UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN...

UNIVERSITEIT GENT

FACULTEIT ECONOMIE EN BEDRIJFSKUNDE

ACADEMIEJAAR 2015 – 2016

Een Activity-based costing model voor het bepalen van de maatschappelijke kost voor de integratie

van hernieuwbare energie in een energiesysteem.

Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van

Master of Science in de Bedrijfseconomie

Dieter Meire

onder leiding van

Prof. Joke Huysman

Masterproef I Dieter Meire

UNIVERSITEIT GENT



Een Activity-based costing model voor het bepalen van de maatschappelijke kost voor de integratie

van hernieuwbare energie in een energiesysteem.

Masterproef voorgedragen tot het bekomen van de graad van

Master of Science in de Bedrijfseconomie

Dieter Meire

onder leiding van

Prof. Joke Huysman

Masterproef II Dieter Meire

Masterproef III Dieter Meire

Vertrouwelijkheidsclausule

Ondergetekende verklaart dat de inhoud van deze masterproef mag geraadpleegd en/of

gereproduceerd worden, mits bronvermelding.

Dieter Meire

Masterproef IV Dieter Meire

Masterproef V Dieter Meire

Woord vooraf

Deze masterproef is een sluitstuk voor het behalen van een masterdiploma aan de faculteit

economie en bedrijfskunde aan de universiteit van Gent.

In juni 2010 ben ik afgestudeerd als Master in de Industriële Wetenschappen en aansluitend

ondergedompeld in het bedrijfsleven. Al snel kwam ik tot de conclusie dat ik nog niet uitgeleerd was.

Ik werd geprikkeld door economische beslissingen en gebeurtenissen, zowel binnen het bedrijfsleven

als op macro-economische schaal. In januari 2012 heb ik besloten om te starten met deze

economische masterstudie in combinatie met mijn voltijdse tewerkstelling in de energiesector. Mijn

omgeving was bezorgd om de slaagkansen, maar vandaag 4,5 jaar later, sta ik op het punt om mijn

economisch diploma te behalen. De combinatie van het studeren en een voltijdse tewerkstelling is

geen evidentie. Ondanks het spreiden van de studies over meerdere jaren vroeg het veel geduld,

planning en doorzettingsvermogen. Aangezien de opleiding werd gegeven in dagonderwijs was ook

flexibiliteit in het toekennen van verlof door mijn werkgever noodzakelijk.

Het onderwerp van dit onderzoek heb ik gekozen uit eigen interesse en mag geenszins aanzien

worden als een opdracht binnen mijn professionele activiteiten in de energiesector. Het onderzoek is

dan ook onafhankelijk opgesteld en uitgebracht.

Met genoegen maak ik van deze gelegenheid gebruik om enkele personen te bedanken.

Mijn oprechte dank gaat vooreerst uit naar mijn promotor van de Universiteit van Gent, Prof. Joke

Huysman. Professor Huysman stond open voor het begeleiden van een onderwerp dat ik zelf heb

aangebracht. Haar goede opvolging, waardevolle feedback en advies heeft bijgedragen tot een

kwalitatief eindresultaat. Aansluitend bedank ik ook de commissaris van deze masterproef, Prof.

Ignace De Beelde, voor het nalezen en het beoordelen van dit verslag volgens de eindcompetenties

van de opleiding.

Vervolgens een woord van dank aan de experten uit de energiesector, dr. ir. Lieven Degroote, ir.

Pieter Lindeboom en ir. ing. Stijn Adam. Zij hebben dit verslag nagelezen met hun elektrisch-

technische achtergrond over de energiesector. Hun aanvullingen, advies en optimalisaties hebben

bijgedragen tot de kwaliteit van dit werk.

Masterproef VI Dieter Meire

Ook mijn vader, Jan Meire, mijn moeder, Mireille Coryn, en mijn zus, Inge wens ik te bedanken. Ik

kon steeds rekenen op hun steun tijdens de moeilijkere dagen.

Ten slotte wil ik mijn vriendin Sophie Barbaix bedanken. Haar geduld en steun tijdens de afgelopen

jaren was van onschatbare waarde. Het runnen van ons huishouden, het matig aantal verlofdagen

dat nog resteerde om op reis te gaan,… Sophie, ik besef dat het voor jou ook niet altijd gemakkelijk

was. Ik ben je dan ook heel dankbaar en ik kijk al uit naar de extra tijd die we binnenkort samen

kunnen doorbrengen.

Dieter Meire

Gent, Mei 2016

Masterproef VII Dieter Meire

Inhoudsopgave

Vertrouwelijkheidsclausule .............................................................................................. III

Woord vooraf ................................................................................................................... V

Inhoudsopgave ............................................................................................................... VII

Lijst gebruikte afkortingen ............................................................................................... XI

Figurenlijst ...................................................................................................................... XII

Tabellenlijst ................................................................................................................... XVI

Inleiding ............................................................................................................................1

DEEL I – Literatuurstudie ....................................................................................................4

1 Het energielandschap in transitie .............................................................................4

1.1 Inleiding............................................................................................................................ 4

1.2 De verschillende actoren ................................................................................................. 4

1.3 Europees energiebeleid ................................................................................................... 7

1.3.1 20/20/20-doelstelling ................................................................................................................................. 7

1.3.2 40/27/27/10-doelstelling ........................................................................................................................... 8

1.4 Kernuitstap ....................................................................................................................... 9

1.5 Energieproductie in België ............................................................................................. 10

1.5.1 Geïnstalleerde capaciteit per productietechnologie ................................................................................ 10

1.5.2 Steunbeleid voor hernieuwbare energie, tarieven van de netbeheerders onder druk ........................... 11

1.6 Besluit ............................................................................................................................ 12

2 Totale kost van energieproductie ........................................................................... 13

2.1 Inleiding.......................................................................................................................... 13

2.2 Generatiekost ................................................................................................................ 13

2.3 Integratiekost ................................................................................................................. 17

2.4 Besluit ............................................................................................................................ 19

3 Opdelen van de integratiekost ............................................................................... 20

3.1 Inleiding.......................................................................................................................... 20

3.2 Netwerkkosten ............................................................................................................... 21

Masterproef VIII Dieter Meire

3.2.1 Betekenis netwerkkosten ......................................................................................................................... 21

3.2.2 Investeringskosten .................................................................................................................................... 21

3.3 Systeemonevenwichtskosten ........................................................................................ 26

3.3.1 Betekenis systeemonevenwicht ............................................................................................................... 26

3.3.2 Evolutie van systeemonevenwicht ........................................................................................................... 29

3.3.3 Dimensionering primaire reserve ............................................................................................................. 30

3.3.4 Dimensionering secundaire reserve (R2) en tertiaire reserve (R3) .......................................................... 30

3.3.5 De kost van secundaire en tertiaire reserves ........................................................................................... 32

3.4 Profileringskosten .......................................................................................................... 34

3.4.1 Betekenis profileringskosten .................................................................................................................... 34

3.4.2 Back-upkosten .......................................................................................................................................... 35

3.4.3 Kosten ten gevolge van vermindering productie-uren klassieke centrales .............................................. 37

3.4.4 Overproductiekosten ................................................................................................................................ 39

3.5 Besluit ............................................................................................................................ 41

4 Kostenmodel .......................................................................................................... 42

4.1 Inleiding.......................................................................................................................... 42

4.2 Wat zijn kostenmodellen ............................................................................................... 42

4.2.1 Kostenclassificaties ................................................................................................................................... 42

4.2.2 Activity-based costing ............................................................................................................................... 43

4.3 Besluit ............................................................................................................................ 45

DEEL II – Onderzoek ......................................................................................................... 46

5 Opstellen integratiekostenmodel ........................................................................... 46

5.1 Inleiding.......................................................................................................................... 46

5.2 Toepassing van ABC-model ............................................................................................ 46

5.3 Opdeling in kostenplaatsen ........................................................................................... 47

5.4 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: netwerkinvesteringen ........................... 48

5.4.1 Activiteiten ............................................................................................................................................... 48

5.4.2 Cost drivers ............................................................................................................................................... 49

5.5 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: balanceren van het energiesysteem ..... 52

Masterproef IX Dieter Meire

5.5.1 Activiteiten ............................................................................................................................................... 52

5.5.2 Cost drivers ............................................................................................................................................... 52

5.6 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: profileren .............................................. 55

5.6.1 Activiteiten ............................................................................................................................................... 55

5.6.2 Cost drivers ............................................................................................................................................... 56

5.7 Productvariabelen .......................................................................................................... 63

5.8 Globaal integratiekostenmodel ..................................................................................... 65

5.8.1 Schematische weergave kostenmodel ..................................................................................................... 65

5.8.2 Algemeen overzicht activiteiten en cost drivers....................................................................................... 71

5.8.3 Algemeen overzicht productvariabelen ................................................................................................... 72

5.9 Besluit ............................................................................................................................ 73

6 Integratiekosten in België ....................................................................................... 74

6.1 Inleiding.......................................................................................................................... 74

6.2 Productvariabelen in het Belgisch energiesysteem ....................................................... 74

6.2.1 Onderzoek productvariabelen voor de hernieuwbare energieproducten: .............................................. 74

6.2.2 Onderzoek productvariabelen voor het product ‘energiesysteem’ ......................................................... 81

6.2.3 Overzicht productvariabelen .................................................................................................................... 87

6.3 Volume van de cost drivers ........................................................................................... 89

6.4 Kost per eenheid cost driver .......................................................................................... 91

6.4.1 Netwerkinvesteringen .............................................................................................................................. 91

6.4.2 Balanceren van het energiesysteem ......................................................................................................... 93

6.4.3 Profileren .................................................................................................................................................. 94

6.4.4 Overzicht van alle eenheidskostprijzen: ................................................................................................... 98

6.5 Maatschappelijke integratiekost ................................................................................... 99

6.5.1 Maatschappelijke integratiekost per gezin ............................................................................................. 101

6.5.2 Maatschappelijke integratiekost per eenheid hernieuwbare energie ................................................... 103

6.6 Besluit .......................................................................................................................... 104

7 Impact op de integratiekost in België door politieke beslissingen en technologische

ontwikkelingen .................................................................................................... 106

7.1 Inleiding........................................................................................................................ 106

Masterproef X Dieter Meire

7.2 Aangroei van hernieuwbare energie ........................................................................... 106

7.2.1 Integratiekost bij een verdubbeling van geïnstalleerd vermogen hernieuwbare energie ..................... 106

7.2.2 Impact aangroei hernieuwbare energie per technologie ....................................................................... 107

7.2.3 Conclusie verloop integratiekost bij de aangroei van hernieuwbare energie ........................................ 110

7.3 Verlenging levensduur kerncentrales Doel 1 en Doel 2 .............................................. 111

7.4 Flexibiliteit van consumptie ......................................................................................... 115

7.5 Besluit .......................................................................................................................... 117

Algemeen Besluit ........................................................................................................... 118

Lijst van de geraadpleegde werken ................................................................................ XIX

Bijlagen ....................................................................................................................... XXIV

Masterproef XI Dieter Meire

Lijst gebruikte afkortingen

ABC Activity-Based Costing

AMR Automatic Meter Reading

ARP Access Responsible Parties

BRP Balance Responsible Parties

BRZ Belgische regelzone

BRUGEL Brussel Gas Elektriciteit

CAPEX Capital Expenditure (Kapitaalkosten)

CIPU Contract for the Injection of Production Units

CREG Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas

CPI Historische Inflatie

CWaPE Commission Wallonne Pour l’Energie

DNB Distributienetbeheerder

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity

FEBEG Federatie van de Belgische Elektriciteits- en Gasbedrijven

FPB Federaal Planning Bureau

FSP Flexibility Service Provider

IEA Internationaal Energie Agentschap

kWp kilowatt piek – Piek eenheid van actief elektrisch vermogen

kWe kilowatt elektrisch – Eenheid van actief elektrisch vermogen

LCOE Levelised costs of electricity

LP Lokale Productie

MEA Mean Absolute Error

MVA Megavolt Ampère - Eenheid van schijnbaar elektrisch vermogen

MWh Megawattuur

OPEX Operational (of Operating) Expenditures (Operationele kosten)

PV Photovoltaic (Zonne-energie)

R1 Primaire reserve

R2 Secundaire reserve

R3 Tertiaire reserve

RMSE Root Mean Square error

TNB Transportnetbeheerder

TS Transformatorenstation

VREG Vlaamse Regulator van de Elektriciteits- en Gasmarkt

WKK Warmtekrachtkoppeling

http://www.brugel.be/

http://www.cwape.be/

Masterproef XII Dieter Meire

Figurenlijst

Figuur 1: De verschillende partijen in het energielandschap in België (Over Eandis - Wie zijn we, wat

doen we, 2015) ........................................................................................................................................ 4

Figuur 2: Productie van groene stroom tot 2012 en doelstellingen tot 2020 (De doelstelling van 10,5%

hernieuwbare energie tegen 2020 in cijfers, 2014) ................................................................................ 8

Figuur 3: Elektriciteitsproductie in België per productietechnologie in 2014 (Statistiek elektriciteit,

2015)...................................................................................................................................................... 10

Figuur 4: Totaal geïnstalleerde productiecapaciteit per productietechnologie (Statistiek elektriciteit,

2015)...................................................................................................................................................... 11

Figuur 5: Totaal geïnstalleerde productiecapaciteit hernieuwbare energie (Statistiek elektriciteit,

2015)...................................................................................................................................................... 11

Figuur 6: Illustratie generatiekost en integratiekost uitgedrukt in Euro per Megawattuur (€/MWh) . 13

Figuur 7: LCOE in België, 5% verdisconteringsfactor (Projected Costs of Generating Electricity, 2010)

............................................................................................................................................................... 15

Figuur 8: Overzicht van de onderverdeling van de integratiekost (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, &

Luderer, 2013) ....................................................................................................................................... 20

Figuur 9: Geografisch overzicht, investeringskost bijkomende windmolens in Vlaanderen (Poelmans,

Lodewijks, & Engelen, 2012) ................................................................................................................. 23

Figuur 10: Bijkomend potentieel aan PV in 2020 (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)................. 24

Figuur 11: Bijkomend potentieel aan WKK in 2020 (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) ............. 25

Figuur 12: Controleschema en acties bij frequentie-afwijkingen (Policy 1: Load-Frequency Control and

Performance, 2015) ............................................................................................................................... 27

Figuur 13: Principe van de volgorde van de activatie bij frequentie-afwijking (Policy 1: Load-

Frequency Control and Performance, 2015) ......................................................................................... 27

Figuur 14: Evolutie van de volatiliteit van het systeemonevenwicht (Evaluatiemethode van het

primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013) ...................................................... 29

Masterproef XIII Dieter Meire

Figuur 15: Evolutie van het gemiddeld systeemonevenwicht per kwartier (Evaluatiemethode van het

primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013) ...................................................... 29

Figuur 16: Groei balanceringsreserves bij een groeiend aandeel van hernieuwbare energie (VRE)

(Ziegenhagen Inka, 2013) ...................................................................................................................... 32

Figuur 17: Opdeling profileringskosten (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013) ...................... 34

Figuur 18: Illustratie tekort aan energieproductie (Meire, 2015) ......................................................... 35

Figuur 19: Illustratie back-upvermogen (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013) ..................... 36

Figuur 20: Illustratie reductie vollasturen klassieke centrale door de komst van hernieuwbare energie

(Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013) ..................................................................................... 37

Figuur 21: Gascentrales verliezen marktaandeel op korte termijn (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, &

Luderer, 2013) ....................................................................................................................................... 38

Figuur 22: Gascentrales winnen marktaandeel op lange termijn (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, &

Luderer, 2013) ....................................................................................................................................... 39

Figuur 23: Illustratie overschot aan energieproductie (Meire, 2015) ................................................... 40

Figuur 24: Illustratie overproductie van hernieuwbare energie (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, &

Luderer, 2013) ....................................................................................................................................... 41

Figuur 25: Schematische voorstelling van ABC-model (Wiertz & Mulder, 2015) ................................. 44

Figuur 26: ABC bottom-up benadering - integratiekost van hernieuwbare energie ............................ 47

Figuur 27: Belastingsprofiel doorheen een kabel ................................................................................. 49

Figuur 28: Illustratie overproductiegrens .............................................................................................. 58

Figuur 29: Cost drivers profileringskosten gevisualiseerd op de duurcurves (Ueckerdt, Hirth,

Edenhofer, & Luderer, 2013) ................................................................................................................. 62

Figuur 30: Globaal integratiekostenmodel (totaal) ............................................................................... 65

Figuur 31: Globaal integratiekostenmodel (Deel 1/5) .......................................................................... 66

Masterproef XIV Dieter Meire





Figuur 36: Referentiecurve WKK-energie .............................................................................................. 76

Figuur 37: Referentieduurcurve WKK-energie ...................................................................................... 77

Figuur 38: Referentiecurve zonne-energie............................................................................................ 77

Figuur 39: Referentieduurcurve zonne-energie .................................................................................... 78

Figuur 40: Referentiecurve windenergie ............................................................................................... 78

Figuur 41: Referentieduurcurve windenergie ....................................................................................... 79

Figuur 42: MAE bij een spreiding van de windparken (SensufuB F., 2011)........................................... 80

Figuur 43: Consumptiecurve België....................................................................................................... 82

Figuur 44: Consumptieduurcurve België ............................................................................................... 82

Figuur 45: Lokale consumptieduurcurve ............................................................................................... 83

Figuur 46: Consumptie duurcurve en Residueel afname duurcurve in België ...................................... 88

Figuur 47: Illustratie vaste en variabele kosten - klassieke centrales - België 2015 ............................. 95

Figuur 48: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België ................................... 100

Figuur 49: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van WKK-energie bij gelijkmatige

spreiding .............................................................................................................................................. 107

Figuur 50: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van PV-energie bij gelijkmatige spreiding

............................................................................................................................................................. 108

Figuur 51: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van windenergie op land bij gelijkmatige

spreiding .............................................................................................................................................. 109

Masterproef XV Dieter Meire

Figuur 52: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van windenergie op zee .................... 109

Figuur 53: Aanpassing ‘overproductiegrens’ ....................................................................................... 112

Figuur 54: Investeringskost per windcluster (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) ...................... XXV

Figuur 55: Voorspelling zonne-energie t.o.v. werkelijke productie op 15/10/2015 (Gegevens over de

PV-zonneproductie, 2015) ................................................................................................................ XXVIII

Figuur 56: Voorspelling windenergie t.o.v. werkelijke productie op 15/10/2015 (Gegevens over

windproductie, 2015) ....................................................................................................................... XXVIII

Figuur 57: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België ................................ XXXVI

Figuur 58: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling

geïnstalleerde hernieuwbare energie .............................................................................................. XXXIX

Figuur 59: Integratiekost per geproduceerde WKK-energie voor de aangroei van WKK-energie ......... XL

Figuur 60: Integratiekost per geproduceerde PV-energie voor de aangroei van PV-energie ................ XL

Figuur 61: Integratiekost per geproduceerde windenergie op land voor de aangroei van windenergie

op land ................................................................................................................................................... XLI

Figuur 62: Integratiekost per geproduceerde windenergie op zee voor de aangroei van windenergie

op zee .................................................................................................................................................... XLI

Figuur 63: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België na sluiting Doel 1 en Doel

2 .......................................................................................................................................................... XLVI

Masterproef XVI Dieter Meire

Tabellenlijst

Tabel 1: Productie van groene stroom tot 2012 en doelstellingen tot 2020 (De doelstelling van 10,5%

hernieuwbare energie tegen 2020 in cijfers, 2014) ................................................................................ 8

Tabel 2: Geïnstalleerd productievermogen kernenergie (01/01/2015) (Productiepark kerncentrales,

2015)........................................................................................................................................................ 9

Tabel 3: Resultaten LCOE voor hernieuwbare energie in België – deel 1 (Duerinck, Wetzels, Cornelis,

Moorkens, & Valkering, 2014)............................................................................................................... 16

Tabel 4: Resultaten LCOE voor hernieuwbare energie in België – deel 2 (Duerinck, Wetzels, Cornelis,

Moorkens, & Valkering, 2014)............................................................................................................... 17

Tabel 5: Samenvattend overzicht evenwicht-reserves (Evaluatiemethode van het primair, secundair

en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013) ..................................................................................... 28

Tabel 6: Prijzen en volumes - secundaire en tertiaire reserves 2014 ................................................... 32

Tabel 7: Productvariabelen hernieuwbare energie............................................................................... 63

Tabel 8: Productvariabelen energiesysteem ......................................................................................... 64

Tabel 9: Overzichtstabel kostenmodel .................................................................................................. 71

Tabel 10: Overzicht productvariabelen in het kostenmodel ................................................................. 72

Tabel 11: Geïnstalleerd productievermogen hernieuwbare energie 2014 voor kostenmodel (Statistiek

elektriciteit, 2015) ................................................................................................................................. 74

Tabel 12: Verdeling geïnstalleerd vermogen zonne-energie per feeder .............................................. 75

