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
157
158<br />
Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator te Zutendaal<br />
Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven<br />
Met het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men de capaciteitswinst<br />
door de versterking van de Belgisch-Franse interconnectie ten volle benutten.<br />
Deze investering minimaliseert de kosten en de impact op het milieu en de<br />
ruimtelijke ordening, vermits hiervoor geen volwaardige infrastructuur moet<br />
worden voorzien.<br />
Tabel 8.4 geeft een overzicht van de socio-economische evaluatiecriteria voor<br />
het tweede draadstel Gramme-Massenhoven.<br />
Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Gramme-Massenhoven<br />
8.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG<br />
Hierna worden de tegen 2009 geplande investeringen voor de voeding van de<br />
70 kV tot 26 kV- en middenspanningsnetten vanuit het 150 kV-net beschreven.<br />
Deze investeringen hangen samen met de toename van het plaatselijke verbruik<br />
en moeten de komende jaren nog worden bevestigd of herzien, in functie van<br />
de evolutie van de verbruikscijfers. Het is niet uitgesloten dat het volgende Plan<br />
voor dezelfde termijn andere investeringen zal voorzien in de posten, om<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
toenames van het plaatselijke verbruik op te vangen die nog niet werden<br />
aangekondigd.<br />
8.5.1 VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN<br />
Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2009<br />
8.5.2 VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE<br />
Men kan een onderscheid maken tussen verschillende types versterkingen:<br />
• de vervanging van bestaande transformatoren op 70 kV aangesloten, door<br />
nieuwe transformatoren met een groter nominaal vermogen op 150 kV<br />
aangesloten;<br />
• de vervanging van bestaande transformatoren door krachtiger<br />
transformatoren in een bestaande post;<br />
• de installatie van bijkomende transformatoren in bestaande posten;<br />
• de bouw van nieuwe posten.<br />
De tabellen 8.6 tot 8.12 geven een indicatieve lijsten van de investeringen<br />
volgens de types van versterkingen die hierboven werden beschreven.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
159
160<br />
Versterking van de transformatie 150/70 tot 26 kV<br />
Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/70-36 kV<br />
transformatoren door krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009<br />
Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150/70-26 kV-<br />
transformatoren in bestaande posten<br />
Tabel 8.8: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 150 kV-posten<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Versterking van de 150 kV/ MS transformatie<br />
Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen door de vervanging van bestaande<br />
220-150/ MS-transformatoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren 96<br />
Tabel 8.10: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door de vervanging van bestaande<br />
transformatoren die in 70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met een groter nominaal<br />
vermogen die in 150 kV zijn aangesloten<br />
96 In Battice komen er twee 150/15 kV-transformatoren in de plaats van de 3 bestaande 70/15 kV-transformatoren.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
161
162<br />
Tabel 8.11: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150 kV/ MS-<br />
transformatoren in bestaande posten<br />
Tabel 8.12: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door nieuwe 150 kV-posten<br />
8.5.3 HAALBAARHEID VAN DE VOORGESTELDE VERSTERKINGSPROJECTEN<br />
Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid<br />
en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde<br />
projecten die tegen 2009 worden beschouwd.<br />
Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen haalbaarheids- en/of<br />
tracéstudies worden uitgevoerd.<br />
Het gaat meer bepaald om de volgende projecten:<br />
• de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de<br />
150 kV-kabel Machelen – Woluwe;<br />
• de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-Sint-<br />
Job te Brecht;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid.<br />
De versterking van het net van Antwerpen vergt op lange termijn de bouw van<br />
nieuwe bovengrondse lijnen:<br />
• de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de<br />
tunnel onder de Schelde;<br />
• de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet.<br />
De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van<br />
overleg met de betrokken overheden.<br />
Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en<br />
Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht.<br />
Tenslotte moet een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding van<br />
Gasthuisberg.<br />
8.6 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009<br />
Figuur 8.13 hierna beschrijft het hoogspanningsnet met de voorziene<br />
investeringen tegen het jaar 2009.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
163
164<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
165
166<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
9 Versterkingen van<br />
het transmissienet<br />
die niet aan de<br />
onderzochte<br />
tijdstippen zijn<br />
gebonden<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
167
168<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
In dit hoofdstuk worden de varianten beschreven waarvoor in het<br />
Ontwikkelingsplan moeilijk een specifieke termijn kan worden bepaald.<br />
Enerzijds worden de lokalisaties beschouwd die in aanmerking kunnen komen<br />
voor nieuwe eenheden, d.w.z. lokalisaties die zo weinig mogelijk problemen in<br />
het net veroorzaken. Op die manier kunnen nieuwe eenheden tegen de laagste<br />
kosten voor het net en met een zo laag mogelijke impact op het milieu worden<br />
aangesloten. De uitgevoerde studie toonde aan dat de beste lokalisaties nauw<br />
verbonden zijn met de algemene structuur van het net en in die zin weinig<br />
afhankelijk zijn van de tijdstippen die in het plan werden beschouwd.<br />
Anderzijds beschrijft dit hoofdstuk de investeringen die worden bepaald door de<br />
projecten voor nieuwe reeds aangekondigde productie-eenheden, waarvan de<br />
indienststelling en/of de termijn waarbinnen de indienststelling zal plaatsvinden,<br />
erg onzeker zijn.<br />
9.1 SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES”<br />
Het zoeken naar de beste lokalisaties voor nieuwe productie-eenheden vanuit<br />
het standpunt van het net gebeurt via de berekening van globale indicatoren die<br />
de invloed op het net bepalen. Met deze indicatoren wil men de varianten<br />
vergelijken en hen vervolgens klasseren in functie van hun respectieve<br />
reservemarges tegenover de drempels van de dimensioneringscriteria.<br />
In de studie wordt naar de “gunstige lokalisaties” gezocht met de jaren 2006 en<br />
2009 als eindpunten. De resultaten voor 2009 bevestigen de resultaten voor<br />
2006. De wijzigingen van het referentienet tussen deze twee tijdstippen hebben<br />
geen ingrijpende invloed op de verkregen resultaten.<br />
Er werd rekening gehouden met eenheden van 400 MW. Dit vermogen is<br />
representatief voor monobloc-eenheden van het STEG-type en komt ook<br />
overeen met:<br />
• een gemiddelde vermogenswaarde voor centrale producties;<br />
• een drempelwaarde voor lokalisaties in het 150 kV-net.<br />
Voor de aansluiting van de machines werden twee spanningsniveaus<br />
beschouwd: 380 kV en 150 kV.<br />
De studie gebeurde in twee fases:<br />
• in een eerste fase werden de goede en slechte lokalisaties geïdentificeerd;<br />
• in een tweede fase werden “gunstige lokalisatiescenario’s” bepaald, d.w.z. de<br />
beste keuze voor:<br />
− de tweede meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste<br />
lokalisatie;<br />
− de derde meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste en een<br />
tweede lokalisatie;<br />
− enz.<br />
Men heeft de mogelijkheid open gelaten om één of meer 380/150 kV-<br />
transformatoren in de buurt van het aansluitingsknooppunt van een machine uit<br />
te schakelen. Zoals we reeds hebben vermeld, moet deze maatregel beperkt<br />
blijven, omdat de exploitatie van het net dan minder betrouwbaar wordt wegens<br />
de grotere complexiteit.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
169
170<br />
9.1.1 IDENTIFICATIE VAN “GUNSTIGE LOKALISATIES”<br />
380 kV-lokalisaties<br />
Voor het spanningsniveau 380 kV, zijn bijna alle lokalisaties globaal genomen<br />
gunstig. Als men de import beperkt verkleinen de problemen: het is gunstiger<br />
om op 380 kV te produceren dan op 380 kV te importeren. De 380/150 kV-<br />
transformatoren worden echter in beide gevallen even zwaar belast.<br />
De volgende “lokalisaties” worden beter vermeden:<br />
• Gramme: als hier een nieuwe productie-eenheid zou worden geïnstalleerd,<br />
worden de problemen voor de afvoeren van het vermogen nog zwaarder;<br />
• Doel, Mercator, Zandvliet: de installatie van nieuwe eenheden zou nefast zijn<br />
voor het kortsluitvermogen en zou een extra belasting vormen op de 380 kV-<br />
lijnen tussen Zandvliet, Doel en Mercator.<br />
150 kV-lokalisaties<br />
