ENGINEERINGNET.BE - De energietransitie -de verschuiving weg van nucleaire naar een meer duurzame/hernieuwbare elektriciteitsproductie- heeft een prijs.
De productiekost kan meer dan verdubbelen tussen 2020 en 2030. Zelfs bij een transitie met de goedkoopste technologieën zal de elektriciteitsproductie in 2030 zo’n 3,4 miljard euro extra kosten vergeleken met 2020.
Als de kerncentrales dicht gaan, blijven er in alle scenario’s gascentrales nodig en is ook voldoende interconnectiecapaciteit cruciaal om elektriciteit te importeren uit de buurlanden. Alleen een verlengen van de levensduur van de jongste kerncentrales verlaagt zowel de transitiekost als de CO2-uitstoot.
EnergyVille berekende een scenario op basis van het huidige beleid en simuleerde de impact van meer of minder import uit het buitenland, hoge of lage brandstofprijzen en de verlenging van enkele kerncentrales en dat alles tegen de achtergrond van de Europese eisen, te weten 13% hernieuwbare energieproductie tegen 2020. Het huidig beleid voortzetten, verdubbelt de kost van de elektriciteitsproductie.
In het uitdoofscenario valt de nucleaire productie, vandaag nog 55% van de totale capaciteit, van 43 TWh naar 0 TWh. In alle scenario’s wordt er drie keer meer elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen geproduceerd dan vandaag, een stijging van 11 vandaag naar 36 TWh. Dat vergt een verdrievoudiging van de productiecapaciteit van 6 naar 19 GW.
De sterkste productiegroei wordt verwacht in wind aan land -van 3,2 naar 18,2 TWh -of in capaciteit van 1,5 naar 8,6 GW- (x5,7) maar ook offshore van 2,5 naar 7,8 TWh -in capaciteit van 0,7 naar 2,2 GW- (x3) en PV zonnecellen van 2,9 tot 7,8 TWh -in capaciteit van 3 naar 7,9 GW- (x2,7). Pieter Lodewijks, programma manager bij Vito en Energyville bracht de cijfers.
In het licht van de forse groei van wind- en zonne-energie in het verleden is dat best haalbaar. Omdat de helft van de Belgische elektriciteitsproductie uit hernieuwbare maar ‘intermittente’ bronnen zal komen, moet ook de productie van gasgestookte centrales met de helft stijgen, van 24 naar 35 TWh.
De capaciteit aan gascentrales blijft echter vrij stabiel -iets meer dan 6 GW. De bestaande centrales zullen gewoon meer uren draaien. Het betekent wel dat CO2-emissies eerst dalen van 15 naar 12 miljoen ton/jaar tegen 2020 maar tegen 2030 weer stijgen naar 19 miljoen ton/jaar.
De keuze voor gascentrales om pieken op te vangen, houdt tegelijk in dat schommelingen in de gasprijzen een grote impact zullen hebben. Hoewel de vraag naar elektriciteit vrijwel stabiel zal blijven -dank zij energiebesparende maatregelen- zal België toch minder elektriciteit zelf produceren -78 TWh valt naar 71 TWh- en wordt het dus nog afhankelijker van de import, tot 15,6 TWh en meer.
Dat kan alleen als de interconnectiecapaciteit stijgt van 3,5 naar 6,5 GW zodat de netto import kan groeien van 6,3 naar 15,6 TWh (x2,5). De kost van elektriciteitsproductie én -invoer zal daarmee stijgen van €2,7 (in 2020) naar €6,1 miljard in 2030. Een verdubbeling.
“In alle scenario’s zijn de kosten €3 tot €4 miljard hoger dan vandaag”, besluit Peter Claes, bestuurslid van Febeliec. Het goedkoopste scenario bestaat er in om de levensduur van 2 kerncentrales te verlengen tot 2035. “Louter economisch gezien is dit dus de beste keuze.”
Febeliec vraagt een duidelijke keuze voor meer marktwerking en meer integratie van de markten wat op zijn beurt een Europese benadering vergt, met name de ‘energienorm’ die ervoor zorgt dat elektriciteit bij ons niet meer kost dan in de buurlanden.
ACHTERGROND
De studie van Febeliec brengt de elektriciteitskosten van België tot 2030 in kaart en formuleert een antwoord op de vraag welke technologische opties economisch het interessantste zijn en wat ze zullen kosten.
“We hopen dat de overheid er iets uit haalt”, zei Luc Sterckx, voorzitter van Febeliec dat de belangen behartigt van de industriële energieverbruikers in België en streeft naar competitieve prijzen voor gas en elektriciteit en een veilige energiebevoorrading. Het had 100.000 euro veil om de verschillende opties bij Energyville door te lichten.
De studie werd besteld in de zomer van 2016. Er is vijf maanden aan gewerkt. Elk scenario vroeg zo’n 5 uur rekentijd op de snelste computers. Energyville hanteerde daarbij het Times-model dat nu zowat standaard is en ontwikkeld werd door Energy Technology Systems Analysis Programme (ETSAP).
“Het model zoekt naar de ‘minste kost’ wat afhankelijk is van het scenario”, zei Ronnie Belmans, CEO van Energyville, die beklemtoonde dat de studie bouwt op ‘feiten’. “Als het energiepact er moet komen, dan op basis van ‘feiten’.”
Het model hield nauwelijks of geen rekening met een centrale elektriciteitsopslag, extra windmolenparken op zee, capaciteitsvergoeding voor gascentrales en de decommissionering van de kerncentrales.