Tabel 13: Energieverbruik in België ( (Statistieken en gegevens, 2015) , (Elektriciteitsstromen in

België, 2015)) ......................................................................................................................................... 81

Tabel 14: Overzicht resultaten VITO-studie (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) ......................... 84

Tabel 15: Kerncentrales België (Productiepark, 2015) .......................................................................... 85

Tabel 16: Koolcentrales België (Productiepark, 2015) .......................................................................... 85

Masterproef XVII Dieter Meire

Tabel 17: Gascentrales België (Productiepark, 2015) ........................................................................... 85

Tabel 18: Overzicht productvariabelen in het kostenmodel toegepast op België ................................ 87

Tabel 19: Volume van de cost drivers in België ..................................................................................... 89

Tabel 20: Productievermindering klassieke centrales in relatie met het geïnstalleerd vermogen ...... 90

Tabel 21: Productievermindering hernieuwbare energie in relatie met het geïnstalleerd vermogen . 91

Tabel 22: Afschrijvingskost netwerkinvesteringen................................................................................ 93

Tabel 23: Het gewogen gemiddelde van de prijzen van systeemonevenwicht .................................... 93

Tabel 24: Vaste en variabele kosten klassieke centrale in USD, 2008 (Projected Costs of Generating

Electricity, 2010) .................................................................................................................................... 94

Tabel 25: Vaste en variabele kosten klassieke centrale in EUR, 2015 .................................................. 95

Tabel 26: Vaste en variabele kosten hernieuwbare energie in EUR. Gebaseerd op een studie van VITO

(Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014). .............................................................. 97

Tabel 27: Kost per eenheid cost driver in België ................................................................................... 98

Tabel 28: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België per jaar ............................................... 99

Tabel 29: Maatschappelijke integratiekost in België per gezin per jaar bij gelijkmatige spreiding .... 101

Tabel 30: Maatschappelijke integratiekost in België per gezin per jaar indien enkel ten laste van de

gezinnen .............................................................................................................................................. 102

Tabel 31: Maatschappelijke integratiekost in België per eenheid hernieuwbare energie ................. 103

Tabel 32: Maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling hernieuwbare energie........... 106

Tabel 33: Activiteiten die gepaard gaan met reductie van hernieuwbare energie voor de sluiting van

Doel 1 en Doel 2 .................................................................................................................................. 113

Tabel 34: Activiteiten die gepaard gaan met reductie van hernieuwbare energie na de sluiting van

Doel 1 en Doel 2 .................................................................................................................................. 113

Tabel 35: Maatschappelijke integratiekost in België bij sluiting Doel 1 en Doel 2 ............................. 113

Masterproef XVIII Dieter Meire

Tabel 36: Activiteiten m.b.t. reduceren van hernieuwbare energie in België .................................... 115

Tabel 37: Activiteiten m.b.t. reduceren van hernieuwbare energie in België bij verdubbeling

hernieuwbare energie ......................................................................................................................... 116

Tabel 38: Investeringskost windclusters gerangschikt vanaf de goedkoopste cluster ...................... XXVI

Tabel 39: De verschillende producten voor onevenwichtsreserves (Beschikbaar regelvermogen, 2015)

........................................................................................................................................................... XXVII

Tabel 40: Geactiveerde reserves op 15/10/2015 in België (Inzet van regelvermogen, 2015) ........... XXIX

Tabel 41: Productcategorieën (Inzet van regelvermogen, 2015) ....................................................... XXIX

Tabel 42: Gemiddelde inflatie België (CPI) per jaar (Historische inflatie België - CPI inflatie, 2015)

.......................................................................................................................................................... XXXIV

Tabel 43: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België ........................................................ XXXV

Tabel 44: Overzicht productvariabelen kostenmodel bij verdubbeling hernieuwbare energie ..... XXXVII

Tabel 45: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling hernieuwbare energie

........................................................................................................................................................ XXXVIII

Tabel 46: Overzicht productvariabelen kostenmodel bij sluiting Doel 1 en Doel 2 ........................... XLIV

Tabel 47: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België bij sluiting Doel 1 en Doel 2 ............. XLV

Masterproef 1 Dieter Meire

Inleiding

Het energielandschap is volop in transitie. De grote centrale productieparken worden geleidelijk aan

vervangen door kleinere lokaal geïnstalleerde productie-eenheden met een duurzaam karakter. Deze

duurzame energiebeweging in België is het gevolg van Europese en Belgische doelstellingen

betreffende het energielandschap van de toekomst. De aangroei van lokale hernieuwbare energie in

een elektrisch energiesysteem zorgt voor grote technische en economische uitdagingen.

De totale kost die gepaard gaat met de energietransitie is niet evident gezien de complexiteit van een

energiesysteem. Deze totale kost kan onderverdeeld worden in een generatiekost en een

integratiekost. De beleidsmakers, experten en scenariobouwers houden in hun studies en

maatregelen bijna uitsluitend rekening met de generatiekost. De generatiekost is de kost eigen aan

de productietechnologie en is eenduidig te bepalen. De integratiekost daarentegen is veel moeilijker

te bepalen. Het is de kost die gepaard gaat met de integratie van de verschillende productie-

eenheden in het energiesysteem waarbij meerdere actoren betrokken zijn. Deze kost is niet

eenduidig te bepalen en wordt op een onrechtstreekse wijze doorgerekend aan de eindklant. Deze

kost kan beschouwd worden als een maatschappelijke kost. Experten vermelden in hun studies dat

de kost bestaat, maar over het ontstaan en de grootte van de kost is weinig informatie terug te

vinden.

Dit onderzoek legt de focus op de integratiekost van hernieuwbare energie in een energiesysteem en

heeft de volgende doelstellingen:

Het opstellen van een kostenmodel voor de maatschappelijke integratiekost:

Er wordt een kostenmodel opgemaakt gebaseerd op de methode van Activity-based costing

om de integratiekost van hernieuwbare energie te bepalen. Het model is toepasbaar op elk

energiesysteem dat geconfronteerd wordt met een spreiding van lokaal geproduceerde

energie. Om het kostenmodel voor de integratiekost van hernieuwbare energie op te stellen

wordt beroep gedaan op de literatuur. Aan de hand van wetenschappelijke studies,

publicaties van de overheid, energienetwerkcodes en publicaties van de netbeheerders

worden de kostenveroorzakende factoren verklaard en bepaald.


Het kostenmodel toepassen op het Belgisch energiesysteem:

Vervolgens wordt het opgemaakte kostenmodel toegepast op het Belgisch energiesysteem.

Er is specifiek voor België gekozen omwille van goede banden met actoren in de Belgische

energiesector. Om inhoud aan het kostenmodel te geven wordt naast de literatuur beroep

gedaan op meetgegevens verkregen via de netbeheerders. Om de confidentialiteit van deze

meetgegevens te waarborgen, worden deze in geaggregeerde vorm gevisualiseerd. Voor de

informatie die niet beschikbaar is, worden geargumenteerde veronderstellingen genomen.

De impact op de integratiekost in België door politieke beslissingen en technologische

ontwikkelingen:

Ten slotte wordt er toegelicht hoe actuele politieke beslissingen en technologische

ontwikkelingen impact hebben op de integratiekost. De volgende cases worden besproken:

o De verdere aangroei van hernieuwbare energie.

o De verlenging van de levensduur van de kerncentrales Doel 1 en Doel 2.

o De nood aan flexibiliteit van consumptie.

Dit onderzoek kan een meerwaarde betekenen voor verschillende belanghebbenden. In eerste

instantie voor de Federale overheid, Vlaamse overheid en de energieregulatoren. Door deze extra

inzichten kunnen de beleidmakers bij het opstellen van regelgeving en maatregelen rekening houden

met deze extra kostontwikkeling zodanig dat de totale kost van het energiesysteem zo laag mogelijk

wordt gehouden. De studie geeft ook inzichten aan de netbeheerders over hoe nieuwe

technologieën hen kunnen helpen bij het beheersen van hun kosten. Daarnaast biedt het onderzoek

een meerwaarde aan wetenschappelijke onderzoekers en scenariobouwers. Bij hun onderzoeken

kunnen ze rekening houden met de totale kost van hernieuwbare energie. De weergegeven

modellen kunnen verder worden verfijnd en concrete casestudies kunnen worden uitgevoerd. Ook

productontwikkelaars van nieuwe technologieën hebben een boodschap aan de resultaten van dit

onderzoek. Door de weergave van de factoren die de kosten veroorzaken kunnen ze nieuwe

technologieën ontwikkelen die de cost drivers doen dalen of zelfs volledig neutraliseren. Dit

onderzoek kan ook aanleiding geven tot de ontwikkeling van nieuwe of bestaande marktpartijen in

de energiesector. Indien deze partijen een kostenefficiëntie op een cost driver kunnen realiseren zal

hun toegevoegde waarde bijdragen aan een efficiënt energiesysteem. Ook de bedrijven en

particulieren hebben baat bij dit onderzoek. Enerzijds wordt er inzicht verkregen in de werking van

het energiesysteem en anderzijds kan men anticiperen op de energietransitie. Ten slotte draagt dit

onderzoek bij aan de openheid en transparantie van de energiesector.


Het onderzoek verricht in deze thesis beperkt zich tot de integratiekost van hernieuwbare energie.

Om het begrip ‘integratiekost’ te positioneren wordt de totale kost met de verschillende elementen

aangehaald. Het onderzoek doet geen uitspraak over de financiering van hernieuwbare energie, de

ideale mix van productietechnologie om bevoorradingszekerheid te optimaliseren of over

beleidskeuzes om de totale maatschappelijke energiekost te doen dalen. Dergelijke onderwerpen

kunnen wel als vervolg op deze studie aanschouwd worden.


DEEL I – LITERATUURSTUDIE

1 Het energielandschap in transitie

1.1 Inleiding

In dit hoofdstuk wordt het energielandschap in België toegelicht startende met een beschrijving van

de rol van de verschillende actoren in het energiesysteem. Vervolgens wordt er toegelicht hoe het

komt dat er op vandaag en in de toekomst hernieuwbare energiebronnen in het energiesysteem

worden opgenomen aan de hand van het Europese energiebeleid en de kernuitstap die België wenst

te realiseren. Ten slotte wordt er een overzicht gegeven van het huidige productiepark in België.

1.2 De verschillende actoren

De energiemarkt (Wie doet wat op de energiemarkt, 2015) is sinds de vrijmaking opgedeeld in

verschillende actoren. De vrijmaking van de energiemarkt (elektriciteit en gas) in Vlaanderen dateert

van 1 juni 2003. Sinds 1 januari 2007 geldt dit voor heel België (Wallonië, Vlaanderen en Brussel).

Dankzij deze evolutie is een ‘vrije’ stroom van energie mogelijk: iedereen heeft de vrije keuze inzake

energieleverancier. Het doel van de vrijmaking is dat verschillende marktspelers kunnen toetreden

tot de energiemarkt. Op deze manier ontstaat er concurrentie met een prijs- en dienstenvoordeel

voor de eindklant en wordt er afgestapt van een monopoliemodel.

Op onderstaande figuur worden de verschillende partijen door het vrijmaken van de elektrische

energiemarkt weergegeven:

Figuur 1: De verschillende partijen in het energielandschap in België (Over Eandis - Wie zijn we, wat doen we, 2015)


Hieronder wordt een korte toelichting gegeven van de rol van iedere partij (Wie doet wat op de

energiemarkt, 2015).

Producenten

De producenten staan in voor het produceren van elektrische energie. Er wordt een

onderscheid gemaakt tussen opgewekte energie geproduceerd door klassieke

elektriciteitscentrales en opgewekte energie afkomstig uit hernieuwbare energiebronnen. De

klassieke elektriciteitscentrales maken gebruik van uranium (kernenergie), aardgas, olie of

steenkool. Deze opgewekte energie wordt ook wel ‘grijze’ energie genoemd omdat de

energiebron een niet-hernieuwbare brandstof is. Er bestaat ook ‘groene’ energie. Deze

energie wordt opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen zoals zon, wind, biomassa,….

Voorbeelden van producenten in België: Electrabel, EDF-Luminus, Eni, Eon …

Transportnetbeheerders (TNB)

De transportnetbeheerders staan in voor het beheer en de betrouwbaarheid van het

hoogspanningsnet. Het hoogspanningsnet bestaat uit het transportnet dat uitgebaat wordt

op een nominale spanning binnen volgende grenzen: ≥30kV en ≤ 380kV. Het transportnet

geeft voeding aan de grootste bedrijven, vb ArcelorMital (contractueel vermogen >25MVA)

en aan de distributienetbeheerders. Daarnaast is het ook verbonden met de omringende

landen (geïnterconnecteerd) waardoor de landen grensoverschrijdend energie kunnen

uitwisselen.

De transportnetbeheerders zijn ook verantwoordelijk voor het beheer van het evenwicht van

vraag en aanbod (zie later).

In België is er één transportnetbeheerder: Elia.

Distributienetbeheerders (DNB)

De distributienetbeheerders staan in voor het beheer en de betrouwbaarheid van het

laagspanningsnet (230V en 400V) en het middenspanningsnet (≥3,3kV en <30kV). Zij brengen

energie tot bij de residentiële klanten en de kleine tot middelgrote bedrijven.

De distributienetbeheerders kunnen voor de exploitatie van het distributienet en de

uitvoering van openbare dienstverplichtingen beroep doen op een werkmaatschappij.


Voorbeeld distributienetbeheerders: Eandis assets, INTERELECTRA, PBE, Interlux, Sedilec,…

Voorbeeld werkmaatschappijen: Eandis, Infrax, Ores,…

Regulatoren

De regulatoren zijn overheidsinstanties en hebben als doel om na te gaan of de

marktwerking in overeenstemming is met het algemeen belang en met het algemeen

energiebeleid (toezicht en controle). Daarnaast staan ze in voor het bepalen of goedkeuren

van de tarieven van de netbeheerders. De regulatoren stellen ook een algemeen technisch

reglement op.

Regulator op federaal niveau:

CREG - Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas.

Gewestelijke regulatoren:

o BRUGEL (Brussel Gas Elektriciteit) in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest.

o CWaPE (Commission Wallonne Pour l’Energie) in Wallonië.

o VREG (Vlaamse Regulator van de Elektriciteits- en Gasmarkt) in Vlaanderen.

Energieleveranciers

De energieleveranciers kopen energie aan bij de producenten en verkopen de energie verder

aan de eindklant (energieafnemer). Het is de energieleverancier die de eindklant op een

frequente basis een factuur bezorgt. Elke energieleverancier duidt een

evenwichtsverantwoordelijke (Balance Responsible Party (BRP), zie verder) aan of kan ook

zelf als BRP fungeren.

Voorbeelden van energieleveranciers: Aspiravi Energy, Belpower International, Ecopower,

Electrabel, Eneco …

Balance Responsible Party (BRP)

Een energiesysteem moet constant in evenwicht zijn. M.a.w. moet de vraag naar energie op

ieder ogenblik gelijk zijn aan het aanbod van energie. Dit continu evenwicht tussen productie

en verbruik is de verantwoordelijkheid van de BRP. Hij maakt hiertoe op regelmatige basis

voorspellingen.

http://www.brugel.be/

http://www.cwape.be/


Flexibility Service Provider (FSP)

Een FSP is een vrij nieuwe marktspeler in de energiesector. Het is een partij die afname- en

productieflexibiliteit, al dan niet onder geaggregeerde vorm, als dienst aanbiedt aan de BRP

of de netbeheerders om hun energie-evenwicht te bewaren.

1.3 Europees energiebeleid

In dit onderdeel worden de Europese doelstellingen betreffende energie kort toegelicht. Deze

doelstellingen hebben een grote impact op het energielandschap in transitie.

1.3.1 20/20/20-doelstelling

Het Europese energiebeleid is gebaseerd op drie strategische doelstellingen (De nood aan

productiecapaciteit van elektriciteit in België over de periode 2011-2020, 2011):

het waarborgen van de continuïteit van de energievoorziening;

de verdere ontwikkeling van de interne energiemarkt;

het streven naar een duurzame energievoorziening en het bestrijden van de

klimaatverandering.

De Europese doelstellingen worden weergegeven in de vorm van een energie- en klimaatpakket

2020. Dit pakket heeft als doel tegen 2020 de volgende 20/20/20-doelstellingen op Europees niveau

te verwezenlijken:

20% minder uitstoot broeikasgassen t.o.v. 1990;

20% energie uit hernieuwbare energiebronnen1;

20% minder energieverbruik t.o.v. 1990.

In dit kader is er de richtlijn 2009/28/EG (Richtlijn 2009/28/EG, 2009) die bindende nationale

streefcijfers vastlegt voor het aandeel hernieuwbare energie per lidstaat tegen 2020. De doelstelling

voor België inzake hernieuwbare energie bedraagt 13%, wat betekent dat België 13% van haar bruto-

eindverbruik van energie uit hernieuwbare energiebronnen moet halen. België en de andere

lidstaten werden ertoe verplicht om een actieplan voor hernieuwbare energie op te stellen.

(Nationaal actieplan voor hernieuwbare energie, 2010).

1 Hernieuwbare energie is in de context van deze EU-doelstellingen breder dan enkel en alleen de productie

van elektriciteit. Zo is het ook mogelijk om warmte te creëren uit hernieuwbare energie (vb. d.m.v. een zonneboiler). In deze thesis wordt enkel hernieuwbare energie voor elektriciteitsproductie behandeld.


1.3.2 40/27/27/10-doelstelling

Op 23 oktober 2014 zijn de Europese 20/20/20-doelstellingen tegen 2020 bijgestuurd naar

40/27/27/10-doelstellingen tegen 2030 (Europees energie en klimaatpakket 2030, 2014):

40% minder uitstoot broeikasgassen t.o.v. 1990;

27% energie uit hernieuwbare energiebronnen (geen vertaling meer naar lidstaatniveau);

27 % minder energieverbruik t.o.v. 1990 (niet-bindende doelstelling);

10% interconnectiecapaciteit per lidstaat.

Uit voorgaande informatie kan er afgeleid worden dat Europa resoluut kiest voor een duurzaam

energiebeleid. De Europese doelstellingen geven dan ook een aanleiding tot tal van scenario’s en

studies van academici, experten, analisten en stakeholders betreffende het optimaal

energieproductiepark. Zo leidde een herziening van het actieplan in januari 2014 van de Vlaamse

regering tot volgend toekomstbeeld:

Figuur 2: Productie van groene stroom tot 2012 en doelstellingen tot 2020 (De doelstelling van 10,5% hernieuwbare energie tegen 2020 in cijfers, 2014)

Tabel 1: Productie van groene stroom tot 2012 en doelstellingen tot 2020 (De doelstelling van 10,5% hernieuwbare energie tegen 2020 in cijfers, 2014)


Op bovenstaande figuur en tabel kunnen de voorspellingen per type groene energie vastgesteld

worden. Opmerkelijk is de sterke groeivoorspelling van biomassacentrales in het jaar 2015. Voor wat

betreft het overige type technologieën is er eerder een constante groei voorspeld. In de literatuur

zijn dergelijke voorspellingen veelvuldig terug te vinden. Voor de opmaak van deze voorspellingen

worden hoofdzakelijk politieke beslissingen, ruimtelijke beperkingen en economische

omstandigheden gebruikt. Algemeen kan er geconcludeerd worden dat er de komende jaren nog een

enorme groei aan hernieuwbare energie zal plaatsvinden.

1.4 Kernuitstap

Naast de Europese doelstellingen heeft België ook de ambitie om op termijn een kernuitstap te

realiseren. De geproduceerde kernenergie dient vervangen te worden door alternatieve

energiebronnen.

Er zijn in België 7 kerncentrales operationeel verdeeld over 2 sites, Doel en Tihange. Het aandeel van

kernenergie in de productie van elektriciteit bedraagt ongeveer 50 % (Productiepark kerncentrales,

2015).

De productiecapaciteit2 van de kerncentrales in België is weergegeven in volgende tabel:

Geïnstalleerd vermogen (01/01/2015)

Eenheid MW totaal

Doel 1 433

Doel 2 433

Doel 3 1006

Doel 4 1039

Tihange 1 962

Tihange 2 1008

Tihange 3 1045,8

Totaal 5926,8

Tabel 2: Geïnstalleerd productievermogen kernenergie (01/01/2015) (Productiepark kerncentrales, 2015)

De onderstaande grafiek illustreert de procentuele verdeling van de elektriciteitsproductie3 in België

per productietechnologie:

2 Productiecapaciteit = Het geïnstalleerd elektrisch productievermogen van een energieborn.

3 Elektriciteitsproductie = De opgewekte energie die geproduceerd wordt uit een energiebron.


Figuur 3: Elektriciteitsproductie in België per productietechnologie in 2014 (Statistiek elektriciteit, 2015)

De geleidelijke uitstap op Belgisch grondgebied is geregeld door de wet van 31 januari 2003. Deze

wet werd in 2013 gewijzigd om de verlenging van Tihange 1 met 10 jaar toe te staan. Het

uitstapscenario gaat uit van een exploitatieduur van de Belgische kernreactoren van veertig jaar.