De volgende tabel geeft in de juiste volgorde de beste lokalisaties die werden<br />
weerhouden voor het spanningsniveau 150 kV.<br />
Tabel 9.1: Overzicht van de beste lokalisaties voor het spanningsniveau 150 kV<br />
Deze lokalisaties moeten één voor één verder worden onderzocht, om de bruto<br />
resultaten van deze studie te verduidelijken. Ze kunnen ook opnieuw beïnvloed<br />
worden door van wijzigingen in het 380 tot 150 kV-net.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
In dit verband kunnen volgende overwegingen reeds worden aangehaald:<br />
• de gunstige lokalisatie op de site van Awirs houdt verband met de<br />
buitendienststelling van oude machines in de productie-eenheid van Awirs 4.<br />
Als deze deklassering wordt uitgesteld, wordt de lokalisatie wel minder gunstig<br />
voor de installatie van een nieuwe eenheid. Bovendien is het mogelijk dat de<br />
150 kV-lijn Awirs-Lixhe in de toekomst wordt overgeschakeld naar 220 kV, om<br />
de overbelastingen van de transformatoren op te vangen die de voeding van<br />
de streek van Luik verzekeren;<br />
• volgens de technische criteria is de site van Merksem een gunstige lokalisatie,<br />
maar deze bevindt zich midden in stedelijk gebied;<br />
• een gedetailleerde studie toont aan dat de 150 kV-site van Beringen, die in de<br />
eerste studie naar voren kwam als gunstige lokalisatie, belangrijke<br />
overbelastingen zou veroorzaken op de 150 kV-lijn Beringen-Mol. Deze<br />
overbelastingen kunnen moeilijk worden opgelost zonder zware<br />
netinvesteringen (in de grootteorde van 40 M€), als de eenheden van Mol<br />
worden stilgelegd. Hetzelfde geldt voor de 380 kV-site van Meerhout, waar<br />
pas na de aanleg van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven<br />
tussen Massenhoven en Meerhout twee machines van 400 MW kunnen worden<br />
geïnstalleerd.<br />
9.1.2 GUNSTIGE PARKEN DIE DE ONTWIKKELINGEN VAN HET NET BEPERKEN<br />
Op basis van de overwegingen in deel 9.1.1 werden er gunstige parken<br />
opgesteld.<br />
De studie toont aan dat de installatie van vier of vijf nieuwe productie-eenheden<br />
op gunstige lokalisaties het net minder belast dan de installatie van één nieuwe<br />
machine op een bepaalde gunstige site. Zo verdient de gelijktijdige invoering<br />
van twee nieuwe eenheden (in Trivières en Ruien) de voorkeur boven één<br />
nieuwe eenheid in Ruien. Hierdoor ontstaat immers een productie-evenwicht<br />
tussen verschillende elektriciteitszones, waardoor het net minder zwaar wordt<br />
belast.<br />
Bij wijze van voorbeeld kunnen we zeggen dat de lokalisatie van vier eenheden<br />
in Mol, Schelle, Ruien en Trivières een gunstige combinatie vormt. De<br />
bijkomende lokalisatie van de site van Awirs vormt een combinatie van vijf<br />
gunstige lokalisaties.<br />
9.2 SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN”<br />
De volgende projecten van aangekondigde nieuwe productie-eenheden werden<br />
beschouwd:<br />
• een repowering van de eenheid van Kallo;<br />
• de off-shore windmolenparken in de Noordzee.<br />
9.2.1 TECHNISCHE HAALBAARHEID<br />
Repowering van Kallo<br />
Bij de repowering van Kallo worden twee nieuwe gasturbines van 250 MW voor<br />
één van de twee bestaande stoomturbines voorgeschakeld (Kallo 1). De andere<br />
turbine wordt buiten dienst gesteld. De uitlaatgassen van de gasturbines<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
171
172<br />
worden gebruikt om een deel van de stoom te produceren die nodig is voor de<br />
voeding van de bestaande stoomturbine. Als één van de twee gasturbines<br />
uitvalt, daalt de productie met de helft.<br />
Er moeten verscheidene aanpassingen gebeuren in de 150 kV-post van Kallo,<br />
om het vermogen dat door de nieuwe groep wordt voortgebracht, te kunnen<br />
afvoeren (een nominaal vermogen van 780 MW in plaats van 560 MW):<br />
• de post van Kallo moet worden aangepast om de langs de post lopende<br />
rechtstreekse 150 kV-verbinding tussen Mercator en Zwijndrecht te kunnen<br />
inlussen;<br />
• de railstellen van Kallo worden met een open koppeling uitgebaat en de<br />
configuratie van de aansluitingen wordt aangepast;<br />
• bij de exploitatie hanteert men de volgende regels om te voldoen aan de<br />
criteria voor het kortsluitvermogen: als de volledige productie van Kallo in<br />
dienst is, wordt een transformator van Mercator uitgeschakeld.<br />
Off-shore windmolenparken in de Noordzee<br />
De installatie van off-shore windmolenparken met een grote productiecapaciteit<br />
in de Noordzee vereist een versterking van het net, zodat het geproduceerde<br />
vermogen naar de verbruikers kan worden geleid. Deze versterking wordt<br />
overwogen op de spanningsniveaus 150 kV en 380 kV.<br />
Versterking op 150 kV<br />
Van deze versterking werden een tiental varianten geanalyseerd, waarvan de<br />
beste drie hierna worden beschreven en vergeleken:<br />
• de basisvariant van de versterking van de kust, die reeds werd beschouwd<br />
voor het jaar <strong>2003</strong>. Hierbij worden de 150 kV-posten van Blauwe Toren en<br />
Slijkens rechtstreeks verbonden door de omleiding en de koppeling van de<br />
twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens;<br />
• de “Langerbrugge”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee<br />
verbindingen Brugge-Langerbrugge door een verbinding Blauwe Toren-<br />
Langerbrugge; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen<br />
Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe<br />
Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden;<br />
• de “Eeklo Noord”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee<br />
verbindingen Brugge-Eeklo Noord door een verbinding Blauwe Toren-Eeklo<br />
Noord; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen<br />
Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe<br />
Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden.<br />
In ieder van de varianten wordt de capaciteit van de verbinding Brugge-Slijkens<br />
versterkt.<br />
Er wordt rekening gehouden met windmolenparken met een totaal nominaal<br />
vermogen van 580 MW, waarvan 230 MW in 150 kV aangesloten op Zeebrugge<br />
en in 350 kV aangesloten op Slijkens.<br />
In de tabel 9.2 hierna ziet u het percentage van het nominale vermogen dat in<br />
alle veiligheid door het net kan worden vervoerd (d.w.z. bij een incident), “op<br />
de piek” en “buiten de piek” voor iedere variant.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 9.2: Percentage van het nominale vermogen dat door het net kan worden vervoerd, voor een<br />
opgesteld vermogen van 580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW met Slijkens<br />
verbonden<br />
Op basis van een studie van de verdeling van de productie van windenergie<br />
over het hele jaar en de gemiddelde en maximale waarden die kunnen worden<br />
gehaald, werd beslist om het algemene net zo te dimensioneren dat het in staat<br />
is om naargelang van de seizoenen de volgende waarden in alle veiligheid af te<br />
voeren:<br />
• 60% van het nominale vermogen tijdens de winter;<br />
• 50% van het nominale vermogen in het tussenseizoen;<br />
• 40% van het nominale vermogen tijdens de zomer.<br />
Deze cijfers tonen aan dat de versterking die voorzien is in de basisvariant, niet<br />
volstaat om het geproduceerde referentievermogen bij een incident af te<br />
voeren. De twee andere varianten, waarvan de technische en economische<br />
prestaties heel nauw bij elkaar aanleunen, moeten nog gedetailleerder worden<br />
onderzocht, vooraleer een definitieve keuze te maken.<br />
Versterking in 380 kV<br />
Als het totale nominale vermogen van de off-shore windmolenparken 600 MW<br />
zou overschrijden, volstaan de oplossingen die in het vorige deel werden<br />
voorgesteld niet meer. De meest voor de hand liggende oplossing voorziet in<br />
dat geval de verlenging van het 380 kV-net naar de Belgische kust, door een lus<br />
te verwezenlijken tussen de posten van Izegem en Eeklo Noord. Een 380 kV-<br />
versterking in antenne op Eeklo Noord volstaat immers niet, om het vermogen<br />
in veiligheid af te voeren. Andere minder gebruikelijke oplossingen op basis van<br />
vermogenselektronica vallen ook te overwegen.<br />
Een gedetailleerde studie wordt binnenkort opgestart. Deze moet worden<br />
voorafgegaan door een overleg met alle belanghebbende partijen, en zeker met<br />
de federale regering en de federale regulator. Dit teneinde de hypothesen te<br />
kunnen vastleggen die weerhouden moeten worden inzake vermogen,<br />
lokalisatie en planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken<br />
in de Noordzee.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
173
174<br />
9.2.2 SOCIO-ECONOMISCHE EVALUATIE<br />
Ieder project dat in deel 9.2.1 werd beschouwd, maakte het voorwerp uit een<br />
technisch-economische evaluatie. De economische evaluatie gebeurde vanuit<br />
het standpunt van de eindverbruiker. Deze evaluatie kadert in het economisch<br />
beleid en het milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document.<br />
De budgettaire schattingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies,<br />
de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrusting en de<br />
uitvoering van de werken. Het is belangrijk dat het hier slechts gaat om<br />
grootteorden die gebaseerd zijn op een eerste schatting van de kosten die<br />