De uitbatingsvergunningen voor de volgende kernreactoren moeten stopgezet worden op de hierna

vermelde data (Kernuitstap, 2015):

Doel 1: 15 februari 2015

Doel 2: 1 december 2015

Doel 3: 1 oktober 2022

Doel 4: 1 juli 2025

Tihange 1: 1 oktober 2025

Tihange 2: 1 februari 2023

Tihange 3: 1 september 2025

De regering Michel (Souffreau, 2015) heeft eind 2015 beslist om voor de kerncentrales Doel 1 en

Doel 2 de exploitatieduur te verlengen van 40 jaar naar 50 jaar, waardoor een sluiting voor deze

centrales zich pas dringt tegen 2025 i.p.v. 2015. De regering tracht op deze manier de

bevoorradingszekerheid te verzekeren.

1.5 Energieproductie in België

1.5.1 Geïnstalleerde capaciteit per productietechnologie

De onderstaande grafieken illustreren de evolutie van de verdeling van alle productiecapaciteit in

België tot eind 2014 per technologie. Dit omhelst zowel de centrale als decentrale productie op

hoog-, midden- als laagspanningsniveau.


Figuur 4: Totaal geïnstalleerde productiecapaciteit per productietechnologie (Statistiek elektriciteit, 2015)

Figuur 5: Totaal geïnstalleerde productiecapaciteit hernieuwbare energie (Statistiek elektriciteit, 2015)

1.5.2 Steunbeleid voor hernieuwbare energie, tarieven van de netbeheerders onder druk

Studies en scenario’s worden gebruikt om te bepalen hoe de markt kan geïncentiveerd worden om te

investeren in duurzame energieproductie. Om hernieuwbare energie te kunnen laten concurreren

met de klassieke energiecentrales wordt er een steunbeleid voor de energieproducenten opgesteld.

Het Vlaams steunbeleid (onder de vorm van groenestroomcertificaten per geproduceerde MWh)

kende in het verleden een over-subsidie. De netbeheerders zijn verplicht de

groenestroomcertificaten op te kopen en te verkopen in de energiemarkt met verlies (het

steunbeleid is gebaseerd op de generatiekost, wat later aan bod komt). Naast de kost van de opkoop

van de groenstroomcertificaten zijn de netbeheerders ook belast met een deel van de integratiekost

van de hernieuwbare energieproducties. Deze integratiekost bestaat hoofdzakelijk uit indirecte

kosten. Ondanks de oplopende kosten voor de netbeheerders staan hun nettarieven sterk onder


druk. De gemaakte kosten worden aan de netgebruiker (eindklant) doorgerekend. Gezien de steeds

stijgende energiefactuur is het belangrijk de energietransitie vanuit een globaal oogpunt te

benaderen om het maatschappelijk optimum te bekomen.

1.6 Besluit

Er kan gesteld worden dat het aandeel van hernieuwbare energieproductie in de toekomst zal

toenemen. Het is van groot belang dat de maatschappelijke kost die hiermee gepaard gaat beheerst

wordt, zodanig dat enerzijds het draagvlak en de koopkracht van de burger behouden blijft en

anderzijds de internationale competitiviteit van de Belgische bedrijven niet in het gedrang komt.


2 Totale kost van energieproductie

2.1 Inleiding

Als de totale kost van de verschillende technologieën van elektrische energieproducties met elkaar

vergeleken wordt, dient er een onderscheid te worden gemaakt tussen enerzijds de generatiekost

(de kost eigen aan het type van technologie) en anderzijds de integratiekost (de kost die gepaard

gaat met de integratie van de technologie in het energiesysteem). De som van beide kosten per

technologie geeft de totale elektrische energieproductiekost weer zoals weergegeven in

onderstaande figuur:

integratiekost

generatiekost

Totale kost

€/MWh

Kosten van elektrische energieproductie

Figuur 6: Illustratie generatiekost en integratiekost uitgedrukt in Euro per Megawattuur (€/MWh)

Dit onderscheid is van belang bij het opmaken van een kostenmodel dat de integratiekost van

hernieuwbare energie in kaart brengt.

2.2 Generatiekost

Om de generatiekost (Projected Costs of Generating Electricity (HT2), 2010) te bepalen, zijn in het

verleden reeds tal van onderzoeken en methodes opgesteld. De vakanalisten zijn het er in het

algemeen over eens dat de methode van levelised costs of electricity (LCOE) de meest aanvaardbare

methode is voor het bepalen van de generatiekost. In deze thesis wordt het luik van de generatiekost

dan ook beperkt tot een samenvatting van het bepalen van de generatiekost uit de studie: Projected

Costs of Generating Electricity, opgemaakt door het Internationaal Energie Agentschap (IEA).


LCOE bepaalt de generatiekost van verschillende soorten energieproductietechnologieën over de

volledige levensduur. Door het bepalen van de eenheidskostprijs per productietechnologie is het

mogelijk om de verschillende technologieën met elkaar te vergelijken.

De generatiekost bestaat uit vaste en variabele kosten die direct toewijsbaar zijn aan het type

technologie. Deze kosten worden opgeteld en verdisconteerd aan een vaste interestvoet. Het IEA

houdt rekening met twee scenario’s, een interestvoet van 5% en een interestvoet van 10%. De keuze

van deze aannames wordt in hun studie niet gespecifieerd. Voor de weergave van de huidige waarde

van de totale generatiekost kan de volgende formule worden opgesteld:

∑

Met:

= de investeringskost die gepaard gaat met de opbouw en technologie van de

productie-installatie in jaar t,

= de werkings- en onderhoudskosten van de productie-installatie in jaar t,

= de kosten van de brandstof om de energie te produceren in jaar t,

= de kosten die gepaard gaan met de uitstoot van CO2 in jaar t,

: de kosten die gepaard gaan met de verwerking van het afval in jaar t,

= verdisconteringsvoet in jaar t

Als opbrengst van de productietechnologie wordt er rekening gehouden met de hoeveelheid

elektrische energie die de installatie kan opwekken vermenigvuldigd met de energieprijs. Deze

laatste wordt als stabiel beschouwd (wat in realiteit niet het geval is). Voor deze opbrengst kan de

volgende formule worden opgesteld:

∑

Met:

= elektrische Energie die in jaar t kan opgewekt worden

= prijs van de elektrische energie

= verdisconteringsvoet in jaar t


De techniek van LCOE bestaat er in om de generatiekosten gelijk te stellen aan de opbrengsten

afkomstig uit de verkoop van de opgewekte energie, zoals in onderstaande formule is weergegeven:

∑

∑

Hieruit kan nu de LCOE, die gelijk is aan worden afgeleid:

∑

∑

De resultaten worden per land weerspiegeld. Op onderstaande figuur is de LCOE van de

verschillende energieproductietypes voor België weergegeven (rekeninghoudend met een

interestvoet van 5%).

Figuur 7: LCOE in België, 5% verdisconteringsfactor (Projected Costs of Generating Electricity, 2010)

Uit bovenstaande figuur kan worden afgeleid dat de kosten voor hernieuwbare energie hoofdzakelijk

bestaan uit vaste kosten in tegenstelling tot de klassieke vormen van energieproductie waarbij het

aandeel van de variabele kosten groter is (met uitzondering van een kerncentrale).


In 2010 was er voor België nog te weinig informatie over zonne-energie, biomassa en

warmtekrachtkoppelingen (WKK) beschikbaar om de generatiekosten hiervan te bepalen. In 2014 is

in opdracht van het Vlaams Energie Agentschap (VEA) een studie (Duerinck, Wetzels, Cornelis,

Moorkens, & Valkering, 2014) opgemaakt waarbij bovenstaande generatiekosten voor hernieuwbare

energie opnieuw in kaart werden gebracht specifiek voor België. In onderstaande tabel is het

resultaat weergegeven:

Tabel 3: Resultaten LCOE voor hernieuwbare energie in België – deel 1 (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014)

Uit de onderzochte technologieën in bovenstaande tabel kan er geconcludeerd worden dat ‘wind op

land’ de laagste kosten per MWh heeft. Windturbines op land realiseren minder vollasturen4 dan

windturbines op zee, maar dit wordt gecompenseerd door lagere investeringen en lagere kosten

voor beheer en onderhoud. De kosten voor zonne-energie zijn hoger, onder andere vanwege het

beperkte aantal vollasturen. Voor biomassa ten slotte, worden de kosten voor de

elektriciteitsopwekking hoofdzakelijk bepaald door de brandstofkosten.

4 vollasturen = een begrip dat gebruikt wordt om aan te duiden hoeveel uren een productiebron zijn maximale

energie-output moet leveren om de jaarlijkse hoeveelheid energie op te wekken.


Voor WKK wordt het volgende bekomen:

Tabel 4: Resultaten LCOE voor hernieuwbare energie in België – deel 2 (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014)

Gezien bij een WKK de opgewekte elektriciteit een restproduct is, worden de brandstofkosten als 0

beschouwd (of zelfs negatief indien de warmteproductie afkomstig is van biogas).

Bepaalde energie-experts beweren dat als de LCOE van hernieuwbare energie lager is dan deze van

de klassieke centrales, hernieuwbare energie zal winnen aan competitiviteit en economisch gezien

het meest efficiënt is. Doch wordt deze stelling, die louter gebaseerd is op de LCOE, algemeen niet

beaamd omdat er nog andere kosten zijn die niet zijn opgenomen in het generatiekostenmodel.

2.3 Integratiekost

Joskow (Joskow, 2011) toonde de gebreken aan indien de economische waarde van iedere

technologische productiebron enkel en alleen wordt vergeleken op basis van de generatiekost, LCOE.

Hij stelde zelf dat de LCOE niets zegt over de maatschappelijke winstgevendheid en competitiviteit

omwille van het grondbeginsel van een energiesysteem5. De hoofdreden van zijn standpunt is dat

elektriciteitsproductie variabel, onzeker en locatiespecifiek is. De variabiliteit is te wijten aan

enerzijds de wijziging in de tijd van de vraag naar energie en anderzijds het niet continu voorradig

zijn van de energieproductiebron (vb. weersafhankelijk). Gezien opslag van energie niet

vanzelfsprekend is, zijn er andere mechanismen noodzakelijk om het variabel karakter op te vangen.

Zo is het bewaken van het evenwicht tussen de energievraagzijde (consumptie) en de

energieproductiezijde (productie) de verantwoordelijkheid van de transportnetbeheerder (artikel

5grondbeginsel van een energiesysteem = op ieder ogenblik moet het energieaanbod gelijk zijn aan de

energievraag. Zoniet, stort een energiesysteem in elkaar.


233 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002). De kosten die hiermee gepaard gaan kunnen

deels toegewezen worden aan bepaalde productietechnologieën.

Integratiekost werd reeds gedefinieerd in 2009 als “de stijgende operationele kost van het

energiesysteem” (Milligan, 2009) en werd later uitgebreid met de extra investeringskosten die

noodzakelijk zijn om de productiebron te koppelen met het energienetwerk (Holttinen et al, 2011).

Ueckerdt et al. halen de verborgen integratiekost in hun studie: ‘What are the Costs of Variabele

Renewables’ (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013) naar boven door twee situaties te

onderscheiden, namelijk een systeem met en zonder hernieuwbare energie.

Ze stellen dat de jaarlijkse energievraag gelijk is aan de residuele energie plus de hernieuwbare

energie zoals is weergegeven in onderstaande formule:

Hetzelfde geldt voor de kosten. De totale energiekost wordt opgedeeld in een residuele energiekost

en een energiekost afkomstig van de hernieuwbare energie. De residuele energiekosten omvatten

alle kosten met uitzondering van de generatiekost (LCOE) van de hernieuwbare energie.

De additionele integratiekost door de komst van hernieuwbare energie zit omvat in de residuele

kost, gezien het systeemkosten zijn. De residuele kost is dus hoger bij de aanwezigheid van

hernieuwbare energie.

Indien er geen sprake is van hernieuwbare energie is en dus :

Indien er wel sprake is van hernieuwbare energie is:


We kunnen verder afleiden dat:

Indien we deze formule invullen in de beginformule:

Bekomen we dat:

De bovenstaande formule toont aan dat de integratiekost een onderdeel is van de totale kost. De

optimale ontwikkeling van hernieuwbare energie wordt bekomen indien de totale kost zo laag

mogelijk wordt gehouden.

2.4 Besluit

Indien verschillende productietechnologieën met elkaar vergeleken worden is het van belang dat er

rekening wordt gehouden met de totale kost die de maatschappij moet dragen.

De generatiekost is een kost die eigen is aan de technologie. Deze kost kan opgesplitst worden in

vaste kosten (vb. investeringskosten) en variabele kosten (vb. brandstofkosten). Er kan gesteld

worden dat het grootste aandeel in de generatiekost voor hernieuwbare energie afkomstig is van

vaste kosten in tegenstelling tot de klassieke centrales (met uitzondering van de kerncentrales)

waarbij het aandeel van de variabele kosten, grotendeels afkomstig van de brandstofkosten, groter

is.

De integratiekost is de kost die gepaard gaat met de integratie van een technologie in een

energiesysteem. Deze integratiekost van hernieuwbare energie is groter dan van de klassieke

centrales door het variabel, onzeker en het locatiespecifiek karakter. Om deze verdoken kost ten

gevolge van hernieuwbare energie te achterhalen kunnen twee situaties onderscheiden worden,

namelijk een energiesysteem met en zonder hernieuwbare energie.


3 Opdelen van de integratiekost

3.1 Inleiding

In dit hoofdstuk wordt de integratiekost opgedeeld in verschillende systeemkosten. Duitse

onderzoekers van het Potsdam-Institute for Climate Impact Research (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, &

Luderer, 2013) geven een opsplitsing van de kosten die men kan verstaan onder de integratiekost. De

onderstaande figuur illustreert dit:

Integratiekost

Generatiekost

Generatie-kost

Totale kost

€/MWh

Opdeling integratiekost

Netwerk-

kosten

Profilerings-

kosten

Systeem-onevenwichts-

kosten

Figuur 8: Overzicht van de onderverdeling van de integratiekost (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

Zoals bovenstaande figuur aangeeft wordt de integratiekost opgesplitst in: netwerkkosten,

systeemonevenwichtskosten en profileringskosten. Deze kosten zijn niet gerelateerd aan de

generatiekost en worden tot op vandaag veelal genegeerd bij het bepalen van een optimaal

productiepark. In dit hoofdstuk wordt er enerzijds toegelicht welke partij deze kosten draagt en

anderzijds wordt er nagegaan wat de link is tussen hernieuwbare energie en deze integratiekosten

op basis van verschillende literatuurstudies en publicaties.


3.2 Netwerkkosten

3.2.1 Betekenis netwerkkosten

Netwerkkosten (Hirth, 2012) zijn de kosten die gemaakt worden om een productie-installatie te

connecteren met het elektrisch netwerk. De grootte van deze kosten is locatiespecifiek. M.a.w. de

grootte van de kost gaat gepaard met de locatie waar de productie geïntegreerd wordt in het

energienetwerk. Afhankelijk van de noodzaak moet er een versterking of uitbreiding aan de

infrastructuur plaatsvinden.

3.2.2 Investeringskosten

3.2.2.1 Drager van de kosten

De investeringskosten aan de infrastructuur (vb. elektriciteitskabel) die gepaard gaan met de

netkoppeling van hernieuwbare energie worden in Vlaanderen hoofdzakelijk gedragen door de

netbeheerders. Dit is opgenomen in het volgende artikel:

Art. 6.4.13. (Codex Vlaanderen - Onderafdeling I. Beperking van aansluitingskosten, 2014):

“Onafhankelijk van het uiteindelijk bepaalde aansluitingspunt blijven de kosten voor de aanvrager in

elk geval beperkt tot de aansluitingskosten, berekend voor het geval dat de aansluiting gemaakt zou

worden op het dichtstbijzijnde punt van het bestaande net op een spanning van minder dan 1 kV als

het aansluitingsvermogen kleiner is dan 250 kVA, op een spanning groter dan of gelijk aan 1 kV en

kleiner dan 30 kV als het aansluitingsvermogen groter is dan of gelijk is aan 250 kVA en kleiner is dan

25 MVA, op een spanningsniveau van 30 kV of meer als het aansluitingsvermogen 25 MVA of meer

bedraagt. Het verschil tussen de te betalen aansluitingskosten en de werkelijke aansluitingskosten,

wordt gedragen door de netbeheerder op wiens net de aansluiting gerealiseerd wordt. De kosten die

hierdoor ten laste gelegd worden van de netbeheerder, worden beschouwd als kosten ten gevolge

van de openbaredienstverplichtingen van de netbeheerder als netbeheerder.”

Verder wordt in datzelfde artikel een plafond gedefinieerd voor windenergie:

“Voor windenergieprojecten die een nieuwe offerte voor netaansluiting aanvragen na 19 oktober

2012 worden de kosten die ten laste gelegd worden van de netbeheerder, beperkt tot een maximum

van 56.000 € /MW. Eventuele kosten boven dit plafond zijn in afwijking van het vorige lid, eveneens

ten laste van de aanvrager. Het plafond wordt voor het eerst in 2014 en vervolgens om de twee jaar


geëvalueerd rekening houdend met de indicatieve subdoelstellingen voor windenergie, zoals bepaald

in uitvoering van het Energiedecreet, artikel 7.1.10, § 2, laatste lid.

De elektriciteitsdistributienetbeheerder en de beheerder van het plaatselijk vervoernet van

elektriciteit dragen alle overige kosten voor de uitbouw van respectievelijk het distributienet en het

plaatselijk vervoernet van elektriciteit voor de opname en het transport van de teruggeleverde

energie bij een nieuwe aansluiting van een productie-installatie van elektriciteit uit een hernieuwbare

energiebron.”

De meerkosten voor de aansluiting van hernieuwbare energie worden dus gedragen door de

netbeheerders (tot een bepaald plafond voor windenergie) en gesolidariseerd over de consumenten.

3.2.2.2 Netwerkstructuur

De investeringskosten aan de netwerkstructuur zijn moeilijk te bepalen omdat deze locatie-

afhankelijk zijn. Een vuistregel is moeilijk op te maken omdat elke locatie zijn specifieke eigenheid

heeft (voorbeeld: kruisen van een autosnelweg of rivier, rotsachtige ondergrond in de bergen of het

zand in de polders… ). Over dit thema is dan ook weinig terug te vinden in de literatuur, doch zijn er

richtwaarden terug te vinden in een studie ‘potentieelstudie hernieuwbare energie 2030 in

Vlaanderen’ van de onderzoeksorganisatie VITO (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering,

2014). De studie maakt onder meer gebruik van de resultaten van een eerder gepubliceerde studie

‘Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen’ (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012). Deze

laatste studie is opgemaakt in opdracht van de Vlaamse netbeheerders. In het kader van deze studie

hebben Elia, voor het transmissienet en Eandis en Infrax voor de distributienetwerken hun

bezorgdheid geuit over het inschatten van de kosten om de transmissienetwerken en de

distributienetwerken geschikt te maken voor de integratie van grote hoeveelheden hernieuwbare

lokale productie. In wat volgt worden de investeringskosten per technologie toegelicht.

3.2.2.2.1 Wind op zee

In het model van de potentieelstudie (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014)

wordt aangenomen dat de transportnetbeheerder een investeringskost heeft van 500 miljoen euro

per GW (500 €/kW) om de aansluiting van de windmolenparken op zee op het transmissienetwerk te

realiseren.


3.2.2.2.2 Wind op land

Als samenvattende gegevens uit beide eerder aangehaalde studies wordt er voor bijkomende

windmolenparken op land tot een vermogen van 2877MW een globale aansluitingskost van 356

miljoen euro (124€/kW) becijferd. De kosten die hierin zijn opgenomen zijn voor de aansluiting, de

opvoering van de transformatieversterkingen6 en de aanpassingen aan het transmissienet en het

distributienet. Dit is een inschatting voor de meest economische aansluitwijze van dit potentieel van

2877MW. De globale aansluitkost in dit pakket varieert van 10 tot 364€/kW per cluster. In het model

hanteren de auteurs een aansluitingskost van 200€/kW voor bijkomend vermogen, hoger dan

2877MW. Onderstaande figuur is een illustratie van de aansluitkost per windcluster in Vlaanderen uit

de studie ‘Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen’ van het VITO. In deze studie is de

2877MW onderverdeeld in drie zones, afhankelijk van de investeringskost.

Figuur 9: Geografisch overzicht, investeringskost bijkomende windmolens in Vlaanderen (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

Meer informatie is terug te vinden in ‘Bijlage 1: Eindresultaat Studie: Onthaalcapaciteit decentrale

productie in Vlaanderen ‘.