voortvloeien uit de investering. Het is de bedoeling dat op basis van deze<br />
gegevens de varianten kunnen worden vergeleken.<br />
Repowering van Kallo<br />
De investering die nodig is om het net aan te passen bij een repowering van<br />
Kallo, bestaat hoofdzakelijk uit het aanpassen van de lijn Mercator-Zwijndrecht,<br />
zodat die lijn in de post van Kallo kan worden ingelust.<br />
In de tabel hierna ziet u de socio-economische evaluatie van het project.<br />
Tabel 9.3: Socio-economische evaluatie van het project voor de inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht<br />
in de 150 kV-post te Kallo<br />
Off-shore windmolenpark in de Noordzee<br />
De investeringen in het net die nodig zijn om windmolenparken aan te sluiten<br />
met een opgesteld vermogen van ongeveer 580 MW in de Noordzee, behelzen<br />
in de drie varianten (beschreven in deel 9.2.1) hoofdzakelijk:<br />
• de versterking van de twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens,<br />
die in ieder geval noodzakelijk is;<br />
• de aanleg van ondergrondse kabels die de nieuwe verbindingen vormen,<br />
alsook de toevoeging van velden in de posten van Blauwe Toren en Slijkens.<br />
De tabel hierna geeft de socio-economische vergelijking van de drie<br />
beschouwde varianten.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 9.4: Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van off-shore windmolenparken<br />
De basisvariant beantwoordt niet volledig aan de technische criteria. De twee<br />
andere varianten, waarvan de technische criteria en de budgettaire schattingen<br />
heel nauw bij elkaar aanleunen, zullen het voorwerp uitmaken van een meer<br />
gedetailleerde studie.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
175
176<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Conclusies &<br />
uitvoering van het<br />
Ontwikkelingsplan<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
177
178<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Het huidig Ontwikkelingsplan berust op macro-economische hypotheses die<br />
uitgaan van de groeivooruitzichten voor het verbruik die door het <strong>Federaal</strong> Plan<br />
worden geformuleerd, en op het Indicatief Programma van de<br />
Productiemiddelen van de CREG.<br />
De ruimtelijke verdeling van het verbruik beïnvloedt in zekere mate de evolutie<br />
van het net. In dit verband spelen de “micro-economische” prognoses, die door<br />
de netgebruikers worden meegedeeld of die in overleg met de beheerders van<br />
de middenspanningsnetten worden opgesteld, een zeer belangrijke rol.<br />
Het planningsproces is een complex gegeven:<br />
• enerzijds houdt het rekening met een groot aantal onzekerheden die<br />
samenhangen met de markt en die in het kader van dit Ontwikkelingsplan<br />
vooral te maken hebben met de verbruiksvooruitzichten, de centrale en de<br />
decentrale productie, de inplanting van verbruik en productie, alsook de<br />
import- en transitfluxen;<br />
• anderzijds spelen hier ook technische, economische en milieufactoren.<br />
Bij het opstellen van hett Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om<br />
tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen van de vrijmaking van de<br />
elektriciteitsmarkt. De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net,<br />
hebben meer bepaald tot doel:<br />
• de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van<br />
de importcapaciteit van België;<br />
• de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische<br />
productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in<br />
het net wanneer deze economisch verantwoord zijn, dit om telkens<br />
terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken.<br />
Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt.<br />
Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van<br />
hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor<br />
windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De<br />
aankondigingen die de federale regering recent deed over windmolenparken in<br />
de Noordzee werden nog niet in dit plan verwerkt. Er zijn nog aanvullende<br />
studies nodig om de ontwikkelingen van het net te bepalen die noodzakelijk zijn<br />
voor de aansluiting van off-shore windparken met een totaal nominaal<br />
vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd aangekondigd.<br />
Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te<br />
kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan<br />
omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige<br />
betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het transmissienet<br />
op elk niveau behouden blijft.<br />
OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S<br />