Voor de aansluitkosten in Wallonië hanteert de studie (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, &

Valkering, 2014) een 60/40 verdeelsleutel. Dit betekent voor 2094MW aansluitkosten van 124 €/kW

en 200 €/kW EUR daarboven. Het totale potentieel voor België is ingeschat op 9 GW. Op het moment

van de studie was er reeds 264MW windproductie geïnstalleerd.

6 Transformatieversterkingen = Een investering door de netbeheerders om de capaciteit van de transformatie

van hoogspanning naar middenspanning te verhogen.


3.2.2.2.3 Zon

Voor de verdeling (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) van zonne-energie wordt er uitgegaan van

een grote spreiding van vermogen omdat er meer beschikbare oppervlakte voor zonne-energie is

dan bijvoorbeeld voor windenergie. Het extra potentieel werd als volgt in kaart gebracht:

Figuur 10: Bijkomend potentieel aan PV in 2020 (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

Door de sterke spreiding van het aansluitvermogen neemt de studie aan dat het volledige potentieel

aan zonne-energie wordt aangesloten op het distributienet. Er werd geen rekening gehouden met de

lokale aansluitkost bij het bepalen van de kostprijs. Op het moment van de studie onthaalcapaciteit

was er reeds 676MW PV-productie geïnstalleerd.

De ‘Potentieelstudie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen’ (Duerinck, Wetzels, Cornelis,

Moorkens, & Valkering, 2014) maakt onderscheid tussen verschillende types PV-installaties

afhankelijk van gelijktijdigheid tussen productie en afname bij de klant.


3.2.2.2.4 Warmtekrachtkoppeling (WKK)

De studie onthaalcapaciteit (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) stelt dat de installatie van een

WKK-installatie gebonden is aan de locatie-afhankelijke warmtebehoefte. De kost voor de integratie

van deze installatie is moeilijk in te schatten gezien dit installatie-afhankelijk is. Ofwel wordt de

installatie op een site geplaatst met een bestaande aansluiting en is er geen bijkomende kostprijs

voor uitbreiding van het energienetwerk, ofwel dient er een nieuwe aansluiting gemaakt te worden.

Een inschatting van het potentieel voor Vlaanderen is weergegeven op volgende figuur:

Figuur 11: Bijkomend potentieel aan WKK in 2020 (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

Door de spreiding van het aansluitvermogen neemt de studie aan dat het volledige potentieel aan

WKK-energie wordt aangesloten op het distributienet. Er werd geen rekening gehouden met de

lokale aansluitkost bij het bepalen van de kostprijs. Het geïnstalleerd vermogen op het moment van

de studie was 1800MW. Als bijkomend WKK-potentieel schat de studie 2936MW in.


3.3 Systeemonevenwichtskosten

3.3.1 Betekenis systeemonevenwicht

Een elektrisch energienetwerk dient continu in balans, ook wel in evenwicht genoemd, te zijn. De

vraag naar elektrische energie (afname) dient op ieder moment gelijk te zijn aan het aanbod

(productie) van elektrische energie. Indien dit niet met elkaar overeenstemt, bijvoorbeeld door het

plots uitvallen van een centrale, wordt er van onbalans of onevenwicht gesproken. Een onbalans

resulteert in een frequentie-afwijking. Een stijgende frequentie is ten gevolge van een

productieoverschot, een dalende frequentie ten gevolge van een productietekort. Om de onbalans te

vermijden dient de transportnetbeheerder over bepaalde afname- en productiereserves te

beschikken. Deze reserves kunnen dan geactiveerd worden om het ogenblikkelijk onevenwicht

ongedaan te maken. Afhankelijk van de snelheid van reactie zijn deze reserves te onderscheiden in

primaire, secundaire en tertiaire reserves. Volgens artikel 233 van het Koninklijk Besluit van 19

december 2002 houdende het technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van

elektriciteit en de toegang ertoe, is de transportnetbeheerder verplicht tot het evalueren en bepalen

van het primair, secundair en tertiair reservevermogen.

Artikel 233 van het technisch regelement bepaalt: “De netbeheerder evalueert en bepaalt het

primair, secundair en tertiair reservevermogen dat bijdraagt tot het waarborgen van de veiligheid, de

betrouwbaarheid en de efficiëntie van het net in de regelzone. Hij deelt zijn evaluatiemethode en het

resultaat aan de commissie mee ter goedkeuring.” (Kruispuntbank Wetgeving, 202)

Bij een onevenwicht (frequentie verschillend van 50Hz) regelen de primaire reserves automatisch

binnen enkele seconden het onevenwicht bij. Deze regeling wordt overgenomen door de secundaire

reserves na enkele minuten. Op deze manier komen de primaire reserves terug vrij om een nieuw

onevenwicht binnen enkele seconden te kunnen opvangen. De activatie van de secundaire reserves

wordt automatisch gegeven door de transportnetbeheerder.

De tertiaire reserves zijn het laatste product dat kan ingeschakeld worden. Op vraag van de

transportnetbeheerder nemen deze reserves de secundaire reserves over na enkele minuten.


Op de volgende figuur is een (vereenvoudigde) schematische voorstelling weergegeven zoals

opgenomen in het operationeel handboek van de European Network of Transmission System

Operators for Electricity (ENTSO-E):

Figuur 12: Controleschema en acties bij frequentie-afwijkingen (Policy 1: Load-Frequency Control and Performance, 2015)

De verschillende evenwichtsreserves uitgezet op een tijd-as zijn afgebeeld op onderstaande figuur.

De dunne oranje lijn die start met een piek stelt een onevenwicht voor. Op hetzelfde startmoment

zullen de primaire reserves het onevenwicht wegwerken, gevolgd door de andere reserves zoals

zonet toegelicht. Op deze figuur is enerzijds het moment van activatie van elk type reserve

geïllustreerd en anderzijds kan de snelheid van regeling afgeleid worden uit de steilheid van de

helling van de ramp-up (stijgende helling).

Figuur 13: Principe van de volgorde van de activatie bij frequentie-afwijking (Policy 1: Load-Frequency Control and

Performance, 2015)

Omwille van de interconnectiviteit tussen de verschillende landen is een onevenwicht een globaal

probleem van de elektrisch geconnecteerde landen. De automatische primaire reserves reageren op

een onevenwicht in de globale Europese regelzone. De lokale regelzone (Vb. Belgische Regelzone

BRZ), die de veroorzaker is van het onevenwicht, dient de lokale secundaire en tertiaire reserves te


activeren om het primair reservevermogen vrij te geven. In onderstaande tabel is een beknopt

overzicht met de belangrijkste kenmerken van de evenwichtsreserves weergegeven.

Soort reservevermogen

Kenmerken Regelzone

Primaire regeling (R1)

Activering na enkele seconden en uiterlijk binnen 30 seconden.

Het primaire reservevermogen wordt geactiveerd tot de secundaire regeling de primaire regeling komt ontlasten.

Reservevermogen bepaald op ENTSO-E niveau.

Globaal EU-zone

Secundaire regeling (R2)

Volledige activering mogelijk binnen 7,5 minuten.

Het secundaire reservevermogen moet de primaire regeling ontlasten en dient geactiveerd te blijven zolang het onevenwicht zich voordoet.

Benodigde activering wordt automatisch berekend door de TNB.

Beperkt vermogen.

Aanbeveling voor volume op ENTSO-E-niveau, maar bepaald door individuele regelzones.

BRZ-zone

Tertiaire regeling (R3)

Volledige activering uiterlijk binnen 15 minuten.

Het tertiaire reservevermogen moet de secundaire regeling ontlasten en assisteren en dient geactiveerd te blijven zolang het onevenwicht zich voordoet.

Benodigde activering wordt manueel bepaald door de TNB.

Groter vermogen.

De tertiaire vermogens blijven geactiveerd tot het onevenwicht hersteld is door de (betrokken) marktpartijen.

BRZ -zone

Tabel 5: Samenvattend overzicht evenwicht-reserves (Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013)


3.3.2 Evolutie van systeemonevenwicht

De problematiek van onevenwicht in een elektrisch systeem is een vertrouwd gegeven voor de

transportnetbeheerder. Wat betreft de volatiliteit van het onevenwicht is door de komst van

hernieuwbare energie nog geen significante wijziging in België vastgesteld zoals is weergegeven op

onderstaande figuur:

Figuur 14: Evolutie van de volatiliteit van het systeemonevenwicht (Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013)

Daarnaast is er wel een impact vastgesteld op de kans van voorkomen van een onevenwicht en de

grootte die er mee gepaard gaat. Zo is er een significante stijging vast te stellen van de positieve

systeemonevenwichten (productieoverschot). Op onderstaande figuur is dat waar te nemen door de

bredere curve met een minder steile hellingsgraad:

Figuur 15: Evolutie van het gemiddeld systeemonevenwicht per kwartier (Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013)


Ten slotte kan er ook vastgesteld worden dat de duur van het onevenwicht langer aanhoudt. Al deze

impactfactoren zijn enerzijds het gevolg van het stijgende aandeel van de variabele hernieuwbare

energiebronnen die moeilijker te voorspellen zijn (onzekerheid) maar anderzijds kan ook gesteld

worden dat het onevenwichtstarief7 onvoldoende sterk is om hun portefeuille bij te sturen.

3.3.3 Dimensionering primaire reserve

De behoefte aan primaire reserves wordt door ENTSO-E per land bepaald aan een rato van de

geproduceerde netto energie op jaarbasis. De gebruikte formule is als volgt (Continental Europe

Operation Handbook, 2015):

De factor Ci wordt jaarlijks (t) door ENTSO-E herrekend. De 3000MW is het maximale onevenwicht

dat kan ontstaan op globaal niveau. Deze waarde is onder meer gebaseerd op een ongeplande uitval

van een productiesite in de geconnecteerde landen. Gezien de behoefte aan primaire reserves door

ENTSO-E wordt bepaald voor alle geïnterconnecteerde landen wordt dit verder niet opgenomen in

het opgemaakte kostenmodel.

3.3.4 Dimensionering secundaire reserve (R2) en tertiaire reserve (R3)

De behoefte aan secundaire en tertiaire reserve wordt bepaald door de transportnetbeheerder.

ENTSO-E geeft verschillende methodes voor de dimensionering van de secundaire en tertiaire

reserves. In de literatuur wordt de methode ”Probability for reserve deficits” (Policy 1: Load-

Frequency Control and Performance, 2015) de meest efficiënte benadering (met een aanvaarde

waarschijnlijkheidsdrempel van 0,1% risico) gevonden. Dit is tevens ook de methode die Elia, de

transportnetbeheerder van België, gebruikt. Deze methode bepaalt de nood aan deze reserves door

gebruik te maken van statistische gegevens over het te verwachten systeemonevenwicht.

Dit wordt gemoduleerd door een combinatie van BRZ-zone onevenwichtsfactoren:

Onvoorspelbare gebeurtenis: Plotse uitval van een grote afname of productie-eenheid.

7 onevenwichtstarief = Tarief dat aangerekend wordt aan de BRP’s indien ze zich in onevenwicht bevinden


Voorspellingsfouten: De voorspelling is de verantwoordelijkheid van de verschillende

toegangsverantwoordelijken, Access Responsible Parties (ARP). De ARP’s dienen hun

portefeuille (verzameling van klanten) zo correct mogelijk te voorspellen. Ze moeten hun

voorspellingen op verschillende tijdstippen doorgeven waardoor ze in de mogelijkheid zijn

om correcties uit te voeren tot in het realtime gebeuren. De voorspellingsfouten van afname

en productie die niet meer gecompenseerd kunnen worden door de ARP bepalen de

dimensionering van de reserves R2 en R3.

De volatiliteit van het onevenwichtssysteem: De snelheid van de schommelingen van het

onevenwicht van twee opeenvolgende kwartieren. Dit bepaalt de vermogensverdeling

tussen R2 en R3. Hoe hoger de volatiliteit, hoe hoger het aandeel R2.

Bij het samenstellen dient er rekening te worden gehouden met het feit dat de

onevenwichtsfactoren niet altijd in dezelfde zin werken. Het maximale totale onevenwicht is dus

kleiner dan de som van verschillende factoren.

Elke vorm van reserves wordt nog eens onderverdeeld in verschillende producten. Het zou ons in

deze masterproef te ver leiden om hierin een onderscheid te maken. Een overzicht van de

verschillende producten is terug te vinden in ‘Bijlage 2: Verschillende producten voor

onevenwichtsreserves’. Een voorbeeld van een effectieve activatie van de reserves door een

onevenwicht in België op 15 oktober 2015 is opgenomen in ‘Bijlage 3: Aanspreken van reserves in

real-life uitbating’.

In de literatuur zijn de meeste onderzoekers het er over eens dat de komst van hernieuwbare

energie en het onvoorspelbaarheidskarakter dat ermee gepaard gaat, zorgt voor een stijging van de

balanceringreserves (zoals reeds hierboven is besproken). Uit het onderzoek van een Duitse

masterproefstudente (Ziegenhagen Inka, 2013) blijkt dat er bij stijgende capaciteit van windenergie

en zonne-energie, nood is aan bijkomende balanceringsreserves van respectievelijk 6% en 6,5% van

het type geïnstalleerd vermogen. Indien beide technologieën zich samen ontwikkelen is de aangroei

aan reserves beperkt tot 4%. Uit het onderzoek blijkt ook dat bij een verbetering van de

voorspellingsmethodiek, de reserves kunnen beperkt worden tot 1,5% van het geïnstalleerd

vermogen hernieuwbare energie. Dit is geïllustreerd in onderstaande figuur:


Figuur 16: Groei balanceringsreserves bij een groeiend aandeel van hernieuwbare energie (VRE) (Ziegenhagen Inka, 2013)

3.3.5 De kost van secundaire en tertiaire reserves

De totale kostprijs van evenwichtsreserves (R2 en R3) is op te splitsen in twee componenten:

Vergoeding voor het ter beschikking stellen van het vermogen [€/MW]:

De transportnetbeheerder is een vergoeding verschuldigd aan de reservehouder voor het

beschikbaar houden van het secundaire en tertiaire vermogen. Deze vergoeding wordt

uitgedrukt in €/MW/h en wordt opgenomen in het contract. Bijvoorbeeld bij een vergoeding

van 32€/MW/h voor een reserve van 5MW dat een volledig jaar beschikbaar is, zal dit leiden

tot een jaarvergoeding van 1,4 miljoen euro. De transportnetbeheerder doet controles of de

aanbieder van de reserves het gecontracteerde vermogen continu ter beschikking heeft. In

onderstaande tabel is de gemiddelde vergoeding opgenomen voor de secundaire en tertiaire

reserves in 2014 (Ondersteunende diensten: Volumes & prijzen, 2015).

Tabel 6: Prijzen en volumes - secundaire en tertiaire reserves 2014

Deze kost wordt betaald door de transportnetbeheerder en doorgerekend aan alle

energieverbruikers (residentieel en professioneel).

Vergoeding bij het activeren van de reserves [€/MWh]:

Deze vergoeding (De werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt

voor elektriciteit – monitoringrapport 2014, 2015) wordt betaald als de reserves effectief zijn

aangesproken om een onevenwicht weg te werken. Het bedrag wordt bepaald op basis van

offertes die de netgebruiker één dag op voorhand indient. De TNB zal bij de activering van

reserves starten vanaf de goedkoopste aanbieder tot het reserve dat hij nodig heeft om het

Total

Contracted

Volume[MW]

June 2013year

2014R2-up 120 22,5 197100

June 2013year

2014R2-down 120 22,5 197100

June 2013year

2014R3-prod 350 5,5 48180

October

2013

year

2014R3-DP 50 3,38 29608,8

Average

Price[€/MW/Year]

R2

R3

Tendering &

Contracting

Period

Delivery

Period

Reserve

Type

Reserve

Product

Average

Price[€/MW/h]


onevenwicht te compenseren. In de vakliteratuur wordt dit “merit order” genoemd. In 2014

was de gemiddelde prijs 100€/MWh.

De transportnetbeheerder betaalt deze vergoeding aan de aanbieders van de geactiveerde

reserves en vordert een bedrag terug van de BRP die het onevenwicht heeft veroorzaakt. Het

terug te vorderen bedrag is gelijk aan het aangesproken reserve-volume aan de prijs van de

duurste aanbieder die werd aangesproken om het onevenwicht te neutraliseren.


3.4 Profileringskosten

3.4.1 Betekenis profileringskosten

De profileringskosten bij hernieuwbare energie ontstaan omdat wind en PV variabel en onzeker zijn.

Back-upcapaciteit is nodig indien er vraag is naar elektrische energie op momenten van weinig wind

en zon. Er gaat ook een kost gepaard met de vermindering van het aantal energieproductie-uren van

de klassieke centrales. De vermindering is gelijk aan de energie die geproduceerd wordt door de

hernieuwbare productiebronnen. Deze kost kan gezien worden als een zogenaamde sunk-cost voor

de producent van de klassieke centrales, maar mag niet genegeerd worden omdat de mogelijke

verlieslatendheid zal doorgerekend worden aan de eindconsument. Ten slotte zorgt een overvloed

van hernieuwbare energie voor een overproductie op een moment dat er meer hernieuwbare

energieproductie aanwezig is dan dat op dat moment geconsumeerd wordt. Verder gaan we dieper

in op elk van deze kosten. Een overzicht van de opdeling van profileringskosten is weergegeven op de

volgende figuur:

Back-upkost

€/MWh

Opdeling Profileringskosten

Vermindering

productie-uren

Profilerings-

kostenOverproductie

kost

Figuur 17: Opdeling profileringskosten (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)


3.4.2 Back-upkosten

De energie opgewekt uit hernieuwbare energiebronnen ‘wind’ en ‘zon’ is onzeker. Er dient back-

upenergie voorzien te worden op momenten dat er weinig wind of zon aanwezig is. De grootte

(aanbod) van de back-upenergie is afhankelijk van de energievraag en het hernieuwbaar

energieaanbod op datzelfde ogenblik (zie het hoofdstuk ‘onevenwicht’). We kunnen dit illustreren

aan de hand van de volgende figuur:

Uren(a)

Ver

mo

gen

Uren(b)

Ver

mo

gen

Uren(c)

Ver

mo

gen

Productie

Consumptie

Figuur 18: Illustratie tekort aan energieproductie (Meire, 2015)

Op bovenstaande figuur zijn 3 scenario’s geschetst.

Scenario (a): De productie (bijvoorbeeld afkomstig van zonnepanelen) is groter dan de

consumptie van energie op ieder moment. In deze situatie is er geen back-upenergie

noodzakelijk. Er is echter wel een overschot (zie verder) aan energie.

Scenario (b) en (c): In deze illustraties is er in de begin- en eindsituatie een energietekort. De

consumptiecurve ligt in deze zone hoger dan de productiecurve. Om deze consumptie (de

rood gearceerde zone) toch te kunnen voeden is er nood aan een andere energiebron die in

deze periode wel vermogen kan leveren. De noodzakelijke hoeveelheid energie is de

gearceerde oppervlakte. De capaciteit aan vermogen dat ter beschikking moet zijn is de

grootste delta in deze zone.

Voor de zones waarbij productie < consumptie geldt:

∫

[ ]

Om de extra geïnstalleerde vermogenscapaciteit te bepalen op jaarbasis dient de jaarconsumptie en

de jaarproductie uit hernieuwbare energie op ieder moment gekend te zijn. Het maximum van de


residuele afname8 dient in mindering te worden gebracht van het maximum van de

consumptiecurve. Het verschil met het totaal geïnstalleerd vermogen van hernieuwbare energie

geeft de grootte van het back-upvermogen weer. Indien de consumptiecurve (ook wel afnamecurve

genoemd) en de residuele afname worden omgezet naar duurcurves9 is dit effect waarneembaar op

de y-as. Dit wordt schematisch voorgesteld in de volgende figuur:

Figuur 19: Illustratie back-upvermogen (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

Van het geïnstalleerd vermogen hernieuwbare energie zorgt enkel het verschil tussen de

afnameduurcurve met de residuele afnameduurcurve, op moment dat beide curves op hun

maximum zijn, voor een vermindering van de totaal geïnstalleerde productiecapaciteit

(hernieuwbaar en niet hernieuwbaar) binnen een regelzone. De back-upcapaciteit kan dus

beschouwd worden als de productiecapaciteit die noodzakelijk is om de consumenten van energie te

voorzien op dagen met een hoge energievraag op momenten van weinig zon en wind. Dit zal zich in

België hoofdzakelijk voordoen in de winterperiodes gezien de energievraag in deze periode hoger is,

en de opgewekte energie uit de zon of wind beduidend lager is. De back-upcapaciteit is in een

bestaand energiesysteem reeds geïnstalleerd en zal pas een kost meebrengen indien er bijkomend

vermogen geïnstalleerd moet worden (door vb. verandering in vraagpatroon).

8Residuele afname = Het consumptietijdsprofiel verminderd met het productietijdsprofiel van hernieuwbare

energie op ieder ogenblik: 9Duurcurve = Een curve waarbij de waarden gerangschikt worden van groot naar klein.