Een reeks zeer uiteenlopende scenario’s werd uitgewerkt op basis van de<br />
hypotheses van de evolutie van het verbruik en de productie, om zodoende alle<br />
denkbare scenario’s te bestrijken die werden ontwikkeld voor het beleid inzake<br />
de energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België: importniveau,<br />
onafhankelijkheid van het productiepark, transitniveaus, enz. Voor ieder<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
179
180<br />
scenario worden vervolgens de vereiste netversterkingen bepaald volgens de<br />
gebruikelijke technische, sociaal-economische en milieugebonden criteria.<br />
De overzicht van de scenario’s wordt weergegeven in figuur 10.1.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
181
182<br />
NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006<br />
Referentienet<br />
Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals in het begin van <strong>2003</strong> in gebruik<br />
is als referentienet genomen, inclusief de investeringen die zijn voorzien in<br />
<strong>2003</strong>, en meer bepaald:<br />
• installaties die nog niet in gebruik werden genomen, maar die niet meer in<br />
vraag kunnen worden gesteld zonder ingrijpende gevolgen;<br />
• investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen.<br />
De netversterkingen die vallen onder federale bevoegdheid zijn:<br />
• een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde;<br />
• een nieuwe 380/150 kV-transformator in Reppel;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve;<br />
• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières;<br />
• de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy.<br />
De hierna volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden<br />
goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in<br />
dit Ontwikkelingsplan wordt beschouwd:<br />
• Tihange-Courcelles 380 kV;<br />
• Courcelles-Trivières 380 kV;<br />
• Avelgem-Chièvres 380 kV;<br />
• Chièvres-Trivières 380 kV.<br />
De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die voorzien was in het Uitrustingsplan<br />
1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan.<br />
Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is<br />
deze ontdubbeling niet meer verantwoord, als we rekening houden met de<br />
investeringen in de productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de<br />
streek van Antwerpen, de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de<br />
algemene stijging van het verbruik.<br />
Binnen het tijdskader van dit plan voorzien wij evenmin de realisatie van de<br />
380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook<br />
deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van<br />
het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator<br />
noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in<br />
aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van<br />
Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen<br />
blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van<br />
nieuwe productie-eenheden in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat<br />
de volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-Trivières-<br />
Chièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze<br />
momenteel niet voorzien in dit Plan.<br />
Voorstel van <strong>Elia</strong> voor netversterkingen tegen 2006<br />
Het overzicht van de netversterkingen die door de netbeheerder worden<br />
voorgesteld tegen 2006 wordt hierna samengevat:<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• De netversterkingen van nationaal belang worden weergegeven in tabel 10.2<br />
en houden rekening met:<br />
− een betere openstelling van de elektriciteitsmarkt door het vergroten van de<br />
importcapaciteit van België: aanleg van het tweede draadstel Avelgem-<br />
Avelin, versterking van de verbinding Jamiolle-Monceau, plaatsing van een<br />
faseverschuiver in Monceau en twee 380 kV-faseverschuivers in Zandvliet en<br />
Kinrooi;<br />
− de wil van de netbeheerder om de onafhankelijkheid van het transmissienet<br />
ten opzichte van het Belgische productiepark te vergroten: installatie en<br />
aansluiting van transformatoren in Avelgem/Ruien en in Courcelles/Gouy en<br />
bevestiging van de noodzaak van de transformator te Reppel, ingeschreven<br />
in het vorige uitrustingsplan.<br />
• Tabel 10.3 geeft de versterkingen van gewestelijk belang, die noodzakelijk<br />
zijn door de toename van het lokaal verbruik.<br />
• De netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken in de<br />
Noordzee aan te sluiten zullen worden gerealiseerd in overeenstemming met<br />
de beslissingen voor de bouw ervan.<br />
Het investeringsbeleid dat hiertoe werd uitgewerkt en uitgevoerd streeft er<br />
vooral naar om de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe<br />
verbindingen tot een minimum te beperken.<br />
Niettemin is het belangrijk te beseffen, dat <strong>Elia</strong> geen vaste en definitieve<br />
verbintenissen kan nemen voor de realisatietermijnen, vermits deze sterk<br />
worden beïnvloed door de onzekerheden voor het verkrijgen van de nodige<br />
vergunningen.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
183
184<br />
Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005<br />
NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009<br />
Voor het jaar 2009 worden alleen aanduidingen gegeven over de<br />
netversterkingen die door een volgend Plan gewijzigd of bevestigd zullen<br />
worden.<br />
Netversterkingen van nationaal belang<br />
• De studies, die opgestart of verder uitgewerkt moeten worden, hebben<br />
betrekking op:<br />
− de projecten die nodig zijn voor bijkomende importcapaciteit in België:<br />
− uitrustingen voor spanningsondersteuning bij hoge import ;<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
185
186<br />
− het tweede draadstel op de 380 kV-verbinding Gramme – Massenhoven met<br />
de nodige aanpassingen op de bestaande lijnen, de uitbreiding van de<br />
150 kV-post van Heze als gevolg van de verdwijning van het stuk 150 kV-<br />
lijn tussen Massenhoven en Heze;<br />
• de projecten voor het vergroten van de onafhankelijkheid van het<br />
transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark:<br />
− de localisatie van de nieuwe post van Zutendaal onder de bestaande lijnen;<br />
• de netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken te kunnen<br />
aansluiten met een totaal nominaal vermogen hoger dan 600 MW. Hiervoor<br />
zullen ook minder gebruikelijke netoplossingen moeten overwogen worden op<br />
basis van vermogenselektronica. Deze studie moet worden voorafgegaan door<br />
een overleg met alle belanghebbende partijen, en vooral met de federale<br />
regering en de federale regulator. Dit om de hypothesen vast te leggen die<br />
weerhouden moeten worden inzake het vermogen, de lokalisatie en de<br />
planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken in de<br />
Noordzee.<br />
Al deze studies zullen worden uitgevoerd in nauw overleg met de bevoegde<br />
administraties, om zo goed mogelijk tegemoet te komen aan de eisen inzake<br />
ruimtelijke ordening en bescherming van het leefmilieu.<br />
De netbeheerder heeft zich ook voorgenomen om tijdens de komende jaren<br />
zeer aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen:<br />
• als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet een bijkomende 380/150 kV-<br />
transformator worden geplaatst in Zandvliet;<br />
• als de productie in Rodenhuize wordt stilgelegd, moet een 380/150 kV-<br />
transformator worden geïnstalleerd in Rodenhuize.<br />
Bij het niet installeren van deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren, ontstaat<br />
het risico van kosten voor de verplichte inzet van deze productie-eenheden bij<br />
een door de producenten geprogrammeerde stop. <strong>Elia</strong> zal investeringen<br />
uitvoeren indien deze noodzakelijk blijken.<br />
Netversterkingen van gewestelijk belang<br />
Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid<br />
en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde<br />
projecten die tegen 2009 worden beschouwd.<br />
Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen nog haalbaarheids-<br />
en/of tracéstudies worden uitgevoerd.<br />
Het gaat meer bepaald om de volgende projecten:<br />
• de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de<br />
150 kV-kabel Machelen – Woluwe;<br />
• de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-Sint-<br />
Job te Brecht;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle;<br />
• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid.<br />
Op lange termijn vergt de versterking van het net van Antwerpen de bouw van<br />
nieuwe bovengrondse lijnen:<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong>
• de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de<br />
tunnel onder de Schelde;<br />
• de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet.<br />
De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van<br />
overleg met de betrokken overheden.<br />
Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en<br />
Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht.<br />
Tenslotte moet ook een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding<br />
van de post van Gasthuisberg.<br />
Ontwikkelingsplan – september <strong>2003</strong><br />
187