3.4.3 Kosten ten gevolge van vermindering productie-uren klassieke centrales

Door de komst van hernieuwbare energie wordt het aantal draaiuren van de klassieke centrales

gereduceerd. De afname wordt enerzijds gevoed door de productie die zich op een consumptiesite

bevindt en anderzijds is de variabele kost voor hernieuwbare energiebronnen lager dan deze van de

klassieke centrales waardoor deze vormen van energieproducties voorrang krijgen op de klassieke

centrales. Het resterend aandeel van de afname (energieconsumptie) dat gevoed moet worden door

de klassieke centrales kan omschreven worden als de residuele afname. Volgende figuur is een

duidelijke weergave van de reductie van vollasturen bij de klassieke centrales:

Figuur 20: Illustratie reductie vollasturen klassieke centrale door de komst van hernieuwbare energie (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

Hoe groter het aandeel van hernieuwbare energie, hoe groter dit effect zal zijn. De vergoeding van

de klassieke centrales is afhankelijk van de hoeveelheid geproduceerde energie. De producenten van

de klassieke centrales zien hun inkomsten dus evenredig dalen door de opgewekte hernieuwbare

energie.

Maatschappelijk gezien kan er vastgesteld worden uit de LCOE dat gascentrales een lage

investeringskost hebben. Bijgevolg zijn deze centrales ook snel en flexibel regelbaar waardoor ze

geen impact hebben op de stijgende onevenwichtskosten, zelfs eerder een reducerend effect

realiseren. Het zijn deze gascentrales (die op termijn hun meerwaarde realiseren) die vandaag de

energiemarkt verlaten. De gascentrales worden door hun hoge variabele kost als het ware uit de

markt geduwd door de hernieuwbare energie, gevolgd door de koolcentrales en uiteindelijk de


kerncentrales. Op volgende figuur is het effect van de reductie van de vollasturen van klassieke

centrales in relatie met de vaste en de variabele kosten van die klassieke centrales geïllustreerd

(parameters uit Duitsland):

Figuur 21: Gascentrales verliezen marktaandeel op korte termijn (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

De screeningcurves weerspiegelen de kost per productie-eenheid. Deze kost bestaat een deel uit

vaste kosten (snijpunt met de y-as) en een deel uit variabele kosten (stijgende curve). De specifieke

inhoud van deze kosten kwam reeds eerder aan bod. Onder de screeningcurves zijn respectievelijk

de belastingduurcurve en de residuele belastingduurcurve weergegeven.

Door de komst van hernieuwbare energie kan er vastgesteld worden dat het aantal draaiuren van de

verschillende productietechnologieën daalt. Als de productiecapaciteit van de klassieke centrales

gelijk blijft, treedt er een imperfectie op ten aanzien van de totale kost. Dit is waarneembaar op de

figuur door de projectie van het geïnstalleerd vermogen op de residuele afnameduurcurve te

projecteren op de screeningcurves. De imperfectie ontstaat doordat een deel van het vermogen

geleverd wordt door centrales met een hogere totale kost (vaste + variabele kost). De gearceerde

gebieden geven de efficiëntiekost aan. Verder kan de redenering doorgetrokken worden dat als het

aandeel hernieuwbare energie verder zou toenemen, de gascentrales geen draaiuren meer hebben


en dus overbodig worden. Doch dit is het verschijnsel dat vastgesteld kan worden op korte termijn

indien de capaciteit van het productiepark niet wijzigt.

Op lange termijn, indien men kostenefficiënt de energie wil opwekken, zal het geïnstalleerd

vermogen aan kernenergie moeten dalen. Dit wordt geïllustreerd aan de hand van de volgende

figuur:

Figuur 22: Gascentrales winnen marktaandeel op lange termijn (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

In deze situatie wordt de meest kostenefficiënte productiemix van de klassieke centrales bekomen

door de respectievelijke snijpunten van de kostencurves te projecteren op de residuele belasting.

Hieruit kan er vastgesteld worden dat we net meer capaciteit aan gascentrales (en koolcentrales)

nodig hebben op lange termijn. De gevolgen op korte termijn (gascentrales staan onder druk) zijn dus

in strijd met de noodzaak op lange termijn (bijkomend vermogen aan gascentrales noodzakelijk).

3.4.4 Overproductiekosten

Overproductie ontstaat indien er op bepaalde momenten meer wordt geproduceerd dan de

afnamebehoefte op hetzelfde ogenblik. Dit verschijnsel kan terug geïllustreerd worden aan de hand

van de drie scenario’s die reeds aan bod kwamen in het luik back-upkosten:


Uren(a)

Ver

mo

gen

Uren(b)

Ver

mo

gen

Uren(c)

Ver

mo

gen

Productie

Consumptie

Figuur 23: Illustratie overschot aan energieproductie (Meire, 2015)

In alle drie de scenario’s kan er een overproductie vastgesteld worden. Deze overproductie is

aangeduid door de groene arcering en komt voor op de momenten dat de productie groter is dan de

consumptie. Dit fenomeen is dus net het omgekeerde dan het fenomeen dat is aangehaald bij de

back-upkosten. Op een analoge wijze kunnen formules opgesteld worden:

Voor de zones waarbij productie > consumptie geldt:

∫

[ ]

Gezien een energiesysteem steeds in evenwicht moet zijn, dient deze overproductie vermeden te

worden. In een gesloten energiesysteem10 wil dat zeggen dat deze energie niet geproduceerd mag

worden. Het niet produceren van beschikbare hernieuwbare energie gaat dus gepaard met een

inkomstenverlies voor deze producenten. In een open energiesysteem11 kan deze energie wel

geproduceerd worden op voorwaarde dat er bij de buurlanden wel vraag is naar deze energie. Indien

de geconnecteerde landen over dezelfde hernieuwbare energieproductiebronnen beschikken is de

kans groot dat ze hetzelfde productieoverschot ondervinden. Ook de vermogencapaciteit is beperkt

tot de capaciteit van de intergeconnecteerde kabels.

Analoog aan de illustraties van back-upvermogen en reductie vollasturen van klassieke centrales kan

het productieoverschot aangeduid worden door middel van de afname-duurcurve en de residuele

afname-duurcurve. Dit is geïllustreerd in onderstaande figuur:

10 Gesloten systeem: Een energiesysteem dat niet gekoppeld is met buurlanden

11 Open systeem: Een energiesysteem dat gekoppeld is met andere landen


Figuur 24: Illustratie overproductie van hernieuwbare energie (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

3.5 Besluit

De integratiekosten zijn kosten afkomstig van enerzijds de locatie van de productiebronnen en

anderzijds het variabel en onzeker karakter waarmee het energiesysteem geconfronteerd wordt. Het

ontstaan van deze kosten is weinig transparant en van technische aard waardoor deze kosten veelal

worden genegeerd. Deze ‘black box’ kan opgedeeld worden in drie grote deelblokken:

netwerkkosten, onevenwichtskosten en profileringskosten. Elk van deze deelblokken heeft zijn eigen

specifieke kenmerken en kostenveroorzakende factoren. Er is nood aan één kostenmodel dat op een

duidelijke en transparante manier deze kosten in kaart brengt.


4 Kostenmodel

4.1 Inleiding

Dit hoofdstuk heeft als doel enkele belangrijke begrippen die gebruikt worden bij kostenmodellen te

verduidelijken. Er wordt eveneens een korte toelichting gegeven over de techniek Activity-based

costing (ABC).

4.2 Wat zijn kostenmodellen

Kostenmodellen (van Bon, 2011) bevorderen het inzicht op de manier waaraan kosten worden

besteed, en hoe veranderingen en trends invloed hebben op de kosten van een kostenobject12.

Om een kostenmodel te kunnen opmaken is het van belang inzicht te verwerven in de verschillende

kostenclassificaties.

4.2.1 Kostenclassificaties

Kapitaal of operationele kosten (What is the difference between CAPEX and OPEX?, 2015):

Binnen financieel management zijn twee termen in gebruik voor het classificeren van geldstromen:

CAPEX en OPEX. CAPEX (kapitaalkosten) zijn investeringen in assets. Deze kosten worden fiscaal

afgeschreven over de levensduur van de asset. OPEX (operationele kosten) zijn terugkerende kosten

die nodig zijn om het bedrijf operationeel te houden. In tegenstelling tot kapitaalkosten worden deze

kosten niet afgeschreven.

Vaste en variabele kosten (Bruggeman, Everaert, & Hoozée, 2010):

Variabele kosten zijn kosten die wijzigen afhankelijk van het productievolume. Hoe meer er

geproduceerd wordt, hoe hoger de totale variabele kost zal bedragen. De variabele kosten per

eenheid blijven hetzelfde. De grootte van de vaste kosten daarentegen hangt niet af van het

productievolume. Bijvoorbeeld: de huurkost van een magazijn is gelijk, ongeacht het aantal

producten dat er in het magazijn wordt opgeslagen. Bij een stijging van volume kunnen de vaste

kosten over een groter productievolume worden verdeeld, m.a.w. de vaste kosten per eenheid zullen

steeds dalen bij een toenemend productievolume.

12 Kostenobject: Hiermee wordt het object (vb. product, dienst, project,…) bedoeld waarvoor de kosten worden

in kaart gebracht.


Directe en indirecte kosten (Bruggeman, Everaert, & Hoozée, 2010):

Er kan een onderscheid gemaakt worden tussen directe en indirecte kosten. Directe kosten zijn

kosten die een eenduidig kwantificeerbaar verband met het kostenobject vertonen en er dan ook

direct aan kunnen worden toegewezen. Een voorbeeld van een directe kost in de energieproductie is

de brandstof die nodig is om energie te produceren. Indirecte kosten daarentegen zijn kosten die

geen aanwijsbaar eenduidig verband hebben met een specifiek eindproduct omdat het algemene

kosten zijn of omdat het bijhouden van de specifieke kosten per eindproduct niet mogelijk is of niet

gebeurt binnen de onderneming.

Vooraleer de indirecte kosten verdeeld worden, moet dus worden onderzocht door welke variabelen

de indirecte kosten beïnvloed worden. Deze variabelen worden ook de ‘cost drivers’ of

‘kostenveroorzakers’ genoemd.

4.2.2 Activity-based costing

Activity-based costing (ABC) is een kostprijsbepaling op basis van activiteiten (Bruggeman, Everaert,

& Hoozée, 2010). Deze methode laat toe een meer gedetailleerde studie te maken van de verdeling

van de indirecte kosten gebaseerd op verschillende activiteiten. Door de bijhorende cost drivers van

de activiteiten met hun eenheidskostprijs te bepalen wordt het model opgebouwd. De volgende

stappen worden doorlopen:

1. Identificatie van de activiteiten:

Aan de hand van interviews met managers en leidinggevenden worden op basis van hun

waarnemingen en inschattingen de verschillende activiteiten in kaart gebracht.

2. Bepalen van de kosten van de activiteiten:

De indirecte kosten worden verdeeld over de verschillende activiteiten op basis van de

informatie die verkregen werd in de verschillende interviews.

3. Bepalen van de kostenveroorzakers van de activiteiten:

Een kostenveroorzaker is een factor die de activiteit beïnvloedt. Een goede cost driver

voldoet aan volgende criteria (Stappenplan invoering Activity Based Costing, 2015):

Goede en eenduidige maatstaf voor de omvang van de activiteiten.


De kosten moeten proportioneel in verhouding staan tot de omvang van de activiteiten

en de kostenveroorzaker: als de omvang van de kostenveroorzaker x% stijgt, moeten de

kosten van de activiteit ook x% stijgen.

De grootte van de kostenveroorzaker moet relatief snel, eenvoudig en nauwkeurig

kunnen worden bepaald.

4. Bepalen van het volume van de cost drivers:

Het volume van de cost drivers wordt bepaald op basis van het aantal keer dat elke cost

driver wordt uitgevoerd.

5. Bepalen van de kost per eenheid kostenveroorzakers:

Dit is de kostprijs om de activiteit één keer uit te voeren. Dit wordt bekomen door de totale

kost van de activiteit te delen door het volume van de cost driver.

6. Berekenen van de eenheidskostprijs per product of dienst:

In deze fase wordt de indirecte kost toegewezen per product afhankelijk van het aantal of

de grootte van iedere activiteit die wordt uitgevoerd voor het welbepaalde product.

Schematisch kan dit voorgesteld worden zoals weergegeven in onderstaande figuur:

Figuur 25: Schematische voorstelling van ABC-model (Wiertz & Mulder, 2015)


4.3 Besluit

De ABC-techniek wordt gebruikt bij de verdeling van de overheadkosten over verschillende

producten, klanten of diensten en dient als basis om een correcte prijszetting te bepalen

(winstgevendheidanalyse). Het grote voordeel van deze techniek is de transparantie voor de

verdeling en de toewijzing van de indirecte kosten. Ten slotte geeft het ook inzichten in de verdeling

van overheadkosten over de verschillende kostenplaatsen13.

In het onderzoeksdeel van deze masterproef wordt er een kostenmodel opgesteld dat gebaseerd is

op deze techniek voor het bepalen van de maatschappelijke kost van de integratie van hernieuwbare

energie.

13 Kostenplaats = afgebakende eenheid binnen een bedrijf waaraan kosten en prestaties kunnen worden

toegerekend.

https://nl.wikipedia.org/wiki/Bedrijf

https://nl.wikipedia.org/wiki/Kosten_(boekhouding)

https://nl.wikipedia.org/w/index.php?title=Activiteit_(proces)&action=edit&redlink=1


DEEL II – ONDERZOEK

5 Opstellen integratiekostenmodel

5.1 Inleiding

In dit hoofdstuk wordt toegelicht hoe het algemeen kostenmodel voor de integratiekost van

hernieuwbare energie in dit onderzoek is opgesteld. Er wordt gestart met een korte toelichting over

hoe het ABC-model wordt toegepast om het integratiekostenmodel op te stellen. Het doel van het

kostenmodel is om de jaarlijkse integratiekost te bepalen. Hierna volgt een opdeling van de kosten in

verschillende kostenplaatsen om vervolgens voor iedere kostenplaats de activiteiten en cost drivers

te bepalen en te bespreken. De kostenschema’s worden visueel voorgesteld per kostenplaats. Op het

einde van dit hoofdstuk wordt het algemeen kostenoverzicht weergegeven.

5.2 Toepassing van ABC-model

In tegenstelling tot de normale methodiek van Activity-based costing (zie: ‘4.2.2 Activity-based

costing’) is in dit onderzoek de overheadkost de onbekende variabele. De methodiek ABC zal

toegepast worden vanuit een bottom-up benadering. Hierdoor is er een lichte wijziging in de

volgorde van de te doorlopen stappen.

Om het kostenmodel van de integratiekost op te stellen worden volgende stappen doorlopen:

1. Identificatie van de verschillende kostenplaatsen.

2. Identificatie van de activiteiten per kostenplaats.

3. Bepalen van de cost drivers van de activiteiten:

a. Bepalen van het volume van de cost driver.

b. Bepalen van de kost per eenheid cost driver.

4. Bepalen van de kosten van de activiteiten.

5. Bepalen van de kosten per kostenplaats.

6. Bepalen van de overheadkost.

In dit hoofdstuk ligt de klemtoon op het algemeen integratiekostenmodel, m.a.w. de identificaties

van de verschillende kostenplaatsen, activiteiten, cost drivers en de methodiek om het volume van


cost drivers te bepalen. In een volgend hoofdstuk wordt er effectief inhoud gegeven aan het

kostenmodel voor het Belgisch energiesysteem.

5.3 Opdeling in kostenplaatsen

Er wordt een onderscheid gemaakt tussen verschillende kostenplaatsen. Een kostenplaats wordt hier

als een groep van kosten beschouwd die onder dezelfde technische noemer vallen. Voor deze

onderverdeling wordt de technische verdeling van kosten zoals aangehaald in de literatuurstudie

(Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013) overgenomen. De volgende kostenplaatsen kunnen

onderscheiden worden:

Netwerkinvesteringen: Kosten ten gevolge van netwerkinvesteringen.

Balanceren van het energiesysteem: Kosten ten gevolge van het in balans houden van het

energiesysteem.

Profileren: Kosten ten gevolge van het variabel en onzeker karakter van productiebronnen.

Voor elk van deze kostenplaatsen worden er in dit onderzoek activiteiten en cost drivers bepaald. De

toepassing van de bottom-up benadering bij de ABC-methodiek is geïllustreerd in onderstaande

figuur:

Integratiekost van hernieuwbare energie

Balanceren van het energiesysteem

ProfilerenNetwerkinvesteringen

Geïnstalleerde capaciteit WIND-energie

Geïnstalleerde capaciteit PV-energie

Geïnstalleerde capaciteit WKK-energie

Overheadkosten

Kostenplaatsen

Producten

x x x

Activiteit

Volume van de cost driver Volume van de cost driver Volume van de cost driver

Activiteit Activiteit

Kost per eenheid cost driver



Figuur 26: ABC bottom-up benadering - integratiekost van hernieuwbare energie


Startende vanaf de verschillende producten (in deze case zijn dat de verschillende types

hernieuwbare energie, beperkt tot de drie productiebronnen die in België het meest voorkomen) zal,

via de kostenplaatsen met elk hun eigen activiteiten en cost drivers, de maatschappelijke

integratiekost in kaart worden gebracht. Door deze methodiek te gebruiken worden de

kostenstroom en het ontstaan van de kosten transparant weergegeven. De activiteiten en cost

drivers worden per kostenplaats verder in detail besproken. Hetzelfde principe kan toegepast

worden voor meerdere vormen van hernieuwbare elektrische energie (zoals hydro-energie,

geothermische energie…).

5.4 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: netwerkinvesteringen

5.4.1 Activiteiten

De netwerkinvesteringen zijn kosten die gemaakt worden om een productie-installatie te

connecteren met het elektrisch netwerk. De grootte van de kost hangt af van de grootte van de

investering in het netwerk. Er kan dus gesteld worden dat de investering in het netwerk een activiteit

is binnen het kostenmodel. De activiteit ‘investeren’ is echter een te ruim begrip. De studie

onthaalcapaciteit (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) die reeds is toegelicht in het

literatuurgedeelte, toont namelijk aan dat de grootte van de investering sterk verschillend kan zijn.

Als twee uitersten kunnen de volgende netwerkkosten onderscheiden worden: er kunnen lokale

producties worden aangesloten zonder bijkomende netwerkinvesteringen (vb. op een bestaande

klantaansluiting) maar het is ook mogelijk dat lokale producties enkel aansluitbaar zijn mits grote

structurele netwerkinvesteringen (vb. aansluiten van windmolens op zee vraagt een opbouw van een

volledig nieuwe infrastructuur). Om een onderscheid te kunnen maken is het van belang om de

totale investeringskost, om een lokale productie aan te sluiten, in relatie te brengen met de

capaciteitsgrootte van de lokale productie waarvoor de investering wordt uitgevoerd. Om dit verschil

te kunnen duiden in het kostenmodel zijn er drie activiteiten binnen de kostenplaats

netwerkinvesteringen gedefinieerd.

Beperkte netwerkinvesteringen

Middelgrote netwerkinvesteringen

Grote netwerkinvesteringen


5.4.2 Cost drivers

De cost drivers bij de netwerkinvesteringen zijn gebaseerd op de lokale injectiepiek. Het is de grootte

van deze injectiepiek die de variabiliteit van de respectievelijke activiteiten zal bepalen. Technisch

kan dit verklaard worden aan de hand van onderstaande opgemaakte figuur met willekeurige

consumptie- en productiegegevens (wind). Deze gegevens zijn in de vorm van stroom op

kwartierwaarden, verkregen van een netbeheerder:

Figuur 27: Belastingsprofiel doorheen een kabel

Uit bovenstaande grafiek kan enerzijds vastgesteld worden dat de consumptiepiek zonder rekening

te houden met de productie 270A bedraagt. Anderzijds, indien enkel de productie wordt bekeken,

kan er een productiepiek in de andere zin van 620A worden vastgesteld. De netbeheerders moeten

er voor zorgen dat de werkelijke stroom door de kabel onthaalbaar is. De uiteindelijke stroom door

de kabel is voorgesteld door de groene curve, die zich tussen de blauwe en rode curve bevindt. Bij

deze curve (Consumptie + productie) is de piekbelasting in de ene zin 250A en in de andere zin 450A

(injectiepiek). De grootste piek van beide gevallen (absolute waarde) bepaalt de noodzakelijke

investering. Aangezien in dit onderzoek de kosten in kaart worden gebracht ten gevolge van de

productiebronnen is het de injectiepiek (indien deze groter is dan de afnamepiek) die wordt gebruikt

om de grootte van de investering te bepalen.

Elke activiteit binnen de kostenplaats ‘netwerkinvesteringen’ heeft een bijhorende cost driver met

elk een bijhorende eenheidskostprijs:

Activiteit: Beperkte netwerkinvesteringen

Cost driver: Grootte van de injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits beperkte

netwerkinvesteringen.


Activiteit: Middelgrote netwerkinvesteringen

Cost driver: Grootte van de injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

middelgrote netwerkinvesteringen.

Activiteit: Grote netwerkinvesteringen:

Cost driver: Grootte van de injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits grote

investeringen.

Om het volume van iedere cost driver te bepalen zijn er wiskundige bewerkingen nodig met de

tijdreeksen van consumptie en productie. Wiskundig kan dit als volgt worden voorgesteld:

Indien de absolute waarde van de injectiepiek groter is dan de absolute waarde van de afnamepiek

geldt:

[| |]

Gezien productiewaarden negatief zijn (conventieafspraak) wordt de grootste productiepiek

wiskundig weergegeven door het maximum van de tijdreeks, na een omzetting naar absolute

waarden, op voorwaarde dat de injectiepiek groter is dan de afnamepiek. Indien de afnamepiek

groter is dan of gelijk aan de injectiepiek, wordt verondersteld dat de productie kan aangesloten

worden zonder bijkomende netinvesteringen. M.a.w. het principe is louter en alleen gebaseerd op

een stroombelasting ten gevolge van een productiebron indien deze groter is dan de afname-

belasting. Er wordt gesteld dat:

Er een volume aan lokale producties kan onthaald worden op de bestaande energienetten

door rekening te houden met de gelijktijdigheid van afname en productie.

Er lokale productie kan aangesloten worden mits beperkte investeringen tot aan een

bepaalde limiet.

Er bijkomende lokale producties kunnen aangesloten worden indien er middelgrote

investeringen worden uitgevoerd. Ook deze investeringen hebben bepaalde limieten.

De overige lokale producties kunnen aangesloten worden mits grote structurele

investeringen.

Deze investeringen in activa zijn kapitaalkosten. Om de jaarlijkse kost te bepalen dient men rekening

te houden met de afschrijvingsmethode en de economische gebruiksduur van de activa. Als


afschrijvingsmethodes (Bruggeman, Everaert, & Hoozée, 2010) kunnen onder andere volgende

methodes onderscheiden worden: lineaire, degressieve en progressieve afschrijvingsmethodes.

Lineaire afschrijving: Dit betekent dat het actief elk jaar met eenzelfde bedrag in waarde

vermindert.

Degressieve afschrijving: In de eerste jaren wordt er relatief meer afgeschreven dan in de

latere jaren. Dat wordt veelal toegepast op activa waarbij de onderhoudskosten stijgen met

de ouderdom van een machine. De totale kostendruk blijft dan nagenoeg gelijk.

Progressieve afschrijving: Dit is het tegenovergestelde van degressieve afschrijving. De

grootte van de afschrijving stijgt naarmate de ouderdom van het actief. Dit wordt toegepast

op activa met grote leertijden of kinderziektes om de totale kost over de volledige

levensduur gelijk te houden, idem zoals bij het voorgaande.

De afschrijvingsmethode zal bepalen of de kost per eenheid cost driver een constante waarde heeft

(lineaire afschrijving) of zal wijzigen (progressieve of degressieve afschrijving) in de tijd. Eveneens

moet de (eventuele) restwaarde in rekening worden gebracht om de eenheidskostprijs te bepalen.

Uit de toepassing van het kostenmodel op het Belgisch energiesysteem zal later blijken dat de

netbeheerders verplicht zijn deze investeringskosten lineair af te schrijven over een vastgelegde

tijdsperiode.

In het ‘5.8 Globaal integratiekostenmodel’ is het globaal kostenmodel schematisch weergegeven.


5.5 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: balanceren van het

energiesysteem

5.5.1 Activiteiten

Uit de literatuurstudie, ‘3.3 Systeemonevenwichtskosten’, blijkt dat er onevenwichtskosten ontstaan

ten gevolge van het integreren van hernieuwbare energie in het energienetwerk. Meer bepaald

hebben ze een invloed op de capaciteitsbehoefte van secundaire en tertiaire reserves omwille van

hun onvoorspelbaar karakter. In de literatuur is er enkel sprake van voorspellingsfouten voor PV- en

windenergie omdat deze energiebronnen afhankelijk zijn van natuurfenomenen. Het geïnstalleerd

vermogen WKK-energie zal dus geen impact hebben op de kosten die hier worden weerspiegeld.

Door het onvoorspelbaar karakter kunnen volgende activiteiten gedefinieerd worden in het

kostenmodel:

Aanleggen van secundaire reserves: Het contracteren van secundair regelvermogen dat

noodzakelijk is om systeemonevenwichten weg te werken.

Aanleggen van tertiaire reserves: Het contracteren van tertiair regelvermogen dat

noodzakelijk is om systeemonevenwichten weg te werken.

Activeren van secundaire en tertiaire reserves: De effectieve noodzaak om in realtime

uitbatingsreserves te activeren om onevenwichten weg te werken.

5.5.2 Cost drivers

De cost drivers die gepaard gaan met deze activiteiten zijn rechtlijnig af te leiden. Respectievelijk aan

de voorgaande opgesomde activiteiten kunnen de cost drivers worden omschreven als:

De capaciteitsbehoefte aan secundaire reserves

De capaciteitsbehoefte aan tertiaire reserves

De totale energiebehoefte aan reserves

Om het volume van bovenstaande cost drivers te bepalen zijn tijdreeksen van elk type hernieuwbare

energie noodzakelijk. Deze tijdreeksen moeten enkele wiskundige bewerkingen ondergaan om het

volume van de cost drivers te bepalen. Zoals eerder werd toegelicht zijn de volumes van de cost

drivers afhankelijk van de accuraatheid van de voorspelling van hernieuwbare energie. In de


literatuur zijn er tal van studies en methodes te vinden met elk hun eigen accuraatheid. In deze

studie doen we geen uitspraak over hoe goed of slecht een voorspellingsmethodiek is. De focus ligt

op het kostenmodel. Het kostenmodel moet wel in staat zijn om verschillende

voorspellingsaccuraatheden te gebruikten zodanig dat het mogelijk is om de impact van de

voorspellingsnauwkeurigheid op de totale integratiekost te simuleren.

Om de procentuele voorspellingsfout weer te geven wordt gebruik gemaakt van ‘Mean Absolute

Error’ (MAE). Dit betekent de gemiddelde afwijking (zonder rekening te houden met het teken en in

% van geïnstalleerd productievermogen) van de voorspelling één dag op voorhand ten opzichte van

de werkelijke productie. In de literatuur [ (Frans Van Hulle et al., 2010) (Hannele Holttinen et al.,

2009-2011)] wordt ook gebruik gemaakt van de ‘Root Mean Square error’ (RMSE), de vierkantswortel

van de gemiddelde kwadratische afwijking. Bij deze methode wordt meer gewicht gegeven aan de

grootte van de afwijking.

∑

| |

∑√(

)

Om de verdeling tussen de verschillende cost drivers in het opgestelde kostenmodel voor de

kostenplaats ‘onevenwichtskosten’ te bepalen wordt er als basis de ”Probability for reserve deficits”

(Policy 1: Load-Frequency Control and Performance, 2015) genomen. Dit is tevens ook de methode

die de meeste transportnetbeheerders van Europa gebruiken. Uit deze methode worden enkel de

relevante parameters met betrekking tot de integratiekost van hernieuwbare energie gebruikt. Er

wordt rekening gehouden met enerzijds de voorspellingsfouten en anderzijds de volatiliteit van het

onevenwichtssysteem. De volatiliteit is de snelheid van de schommelingen van het onevenwicht van

twee opeenvolgende kwartieren. Dit bepaalt de vermogensverdeling tussen R2 (eerste cost driver)

en R3 (tweede cost driver). Hoe hoger de volatiliteit, hoe hoger het aandeel R2. Daarnaast wordt er

nog een extra parameter aan het kostenmodel toegevoegd, namelijk de energie die gepaard gaat

met de voorspellingsfout (de derde cost driver).

Bij het samenstellen dient er rekening te worden gehouden met het feit dat de

onevenwichtsfactoren niet altijd in dezelfde zin werken. Het maximale totale onevenwicht is dus


kleiner dan de som van de verschillende factoren. Er wordt eerst een voorspellingsfout toegevoegd

aan de productiecurves van de betreffende technologie om vervolgens de effectieve gelijktijdigheden

in acht te nemen. In het model wordt een bijkomend gunstig of ongunstig effect ten gevolge van de

consumptie-voorspellingsfout verwaarloosd. Het verloop van een consumptieprofiel is nauwkeurig te

bepalen door statistische analyse en hierdoor heeft de voorspellingsfout een beperkte impact t.o.v.

de voorspellingsfout van PV- en windenergie.

Ten slotte worden de kosten die gepaard gaan met het onevenwicht van een energiesysteem als

operationele kosten (OPEX) beschouwd omdat het noodzakelijke activiteiten zijn om een

energiesysteem uit te baten. De eerste twee activiteiten zijn kosten ten laste van de

transportnetbeheerder en worden gesocialiseerd over alle energieconsumenten. De derde activiteit

‘activeren van reserves’ wordt uitgevoerd door de netbeheerders maar de kosten die ermee gepaard

gaan worden teruggevorderd via de BRP die het onevenwicht heeft veroorzaakt. Doch wordt deze

kost als maatschappelijke overheadkost beschouwd omdat de BRP op zijn beurt deze kosten

doorrekent aan de eindgebruikers.

In het onderdeel ‘5.8 Globaal integratiekostenmodel’ is het globaal kostenmodel schematische

weergegeven.


5.6 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: profileren

5.6.1 Activiteiten

De profileringskosten ontstaan omdat energieproductie uit hernieuwbare bronnen variabel en

onzeker is. Uit de literatuurstudie kan geconcludeerd worden dat we binnen de profileringskosten

drie activiteiten kunnen definiëren, namelijk:

Aanleggen van back-upvermogen: Deze activiteit geeft de noodzaak aan dat indien de vraag

naar elektrische energie groter is dan het aanbod afkomstig uit hernieuwbare energie, back-

upcapaciteit aanwezig moet zijn. Het aanleggen van deze back-upcapaciteit moet er voor

zorgen dat er geen stroomtekort kan optreden. De back-upcapaciteit is in een bestaand

energiesysteem reeds geïnstalleerd en zal pas een kost meebrengen indien er bijkomend

vermogen geïnstalleerd moet worden.

Activiteiten die gepaard gaan met de vermindering van productie-uren van klassieke

centrales: De energie geproduceerd door lokale producties kan niet meer geproduceerd

worden door de klassieke centrales. Omwille van deze verschuiving in de energieproductie

zullen klassieke centrales minder draaiuren hebben. De centrales met de grootste variabele

kost per geproduceerde energie-eenheid zullen als eerste productie-uren verliezen. Dit

kwam reeds aan bod in ‘3.4.3 Kosten ten gevolge van vermindering productie-uren klassieke

centrales’.

Deze activiteiten kunnen opgesplitst worden per ‘type’ klassieke centrale. In het

kostenmodel zijn de volgende activiteiten onderscheiden:

o Vermindering productie-uren kerncentrales

o Vermindering productie-uren koolcentrales

o Vermindering productie-uren gascentrales

o Vermindering productie-uren ‘overige’ (vb. dieselgroepen)

Reduceren overschot aan productie: Er kunnen momenten optreden waarbij het aanbod

aan energie (vb. veel wind en zon) groter is dan de vraag naar energie. Gezien in een

energiesysteem de vraag en het aanbod steeds aan elkaar gelijk moet zijn, dienen er dus

maatregelen genomen te worden om dat verschil te neutraliseren. Opgelet, dit verschil is

niet het gevolg van een foutieve voorspelling zoals in de voorgaande kostenplaats is


weergegeven. In deze context gaat het over een structureel verschil van vraag en aanbod,

waarbij het aanbod groter is dan de vraag. De volgende activiteiten worden onderscheiden:

o Reduceren overschot aan WKK-productie

o Reduceren overschot aan PV-productie

o Reduceren overschot aan windproductie op land

o Reduceren overschot aan windproductie op zee

Elk van deze activiteiten heeft bijhorende cost drivers, dit wordt in de volgende sectie toegelicht.

5.6.2 Cost drivers

De cost driver voor de eerste activiteit ‘aanleggen van back-upenergie’ is afhankelijk van de

capaciteitsbehoefte van de back-upenergie. Het noodzakelijk volume van de extra geïnstalleerde

vermogencapaciteit kan bepaald worden door het geïnstalleerd vermogen van de lokale producties

te verminderen met het verschil van de maximum energievraag met de overblijvende energievraag

indien de energie afkomstig van hernieuwbare energiebronnen reeds in mindering werd gebracht.

Wiskundig kan dit als volgt worden weergegeven:

[ ] [ ]

Met:

Geïnstalleerd vermogen van de lokale producties [MW].

De consumptiecurve [MW] als tijdsprofiel.

De productie afkomstig van de lokale productiecurves [MW] als tijdsprofiel.

[ ] Het maximum uit de consumptiecurve [MW].

[ ] = Het maximum uit de residuele afnamecurve [MW],

waarbij de residuele afname gelijk is aan het

consumptietijdsprofiel verminderd met het

productietijdsprofiel van lokale producties.

Op het einde van deze sectie worden de cost drivers gevisualiseerd op een duurcurve.

Zowel WKK-, PV- als windenergie dragen bij tot deze cost driver. Windenergie en zonne-energie zijn

weersafhankelijk waardoor deze niet continu maximaal ter beschikking staan. WKK-energie

beschouwen we ook als niet continu aanwezig omdat bij deze energiebron elektriciteit het

nevenproduct is, namelijk afhankelijk van de gevraagde warmte. Desalniettemin hangt dit sterk af


van de sector en kunnen deze vormen van energieproductie vanuit technisch standpunt wel

geactiveerd worden indien daar de noodzakelijke marktwerking wordt voor opgebouwd. Aangezien

deze cost driver de bijkomende kost van nieuw te installeren productiecapaciteit omvat, dient het

bekomen volume uit bovenstaande formule vergeleken te worden met de totaal geïnstalleerde

productiecapaciteit die wel energie kan produceren op moment van de vraag naar deze energie.

De cost driver van de volgende activiteiten ‘Vermindering productie-uren klassieke centrales’ is: de

hoeveelheid energie die klassieke centrales minder kunnen produceren. Hoe groter het aandeel van

lokaal opgewekte energie, hoe groter dit effect zal zijn. De vermindering van energiehoeveelheid is

het verschil van de consumptiecurve met de overblijvende energievraag indien de energie afkomstig

van hernieuwbare energiebronnen reeds in mindering werd gebracht. Als de residuele afname

kleiner is dan nul, dan is er een productieoverschot. Dit overschot aan energie is geen

productieverlies voor de klassieke centrales. De formule kan als volgt opgesteld worden:

∑{ [ ]}

waarbij

als [ ] [ ]

Met:

Energie productievermindering klassieke centrales



[ ] = De residuele afname is gelijk aan het



Doch kan deze opgestelde formule in werkelijkheid niet gebruikt worden omdat bepaalde

energiecentrales (Battle of the grids, 2011), hoofdzakelijk kerncentrales, ontworpen zijn om in

continu regime de basislast te dragen. Dit kan als gevolg hebben dat bijvoorbeeld windturbines (in

plaats van klassieke centrales) worden uitgeschakeld tijdens periodes waarin het aanbod aan

elektriciteit groter is dan de vraag naar elektriciteit. Om dit in het model te kunnen opvangen wordt

er een overproductiegrens ‘ ’ geïntroduceerd. De overproductiegrens is een waarde uitgedrukt in

MW die aanduidt hoeveel energiecapaciteit niet regelbaar is. Op de momenten waarbij de residuele


afname lager is dan de overproductiegrens, wordt het energieverlies voor de klassieke centrales

beperkt tot het verschil tussen de consumptiecurve en de overproductiegrens.

De bovenstaande formule wordt als volgt aangepast:

∑{ [ ]}

Waarbij

als [ ] [ ]

Door de invoering van de overproductiegrens ‘ ’ zullen de niet-regelbare centrales meer energie

kunnen opwekken dan in het geval dat de overproductiegrens wordt gelijk gesteld aan nul. Grafisch

kan dit als volgt geïllustreerd worden:

Figuur 28: Illustratie overproductiegrens

Indien de overproductiegrens wordt gelijk gesteld aan nul, is de vermindering van de

energieproductie van klassieke centrales door de komst van hernieuwbare energie, het verschil

tussen het afnameprofiel (blauwe curve) en het residuele afnameprofiel (rode curve) op ieder

ogenblik. Indien de residuele afname lager is dan de overproductiegrens, in deze situatie lager dan

nul, wordt voor deze waarden het energieverlies voor de klassieke centrales beperkt tot het verschil

tussen de consumptiecurve en overproductiegrens die gelijk is aan nul.

Echter bij de opvoering van de overproductiegrens (in dit voorbeeld 5GW), kan de productie

geproduceerd door de klassieke centrales niet kleiner zijn dan de overproductiegrens (groene curve).

Ten opzichte van de vorige situatie kunnen de klassieke centrales dus meer energie produceren.

Deze extra energieproductie is op de illustratie de oppervlakte tussen de overproductiegrens en de


residuele afname. Echter, dit gaat ten koste van de productie-uren van hernieuwbare energie (zie

volgend deel van dit hoofdstuk).

Gezien de verschillende types van klassieke centrales, dient de opgestelde formule opgesplitst te

worden per type energiebron, namelijk: kerncentrales, koolcentrales, gascentrales en de verzameling

van de overige productiebronnen. Het kostenmodel wordt voorzien van een energievolgorde van

centrales die op economische wijze ontstaat (zie: ‘3.4.3 Kosten ten gevolge van vermindering

productie-uren klassieke centrales’). Om het volume van de cost drivers te bepalen zijn dus drie extra

parameters noodzakelijk:

Geïnstalleerde capaciteit aan kerncentrales

Geïnstalleerde capaciteit aan koolcentrales

Geïnstalleerde capaciteit aan gascentrales

Deze parameters geven de verhouding van deze types energiebronnen in het onderzochte

energiesysteem. De vermindering van productie-uren van deze types centrales brengt een bepaalde

kost met zich mee. Als eenheidskostprijzen kunnen volgende eenheidsprijzen onderscheiden

worden:

Kost energieproductievermindering kerncentrales [€/MWh]

Kost energieproductievermindering koolcentrales [€/MWh]

Kost energieproductievermindering gascentrales [€/MWh]

Kost energieproductievermindering ‘overige’ [€/MWh]

De eenheidskostprijzen per MWh voor de productievermindering van de klassieke centrales zijn

afkomstig van de verdeling van de vaste kosten over de geproduceerde energie. De grootte van de

vaste kosten die verrekend worden in de kostprijs per MWh is afhankelijk van het aantal

geproduceerde uren. Indien het aantal geproduceerde uren per jaar stijgt, kan de vaste jaarlijkse

kostprijs gedeeld worden door een groter aantal geproduceerde uren waardoor het aandeel van de

vaste kosten in de totale kostprijs (vast + variabel) zal dalen. Ook het omgekeerde kan gesteld

worden. Als de vaste kosten per jaar moeten doorgerekend worden op een lager aantal productie-

uren, dan zullen de vaste kosten per geproduceerd uur stijgen. De energieproductie verlaagt door de

komst van hernieuwbare energie. Het gevolg hiervan is dat de vaste kosten per geproduceerde

energie-eenheid zwaarder zullen doorwegen.

De eenheidskostprijs voor de vermindering van de energieproductie van de klassieke centrales is de

delta in vaste kost per megawattuur tussen een energiesysteem zonder en met het aandeel van


hernieuwbare energie. De eenheidskostprijs zal dus variëren afhankelijk van de hoeveelheid

productievermindering. De volgende formule per type energiecentrale (c) kan opgesteld worden:

Met:

Eenheidskostprijs productievermindering van type

energiecentrale (c)

Vaste kosten van type energiecentrale (c)

Geproduceerde energie van type energiecentrale (c) zonder de

integratie van lokale producties

Geproduceerde energie van type energiecentrale (c) met de integratie

van lokale producties

Ten slotte is de cost driver voor de activiteit ‘Reduceren overschot aan productie’ gelijk aan de

hoeveelheid energie die te veel wordt geproduceerd. M.a.w. het energievolume dat niet

geconsumeerd kan worden. Dit is de energie waarbij het energieaanbod groter is dan de vraag naar

energie. Ook hier dient er rekening worden gehouden met de overproductiegrens. Het volume van

de cost drivers is als volgt te bepalen:

∑{ [ ]}

waarbij [ ]

Met:

Overproductie-energie

Overproductiegrens



[ ] = De residuele afname is gelijk aan het




De overproductie, met als gevolg het reduceren van hernieuwbare energie, wordt in het

kostenmodel verdeeld over de verschillende types van hernieuwbare energie aan een ratio van de

bijdrage tot de overproductie op dat moment:

∑[ ]

waarbij [ ]

Met:

De overproductie-energie voor een bepaald type LP



De productie afkomstig van een bepaald type lokale productie (WKK,

PV, Wind op land of wind op zee) als productiecurve [MW] als tijdsprofiel.

De kost die gepaard gaat met het reduceren van lokale producties is van dezelfde aard als deze van

de energieproductievermindering van klassieke centrales, namelijk de spreiding van de vaste kosten.

De grootte van de vaste kosten die verrekend worden in de kostprijs per MWh is ook hier afhankelijk

van het aantal geproduceerde uren. Door op bepaalde momenten de energieproductie te reduceren,

heeft dit als gevolg dat de vaste kosten moeten verdeeld worden op een lagere hoeveelheid

geproduceerde energie. De formule is als volgt:

Met:

Eenheidskostprijs productievermindering van een

bepaald type lokale productie

Vaste kosten van een type lokale productie

Geproduceerde energie van een type lokale productie indien

er geen reductie noodzakelijk is.

Geproduceerde energie van een type lokale productie indien er

wel reductie noodzakelijk is.


Deze activiteiten in de kostenplaats profileringskosten dragen bij tot de maatschappelijke kost voor

de integratie van hernieuwbare energie. De kosten vallen ten laste van de producenten en worden

doorgerekend in de energieprijs.

Op de volgende illustratie zijn de verschillende types cost drivers gevisualiseerd (indien de

overproductiegrens gelijk wordt gesteld aan nul):

Figuur 29: Cost drivers profileringskosten gevisualiseerd op de duurcurves (Ueckerdt, Hirth, Edenhofer, & Luderer, 2013)

In het onderdeel ‘5.8 Globaal integratiekostenmodel’ is het globaal kostenmodel schematische

weergegeven.


5.7 Productvariabelen

Voor elk van de gedefinieerde kostenplaatsen zijn de activiteiten met de bijhorende cost drivers in

kaart gebracht. Om het volume van de verschillende cost drivers te bepalen zijn de noodzakelijke

wiskundige bewerkingen opgenomen in het kostenmodel. Er kan gesteld worden dat de

verschillende producten, in deze context de verschillende vormen van hernieuwbare energie, een

grote impact hebben op het bepalen van het volume van iedere cost driver. In de volgende tabel

worden de productvariabelen die een impact hebben op de berekening van het volume van de cost

driver weergegeven:

WKK:

Geïnstalleerd productievermogen

Lokale productiecurve

Globale productiecurve

PV:




Afwijking voorspelling

Wind op land:





Wind op zee:




Tabel 7: Productvariabelen hernieuwbare energie

Het model kan eveneens verder uitgebreid worden met meerdere producten hernieuwbare energie

(vb. nieuwe productietechnologie: golfgetijden-energie,…). Hierbij moeten bij elk nieuw product de

productvariabelen worden bepaald.

Aangezien deze producten worden geïntegreerd in een energiesysteem zijn ook de relevante

kenmerken van dat energiesysteem van belang. Om dit te integreren in het kostenmodel is er een

extra product aangemaakt die al de belangrijke residu-gegevens bevat. M.a.w. een product met de

eigenschappen van het onderzochte energiesysteem die een impact hebben op het kostenverloop.

Dit product wordt als ‘energiesysteem’ gedefinieerd en heeft volgende productvariabelen:


Energiesysteem:

Lokale consumptiecurve

Globale consumptiecurve

Onthaallimiet beperkte netwerkinvesteringen

Onthaallimiet middelgrote netwerkinvesteringen

Geïnstalleerde capaciteit kerncentrales

Geïnstalleerde capaciteit koolcentrales

Geïnstalleerde capaciteit gascentrales

Overproductiegrens

Tabel 8: Productvariabelen energiesysteem

Deze productvariabelen kunnen uitgebreid worden met meerdere vormen van klassieke centrales,

bijvoorbeeld een dieselcentrale. De opname in het kostenmodel gebeurt analoog aan de

gepresenteerde methodieken.

Door het aanmaken van een extra product ‘energiesysteem’ zijn deze paramaters aanpasbaar per te

onderzoeken energiesysteem (vb. de productvariabelen in Nederland zullen andere waarden hebben

dan in België). Verder laat dit ook toe om het model te gebruiken bij toekomstige scenario’s,

bijvoorbeeld:

Evoluerende consumptieprofielen: Bijvoorbeeld door de komst van elektrische wagens,

batterijen,… zal het consumptieprofiel gewijzigd worden.

Verhoging van de onthaallimieten van de investeringen door de ontwikkeling van nieuwe

beheerstechnieken (smart grids) door de netbeheerders.

Beslissingen van de overheid betreffende klassieke centrales: De impact van bijvoorbeeld het

sluiten van kerncentrales op de integratiekost kan bepaald worden.

…


5.8 Globaal integratiekostenmodel

5.8.1 Schematische weergave kostenmodel

Op onderstaande figuur is het volledige kostenschema weergegeven om de jaarlijkse integratiekost

te bekomen. Bij wiskundige bewerkingen waarbij de volgorde van de termen van belang is

(voorbeeld bij een verschil (-) ), zijn letters toegevoegd. De volgorde van de termen is de alfabetische

volgorde in de vergelijking (vb: een verschil: (a) – (b) ).

Figuur 30: Globaal integratiekostenmodel (totaal)


Deel 1/5

Figuur 31: Globaal integratiekostenmodel (Deel 1/5)


Deel 2/5



Deel 3/5



Deel 4/5



Deel 5/5



5.8.2 Algemeen overzicht activiteiten en cost drivers

In onderstaande tabel is een overzicht van de kostenplaatsen, activiteiten, cost drivers en de aard

van de eenheidskost drivers weergegeven:

* Deltakost: Deze kost omvat enkel de stijging van de kost per megawattuur ten gevolge van de spreiding van de vaste kosten over een lager aantal vollasturen, zie ook ‘5.6.2 Cost drivers’.

Tabel 9: Overzichtstabel kostenmodel

Kostenplaats Activiteit Kostdriver Aard van de eenheidskost

Beperkte netwerkinvesteringenInjectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

lokale uitbreiding of netversterking [MW]Afschrijvingskost

Middelgrote netwerkinvesteringenInjectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

ruggengraatinvesteringen [MW]Afschrijvingskost

Grote netwerkinvesteringenInjectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

grote structurele investeringen [MW]Afschrijvingskost

Aanleggen secundaire reserves Secundaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] Reserveringskost

Aanleggen tertaire reserves Tertiaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] Reserveringskost

Activeren van reservesEnergiebehoefte secundaire reserve + tertiaire

reserve [MWh]Activeringskost

Aanleggen back-upvermogen Back-up capaciteitsbehoefte [MW]Reserveringskost en/of

installatiekost

Vermindering productie-uren kerncentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor

kerncentrales [MWh]

Deltakost* ten gevolge van

minder draaiuren

Vermindering productie-uren koolcentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor

koolcentrales [MWh]


minder draaiuren

Vermindering productie-uren gascentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor

gascentrales [MWh]


minder draaiuren

Reduceren overschot aan WKK-productieHoeveelheid WKK-energie die te veel wordt

geproduceerd [MWh]


minder draaiuren

Reduceren overschot aan PV-productieHoeveelheid PV-energie die te veel wordt

geproduceerd [MWh]


minder draaiuren

Reduceren overschot aan windproductie

op land

Hoeveelheid windenergie op land die te veel

wordt geproduceerd [MWh]


minder draaiuren

Reduceren overschot aan windproductie

op zee

Hoeveelheid windenergie op zee die te veel

wordt geproduceerd [MWh]


minder draaiuren

Netwerkinvesteringen

Balanceren van het

energiesysteem

Profileren


5.8.3 Algemeen overzicht productvariabelen

In onderstaande tabel zijn alle productvariabelen weergegeven:

Tabel 10: Overzicht productvariabelen in het kostenmodel

Product Productvariabelen eenheid

Geïnstalleerd productievermogen MW

Lokale productiecurveTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)

Globale productiecurveTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)

Afwijking voorspelling %



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)



kwartierwaarden)

Globale consumptiecurveTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)

Onthaallimiet beperkte

netwerkinvesteringenMW

Onthaallimiet middelgrote

netwerkinvesteringenMW

Geïnstalleerde capaciteit kerncentrales MW

Geïnstalleerde capaciteit koolcentrales MW

Geïnstalleerde capaciteit gascentrales MW

Overproductiegrens MW

Wind op zee

Energiesysteem

WKK

PV

Wind op land


5.9 Besluit

Het kostenmodel voor de maatschappelijke kost ten gevolge van de integratie van hernieuwbare

energie is opgesteld aan de hand van een bottom-up benadering van de methode Activity-based

costing.

Er zijn drie kostenplaatsen gedefinieerd aan de hand van de technische aard van de kosten, namelijk:

netwerkinvesteringen, balanceren van het energiesysteem en profileren. In elk van deze

kostenplaatsen zijn verschillende activiteiten met de bijhorende cost drivers bepaald.

De activiteiten uit de kostenplaats ‘netwerkinvesteringen’ hebben betrekking op de investeringen in

activa om een bepaalde energiebron te onthalen op het energienetwerk. De activiteiten bestaan uit

beperkte netwerkinvesteringen, middelgrote netwerkinvesteringen en grote netwerkinvesteringen.

De belangrijkste cost driver is de grootte van de injectiepiek. Aangezien het investeringen in activa

zijn moeten, bij het bepalen van de kost per eenheid cost driver, de afschrijvingsmethodiek en de

restwaarde in rekening worden gebracht.

In de kostenplaats ‘balanceren van het energiesysteem’ zijn eveneens drie activiteiten te

onderscheiden, namelijk: aanleggen van secundaire reserves, aanleggen van tertiaire reserves en het

activeren van deze reserves. De voorspellingsfout van hernieuwbare energie en de volatiliteit zijn de

cost drivers binnen deze kostenplaats.

Ten slotte hebben de activiteiten uit de kostenplaats ‘profileren’ betrekking op het aanleggen van

back-upvermogen, het verminderen van productie-uren van klassieke centrales en het reduceren van

de overtollige energie. Voor de klassieke centrales wordt er rekening gehouden met kerncentrales,

koolcentrales en gascentrales. De cost drivers zijn afhankelijk van de globale consumptiecurve en de

globale productiecurves. Ook de invoering van een overproductiegrens heeft impact op de

verschillende activiteiten.

De impact van een bepaald product hangt af van de eigenschappen van dat product. Deze

eigenschappen zijn gedefinieerd als de productvariabelen. Er zijn 5 producten bepaald met elk hun

eigen productvariabelen. Dit laat toe om het kostenmodel ook te gebruiken voor toekomstige

scenario’s ten gevolge van technologische ontwikkelingen of politieke beslissingen.


6 Integratiekosten in België

6.1 Inleiding

In dit hoofdstuk wordt het kostenmodel uit het voorgaand hoofdstuk toegepast op het Belgisch

energiesysteem voor de periode van 1 februari 2014 tot 1 februari 2015. Dit rollend jaar bevat de

meest recente beschikbare gegevens die, op moment van de start van de analyse, verkregen zijn van

de netbeheerders. Naast deze gegevens verkregen van de netbeheerders, wordt er ook beroep

gedaan op verschillende literatuurstudies en publicaties om bepaalde kerngetallen uit het

kostenmodel te achterhalen. Achtereenvolgens worden de productvariabelen, het volume van de

cost drivers en de kost per eenheid cost drivers toegelicht om ten slotte de maatschappelijke

integratiekost te bepalen.

6.2 Productvariabelen in het Belgisch energiesysteem

6.2.1 Onderzoek productvariabelen voor de hernieuwbare energieproducten:

In dit onderdeel worden de productvariabelen voor WKK, PV, windenergie op land en windenergie op

zee onderzocht.

6.2.1.1 Geïnstalleerd productievermogen

Voor de gegevens van het totaal geïnstalleerd productievermogen per type technologie in België

wordt er beroep gedaan op de gegevens van 2014 opgesteld door de federatie van de Belgische

elektriciteits- en gasbedrijven (FEBEG). Het geïnstalleerde productievermogen wordt weergegeven in

de volgende tabel:

Geïnstalleerd productievermogen 2014

Technologie geïnstalleerd productievermogen

WKK* 1150 MW

PV 3000 MW

Wind op land 1246 MW

Wind op zee 712 MW

Totaal 6108 MW * Dit is het geïnstalleerd productievermogen afkomstig uit hernieuwbare energiebronnen. Er bestaan ook WKK’s waarbij de energie niet afkomstig is uit hernieuwbare energie (vb. aardgas).

Tabel 11: Geïnstalleerd productievermogen hernieuwbare energie 2014 voor kostenmodel (Statistiek elektriciteit, 2015)


6.2.1.2 Productiecurves

Om de globale en lokale productiecurves van de hernieuwbare energie te bepalen wordt gebruik

gemaakt van de AMR-groenestroomtellingen14 van de verschillende types productiebronnen

(geanonimiseerde data). Deze tellingen zijn in de vorm van kwartierwaarden beschikbaar gesteld

door de netbeheerders in dezelfde periode als de onderzochte periode voor de consumptie (van

01/02/2014 tot 01/02/2015). Om de confidentialiteit van de gegevens te waarborgen worden in dit

thesisverslag de resultaten enkel in geaggregeerde vorm gevisualiseerd. De referentiecurve per

productietechnologie wordt opgesteld door gebruik te maken van het gewogen gemiddelde van de

AMR-tellingen van willekeurige producties die verspreid zijn over heel Vlaanderen (30 WKK-

installaties, 40 zonneparken (aangesloten op het middenspanningsnet) en 23 windmolenparken)

voor elk van de 35040 kwartieren, en herleid tot een referentiecurve tussen 0 en 100%. Deze

referentiecurves per technologie worden gebruikt om de globale en de lokale productiecurves te

bepalen. De globale productiecurves worden bekomen door de referentiecurve van de betreffende

technologie te vermenigvuldigen met het geïnstalleerd vermogen. De lokale productiecurves worden

bekomen door de referentiecurve te vermenigvuldigen met de gemiddelde grootte van een type

productiebron:

Voor WKK (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014) wordt als gemiddelde

grootte 1600kW genomen. Dit is het gewogen gemiddelde uit de bijlagen van de potentieel

studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen.

Zonne-energie bestaat hoofdzakelijk uit kleine installaties. Om het effect op het energienet

te bepalen wordt het geaggregeerd gemiddelde per vertrekkende feeder uit een

transformatorenstation15 gezocht. Uit historische analyse uitgevoerd op de gegevens

verkregen van de netbeheerders van 173 transformatorenstations kan het volgende afgeleid

worden:

Gegevens 2014

Aantal onderzochte transformatorenstations = 173

Totaal geïnstalleerd vermogen PV op het middenspanningsnet (173 TS-en) 623236 kW

Gemiddeld geïnstalleerd vermogen PV op het middenspanningsnet per transformatorenstation 3603 kW

Gemiddeld geïnstalleerd vermogen PV op het laagspanningsnet per transformatorenstation 4364 kW

Totaal gemiddelde PV/TS 7967 kW

Gemiddelde PV/feeder 319 kW

Tabel 12: Verdeling geïnstalleerd vermogen zonne-energie per feeder

14 AMR-groenestroomtellingen (Automatic Meter Reading) = Tellingen die de opgewekte energie van de

hernieuwbare productiebronnen meten en automatisch worden uitgelezen door de netbeheerders. 15

Transformatorenstation = Een koppelpunt tussen de TNB en DNB waarbij de spanning wordt getransformeerd van hoogspanning naar middenspanning.


In het model wordt 320kW aangenomen als gemiddelde grootte van de geaggregeerde

zonne-energie per feeder.

Voor windenergie op land wordt uitgegaan van een gemiddelde aansluitcapaciteit van

3000kW. Dit is het huidige standaard productievermogen voor windturbines die onder

andere geplaatst worden in de Haven van Antwerpen (Windmolenpark Wind aan de Stroom,

2015).

Zoals reeds werd toegelicht in het voorgaande hoofdstuk is de lokale productiecurve voor

windenergie op zee niet relevant gezien er op zee geen lokale consumptie aanwezig is.

Er kan sterk gedebatteerd worden over de aanvaardbaarheid van bovenstaande assumpties. De

kracht van het kostenmodel is dat de input van de productvariabelen kan gewijzigd worden en

daaruit de impact op de maatschappelijke integratiekost direct kan vastgesteld worden.

Op onderstaande figuur is de referentiecurve voor WKK-energie in België weergegeven:

Figuur 36: Referentiecurve WKK-energie

Er kan vastgesteld worden dat de energie geproduceerd door de WKK’s hoger is in de winter dan in

de zomer. Dit is in lijn met de verwachtingen aangezien de productie van energie bij deze

energiebron een nevenproduct is, want de productie is afhankelijk van de warmtevraag. Deze

warmtevraag is hoger in de winter (de temperatuur is dan lager) dan in de zomer. Op volgende figuur

is de referentieduurcurve voor WKK-energie weergegeven:


Figuur 37: Referentieduurcurve WKK-energie

Uit bovenstaande grafiek kan afgeleid worden dat:

Er 5% van de tijd een productie van meer dan 90% aanwezig is.

De minimale productie die continu aanwezig is 15% van het geïnstalleerd vermogen is.

Er ongeveer 5% van de tijd een productie lager dan 30% van het geïnstalleerd vermogen

aanwezig is.

Verder kan uit bovenstaande gegevens het aantal vollasturen uitgerekend worden door de totale

MWh-waarden te delen door het geïnstalleerd vermogen. De vollasturen bedragen 5738 uren. In de

potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens,

& Valkering, 2014) wordt er rekening gehouden met vollasturen tussen de 4500 en de 7900,

afhankelijk van het type brandstof. De gegevens afkomstig uit de effectieve AMR-tellingen liggen in

dezelfde grootteorde.

Op onderstaande figuur is de referentiecurve voor zonne-energie weergegeven:

Figuur 38: Referentiecurve zonne-energie

Hier kan er vastgesteld worden dat de productie in de zomermaanden beduidend hoger ligt dan in de

wintermaanden. Op de volgende figuur is de referentieduurcurve voor zonne-energie opgesteld:


Figuur 39: Referentieduurcurve zonne-energie

Er kan vastgesteld worden dat een installatie voor zonne-energie maar de helft van de tijd in het jaar

effectief produceert. Dit is in lijn met hetgene dat er verwacht wordt aangezien zonnepanelen enkel

overdag energie opwekken. Het is ook opmerkelijk dat er maar 10% van de tijd een effectieve

productie van meer dan 50% van het geïnstalleerd productievermogen aanwezig is. Met andere

woorden is 90% van de tijd de effectieve productie van een zonne-installatie kleiner dan 50% van het

geïnstalleerd vermogen. Het equivalent aantal vollasturen van de referentiecurve is gelijk aan 1237.

In vergelijking met de literatuur (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014) is dit aan

de hoge kant. In hun studie houden ze rekening met 900 vollasturen. Het verschil is te verklaren aan

de toegepaste methodiek van het gewogen gemiddelde waarbij het geïnstalleerd vermogen in dit

onderzoek wordt gelijkgesteld aan de maximale productiepiek van het gewogen gemiddelde. In de

literatuur wordt er gekeken naar het vermogen van de convertor.

Ten slotte wordt de referentiecurve van windenergie gevisualiseerd:

Figuur 40: Referentiecurve windenergie

Uit bovenstaande grafiek kan er afgeleid worden dat de windenergie het grootst was in de herfst en

in de winter. De grillige productievorm is ook opmerkelijk. De referentieduurcurve is weergegeven in

de volgende grafiek:


Figuur 41: Referentieduurcurve windenergie

Er kan vastgesteld worden dat bij windenergie-installaties er 10% van de tijd een productie aanwezig

is van meer dan 60%. De curve is ook minder steil in vergelijking met de referentieduurcurve van

zonne-energie. Het aantal vollasturen van de opgestelde referentiecurve bedraagt 2012 uren. Dit is

volledig in lijn met de literatuur (Duerinck, Wetzels, Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014) waarbij

er sprake is van 2050 vollasturen voor windmolens op land. Voor windmolens op zee bekomt de

literatuur een hoger aantal vollasturen, namelijk van 2500 tot 3500 vollasturen afhankelijk van het

vermogen van de windturbine. Helaas zijn er voor deze studie geen meetgegevens beschikbaar

gesteld van windenergie op zee (het aantal productietellingen van windenergie op zee is nog te laag

om confidentialiteit te waarborgen) door de netbeheerders waardoor er geen onderscheid kan

gemaakt worden tussen de productiecurve van een windmolen op land t.o.v. een productiecurve van

een windmolen op zee. In het model wordt voor beide type locaties dezelfde referentie

windproductiecurve gebruikt.

In het integratiekostenmodel is het van belang om de referentiecurves (niet de referentieduurcurves)

te gebruiken. Dit omdat de gelijktijdigheden tussen de verschillende producties en de consumptie

van belang zijn (zoals reeds werd toegelicht in het voorgaande hoofdstuk).

6.2.1.3 Afwijking voorspelling

Een studie (Hannele Holttinen et al., 2009-2011) in Duitsland toont aan dat een typische

voorspellingsfout voor een alleenstaande windturbine, één dag op voorhand, zich tussen de 8% en

de 12% bevindt. Indien de voorspelling windparkoverschrijdend wordt uitgevoerd, wordt er een veel

nauwkeuriger resultaat bekomen, namelijk 4% (MAE).


Op de volgende grafiek (SensufuB F., 2011) wordt de accuraatheid van de windvoorspelling ten

opzichte van de spreiding van het windpark geïllustreerd, gebaseerd op de resultaten van een studie

uit Duitsland:

Figuur 42: MAE bij een spreiding van de windparken (SensufuB F., 2011)

Ook voor zonne-energie kunnen we dezelfde lijn doortrekken en is de voorspellingsfout op

individueel niveau groter dan bij de aggregaties van meerdere zonne-energie-installaties (Sophie

Pelland, October 2013).

De langste vogelvluchtafstand (Fiche België, 2015) in België bedraagt 280km. Deze afstand is

beduidend kleiner dan de straal van 400km om optimaal te kunnen genieten van het voordeel van de

voorspellingsaccuraatheid van het spreidingseffect. Elia houdt in hun studie omtrent de bepaling van

de onevenwichtsreserves (Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor

2014, 2013) rekening met een gemiddelde absolute afwijking van:

Wind op land: 5,9%

Wind op zee: 8,2%

PV: 5,2%

Er kan opgemerkt worden dat de accuraatheid van de voorspellingen voor de windmolens op zee

beduidend slechter is dan de windmolens op land. Dit is enerzijds te wijten aan een korte kustlijn van

72,3km (Geografie van België, 2015) met gering spreidingseffect tot gevolg en anderzijds door de

aanwezigheid van sterke windvlagen waardoor de windmolen in veiligheid gaat om overbelasting van

de structuur van de windmolen te voorkomen (Wellens, Vaquette, Zaman, & Van Roost, 2012).

0

2

4

6

8

10

12

0

10

0

20

0

30

0

40

0

50

0

60

0

70

0

80

0

90

0

10

00

MA

E va

n d

e w

ind

par

kagg

rega

tie

[%]

Zone (straal) verspreiding windparken [km]

Afwijking windenergie-voorspelling

MAE van dewindparkaggregatie[%]


6.2.2 Onderzoek productvariabelen voor het product ‘energiesysteem’

6.2.2.1 Globale en lokale consumptiecurve

Het energieverbruik in België voor de geanalyseerde periode is op maandbasis weergegeven in

onderstaande tabel.

Energieverbruik in België

Maand Jaar Energie

Februari 2014 6739 GWh

Maart 2014 6826 GWh

April 2014 6283 GWh

Mei 2014 6282 GWh

Juni 2014 5982 GWh

Juli 2014 6089 GWh

Augustus 2014 6116 GWh

September 2014 6257 GWh

Oktober 2014 6799 GWh

November 2014 6738 GWh

December 2014 7317 GWh

Januari 2015 7641 GWh

Totaal 79069 GWh

Tabel 13: Energieverbruik in België ( (Statistieken en gegevens, 2015) , (Elektriciteitsstromen in België, 2015))

Als inputvariabelen voor de producteigenschappen van het kostenmodel zijn een globale en lokale

consumptiecurve nodig. De consumptiecurve is niet zomaar voorhanden, maar kan opgesteld

worden uit meetgegevens van de netbeheerders.

Als meetgegevens worden de koppelpunttellingen tussen de transportnetbeheerder en de

distributienetbeheerders gebruikt. In deze tellingen zit de consumptie en de productie van de

middenspanningsklanten en de laagspanningsklanten.

Om een referentieprofiel op te stellen zijn er 80 koppelpunten in rekening gebracht. Voor elk van

deze koppelpunten zijn de tellingen verminderd met de getelde productiebronnen op datzelfde

kwartier, en dit voor alle 35040 kwartieren (aantal kwartieren op een jaar). De uiteindelijke

consumptie op deze tellingen omvat 9898,5 GWh. Dit is 12,5% van het volledige energieverbruik van

België. De vorm van consumptiecurve is representatief voor het volledig energieverbruik van België.


De consumptiecurve voor België ziet er als volgt uit:

Figuur 43: Consumptiecurve België

Uit bovenstaande grafiek kan er o.a. afgeleid worden dat:

In de winter de vraag naar energie groter is dan in de zomermaanden.

In het weekend het verbruik in België lager ligt dan in de week.

In de kerstvakantie (22/12/2014 tot 04/01/2015) er een duidelijk lagere vraag naar energie

is.

Op de volgende figuur wordt de bovenstaande consumptiecurve herleid tot een

consumptieduurcurve:

Figuur 44: Consumptieduurcurve België

De consumptieduurcurve geeft een weergave van het consumptieverloop waarbij de

kwartierwaarden gesorteerd zijn van groot naar klein. Door deze visualisatietechniek is het mogelijk

enkele bijkomende vaststellingen te maken:

Het piekvermogen van 14,2GW is maar enkele keren in het jaar voorgekomen. Als dit

vergeleken wordt met de literatuur (De Belgische groothandelsmarkt bij stroomschaarste

en stroomtekort, 2014) is dit aan de hoge kant. Gemiddeld was het maximaal afgenomen


vermogen voor de periode 2007-2013 rond de 13,5GW. De hoogste piek bedroeg

14,03GW en werd in 2007 vastgesteld.

Het minimaal vermogen was in de onderzochte periode nooit kleiner dan 5GW. In 2013

was het minimumverbruik 5,9GW (De Belgische groothandelsmarkt bij stroomschaarste

en stroomtekort, 2014).

90% van de tijd gedraagt de duurcurve zich quasi lineair.

De lokale consumptiecurve is een plaatsafhankelijke parameter (vb. industriezone, residentiële

gebruikerszone, landbouwzone,…) en moeilijk in te schatten. In deze analyse wordt aangenomen dat

de lokale consumptiecurve dezelfde vorm heeft als de globale consumptiecurve, dit ongeacht de

verbruikerszone. De gemiddelde energie die vervoerd wordt over de middenspanningskabels, wordt

als volgt ingeschat:

Schatting van het aantal koppelpunten: 350 transformatorenstations.

Schatting van het aantal vertrekkende kabels, die de energie verder verdelen, uit een

transformatorenstation: 25 kabels.

Dit geeft de volgende Lokale energieconsumptie:

De volgende duurcurve wordt bekomen:

Figuur 45: Lokale consumptieduurcurve

Deze consumptiecurves worden gebruikt als producteigenschappen van het product

‘energiesysteem’ in het kostenmodel.


6.2.2.2 Onthaallimieten Belgisch netwerk

Om de onthaallimieten van het netwerk te bepalen wordt als basis de studie uitgevoerd door het

studiebureau VITO (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) gebruikt. Deze studie is gemaakt in

samenwerking met de netbeheerders en werd reeds toegelicht in ‘3.2.2 Investeringskosten’. In de

studie zijn drie classificaties gemaakt: groene, oranje en rode clusters. De kleurcode bepaalt de

geschatte investering om bepaalde installaties aan te sluiten (de grootte van de investering komt

later in dit hoofdstuk nog aan bod bij de bepaling van de kost per eenheid cost driver). De studie is

gemaakt via een top-downbenadering waarbij eerst het potentieel zonne-energie en WKK-energie

werd aangesloten, om dan de resterende beschikbare capaciteit aan de windclusters toe te kennen.

Er werd verondersteld dat deze zonne-energie en WKK-energie onthaalbaar was op het bestaande

net of mits beperkte investeringen.

Bij het opmaken van onderstaande tabel is rekening gehouden met het aansluitvermogen zoals

weergegeven in ‘Bijlage 1: Eindresultaat Studie: Onthaalcapaciteit decentrale productie in

Vlaanderen ’.

Vlaanderen P [MW]

Wallonië* P [MW]

Totaal P [MW]

Geïnstalleerde LP's** 2740 1827 4567

Groen 4456*** 2971 7427

Oranje 1017 678 1695

Rood Overige *Voor de gegevens van Wallonië werd een 60/40 factor toegepast ** Geïnstalleerde LP’s bevat: WKK (hernieuwbare en niet-hernieuwbare brandstof), PV en wind op land op moment van de VITO-studie. ***In het weergegeven groenvermogen voor Vlaanderen zit omvat 1157MW WKK-energie, 1700MW PV-energie en 1599MW windenergie.

Tabel 14: Overzicht resultaten VITO-studie (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

In de studie van dit thesisverslag worden de aannames uit de VITO-studie betreffende de

aansluitbaarheid van WKK- en PV-installaties effectief bepaald door te werken met lokale

productiecurves en consumptiecurves, gezien er wordt rekening gehouden met de effectieve

gelijktijdigheden. In het opgestelde kostenmodel worden voor de onthaallimieten voor het Belgisch

energiesysteem volgende gegevens in acht genomen:

Onthaallimiet mits beperkte netwerkinvesteringen: Geïnstalleerde LP’s vermeerderd met

windenergie in Vlaanderen en Wallonië die zich in de groene clusters bevinden: 7232MW

(4567+1599+1599*40/60). Hierbij wordt ervan uitgegaan dat de reeds geïnstalleerde


installaties (op moment van de aangehaalde Vito-studie) werden aangesloten uitsluitend

door beperkte netwerkinvesteringen.

Onthaallimiet mits middelgrote netwerkinvesteringen: 1695MW bijkomende

aansluitcapaciteit.

Indien het geïnstalleerd productievermogen van hernieuwbare energie op land groter is dan

8927MW (7232+1695), dan zijn grote investeringen noodzakelijk, evenals voor het geïnstalleerd

productievermogen van windenergie op zee.

6.2.2.3 Geïnstalleerde capaciteit klassieke centrales

Onderstaande tabellen geven een overzicht van de klassieke centrales in België (Productiepark, 2015)

Kerncentrales Generation plant Technical Nominal Power (MW)

DOEL 1 433 DOEL 2 433 DOEL 3 1006 DOEL 4 1039

TIHANGE 1N 481 TIHANGE 1S 481 TIHANGE 2 1008 TIHANGE 3 1045,8

totaal 5926,8

Tabel 15: Kerncentrales België (Productiepark, 2015)

Koolcentrales Generation plant Technical Nominal Power (MW)

LANGERLO 1 235 LANGERLO 2 235

totaal 470

Tabel 16: Koolcentrales België (Productiepark, 2015)

Gascentrales Generation plant Technical Nominal Power (MW) ANGLEUR TG 41 64 ANGLEUR TG 42 64 HAM-GENT WKK 52

HAM31 58 HAM32 58

RINGVAART STEG 357 Amercoeur 1 R TGV 451 DROGENBOS GT0 48 DROGENBOS TGV 465

HERDERSBRUG STEG 465 SAINT-GHISLAIN STEG 350

Zandvliet Power 384 Marcinelle Energie (Carsid) 405 LANGERLO 3 REPOWERING 43 LANGERLO 4 REPOWERING 43

INESCO WKK 138 T-power Beringen 422

totaal 3867

Tabel 17: Gascentrales België (Productiepark, 2015)


6.2.2.4 Overproductiegrens voor hernieuwbare energie

De Belgische kerncentrales (Battle of the grids, 2011) kunnen niet omgaan met plotse veranderingen

in de energievraag. De kerncentrales zijn ontworpen om continu de basislast te dragen. Dit kan als

gevolg hebben dat bijvoorbeeld windturbines worden uitgeschakeld tijdens periodes waarin het

aanbod aan elektriciteit groter is dan de vraag naar elektriciteit. Er wordt gesteld dat in België 85%

van de beschikbare capaciteit aan kernenergie instaat voor de basislast. In het model komt dat neer

op een overproductiegrens van 5000MW.


6.2.3 Overzicht productvariabelen

In de volgende tabel is een overzicht van alle productvariabelen weergegeven:

Tabel 18: Overzicht productvariabelen in het kostenmodel toegepast op België

Product Productvariabelen Type eenheid

Geïnstalleerd productievermogen 1150 MW

Lokale productiecurve Referentiecurve * 1,6MWTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)

Globale productiecurve Referentiecurve * 1150MWTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)

Afwijking voorspelling 5,20 %


Lokale productiecurve Referentiecurve * 3MWTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)


Lokale productiecurve curve opgesteldTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)

Globale consumptiecurve curve opgesteldTijdreeks (vermogen op

kwartierwaarden)


netwerkinvesteringen7232 MW



Geïnstalleerde capaciteit kerncentrales 5926,8 MW

Geïnstalleerde capaciteit koolcentrales 470 MW

Geïnstalleerde capaciteit gascentrales 3867 MW

Overproductiegrens 5000 MW

Wind op zee

Energiesysteem

WKK

PV

Wind op land


Rekening houdend met bovenstaande productvariabelen kan, uit de globale consumptiecurve en de

globale productiecurves, de residuele afname bepaald worden. De globale consumptiecurve wordt

verminderd met de verschillende globale productiecurves op ieder ogenblik (elk kwartier). Het

volgende resultaat, omgezet naar duurcurves, wordt bekomen:

Figuur 46: Consumptie duurcurve en Residueel afname duurcurve in België

Uit deze illustratie kunnen er twee belangrijke aspecten geconcludeerd worden:

Door de reeds aanwezige hernieuwbare energie is er een duidelijke productievermindering

voor de klassieke centrales zichtbaar.

Gezien de residuele afname duurcurve de overproductiegrens snijdt, moet er op bepaalde

momenten hernieuwbare energie gereduceerd worden. Dit omdat er in het kostenmodel

wordt uitgegaan van een gesloten energiesysteem16, in een open energiesysteem zou het

mogelijk kunnen zijn om dit overschot aan energie te verkopen aan het buitenland. Om deze

energie te kunnen verkopen moet er uiteraard in het buitenland ook vraag zijn naar deze

energie. Op 13 maart 2016 (Mortelmans, 2016) heeft deze situatie zich voorgedaan. Er was

te veel productie in de Belgische regelzone naar aanleiding van de heropstart van Tihange 1.

Het gevolg van deze overproductie vertaalde zich in een negatieve energieproductieprijs.

Enerzijds werden onze buurlanden (vb. Nederland) betaald om energie uit België te

importeren en anderzijds zijn windturbines in de Belgische regelzone gestopt met energie te

produceren.

16 Gesloten energiesysteem = een energiesysteem dat geen energie exporteert of importeert van

aangrenzende energiesystemen (landen).


6.3 Volume van de cost drivers

In de volgende tabel zijn de volumes van de verschillende cost drivers komende uit het kostenmodel

weergegeven:

Tabel 19: Volume van de cost drivers in België

Uit het volume van de cost drivers voor het Belgisch energiesysteem in de onderzochte periode kan

er afgeleid worden dat de huidige productiemix van hernieuwbare energie (met uitzondering van

windenergie op zee) kon aangesloten worden mits beperkte netwerkinvesteringen. De som van de

lokale injectiepieken heeft de limiet van 7232MW niet overschreden waardoor er geen middelgrote

investeringen, noch grote netwerkinvesteringen nodig waren. Dit uitgaande van de spreiding van de

lokale producties zoals opgenomen in het kostenmodel (lokale consumptiecurve en lokale

productiecurves).

Kostdriver Volume van de kostdriver

Injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

beperkte netwerkinvesteringen [MW]3728,90


middelgrote netwerkinvesteringen [MW]0,00


grote structurele investeringen [MW]712,00

Secundaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 46,71

Tertiaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 188,93

Energiebehoefte secundaire reserve + tertiaire

reserve [MWh]458417,64

Back-up capaciteitsbehoefte [MW] 0,00

Hoeveelheid energieproductievermindering voor

kerncentrales [MWh]1081148,13


koolcentrales [MWh]893850,20


gascentrales [MWh]9816841,98

Hoeveelheid WKK-energie die te veel wordt

geproduceerd [MWh]136396,75

Hoeveelheid PV-energie die te veel wordt

geproduceerd [MWh]289796,92


wordt geproduceerd [MWh]45013,29


wordt geproduceerd [MWh]25721,88


Voor de aansluiting van de windmolens op zee zijn er steeds structurele netwerkinvesteringen

noodzakelijk. Het volume van deze cost driver is in de huidige situatie gelijk aan het geïnstalleerd

vermogen van de windmolens op zee.

Betreft het volume van de cost drivers in de kostenplaats onevenwichtskosten, zijn de volumes

komende uit het kostenmodel, zoals verwacht, kleiner dan de volumes bepaald door Elia in 2014

(Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014, 2013). Dit is te verklaren

omdat in het integratiekostenmodel er enkel wordt rekening gehouden met de onevenwichten die

verband hebben met hernieuwbare energie, wat tevens ook het doel is van dit model. Elia houdt in

zijn studie rekening met meerdere factoren voor het bepalen van de totale nood aan reserves

(bijvoorbeeld een plotse onbeschikbaarheid van een kerncentrale).

Er is geen nood aan bijkomende back-upcapaciteit. Hieruit kan geconcludeerd worden dat op

momenten van weinig zon, wind of warmtevraag (WKK) er voldoende bestaande productiebronnen

aanwezig zijn om de elektrische energie te voorzien.

De klassieke centrales hebben een duidelijke vermindering van geproduceerde energie. In een eerste

oogopslag kan gesteld worden dat in totaliteit de gascentrales het grootste productieverlies lijden,

gevolgd door de kerncentrales en daarna de koolcentrales. Om de impact per geïnstalleerde

technologie vast te stellen moet het energieproductieverlies in relatie worden gebracht met het

geïnstalleerd vermogen van die technologie. Het volgende resultaat wordt bekomen:

Tabel 20: Productievermindering klassieke centrales in relatie met het geïnstalleerd vermogen

Uit deze tabel kan vastgesteld worden dat de gascentrales de grootste vermindering van draaiuren

hebben, gevolgd door de koolcentrales. De kerncentrales zijn het minst geïmpacteerd.

Productievermindering [MWh] Geïnstalleerd vermogen [MW] Vermindering in draaiuren [h]

kerncentrales 1081148,13 5926,8 182,42

koolcentrales 893850,20 470 1901,81

gascentrales 9816841,98 3867 2538,62


Tot slot kan er vastgesteld worden dat er op vandaag ook een productieverlies voor hernieuwbare

energie ontstaat. De reden hiervoor is dat er in België een overproductiegrens aanwezig is (zie

eerder). Analoog aan de redenering van het productieverlies kan de impact per technologie bepaald

worden:

Tabel 21: Productievermindering hernieuwbare energie in relatie met het geïnstalleerd vermogen

6.4 Kost per eenheid cost driver

In dit onderdeel worden respectievelijk voor de kostenplaatsen netwerkkosten,

systeemonevenwichtskosten en profileringskosten de verschillende eenheidskostprijzen bij de

bijhorende cost drivers bepaald. De kosten worden zo opgesteld dat de kost per eenheid cost driver

op jaarbasis wordt weergegeven.

6.4.1 Netwerkinvesteringen

In het kostenschema zijn voor deze kostenplaats drie eenheidskostprijzen noodzakelijk. Net zoals bij

de productvariabelen wordt hier beroep gedaan op de eerder toegelichte studie onthaalcapaciteit

(Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012) door studiebureau VITO gezien het de enige

kostenreferentie is omtrent de netwerkkosten ten gevolge van hernieuwbare energie in België. Uit

deze studie worden volgende investeringskosten overgenomen:

Beperkte netwerkinvesteringen: 56.000€/MW. Dit is de gemiddelde investeringskost van de

groene clusters. De kost in deze clusters varieert tussen 10k€ en 105k€.

Middelgrote netwerkinvesteringen: 124.000€/MW. Dit is de gemiddelde investeringskost van

de oranje clusters. De kost in deze clusters varieert tussen 105k€ en 200k€.

Grote netwerkinvesteringen: Deze netinvesteringen vallen, in de studie onthaalcapaciteit,

onder de rode categorie (investeringskost >200k€). Een recentere studie (Duerinck, Wetzels,

Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014) houdt rekening met een investeringskost van

500k€/MW voor structurele netinvesteringen voor windmolens op zee. In deze studie wordt

geopteerd om het rekenkundig gemiddelde van de structurele netwerkinvesteringen op te

nemen in het kostenmodel, namelijk 350.000€/MW.

Productievermindering [MWh] Geïnstalleerd vermogen [MW] Vermindering in draaiuren [h]

WKK 136396,75 1150 118,61

PV 289796,92 3000 96,60

Wind op land 45013,29 1246 36,13

Wind op zee 25721,88 712 36,13


Elke netbeheerder (Kruispuntbank van Ondernemingen, 2015) in België verkiest een lineaire

afschrijvingsmethodiek voor de activa betreffende de netwerkinvesteringen. Een degressieve

afschrijving zou ook tot de mogelijkheden kunnen behoren om totale kostendruk gelijk te houden.

Intuïtief zou men kunnen stellen dat er op een oudere kabel omwille van slijtage meer spontane

kabeleffecten kunnen optreden dan bij een nieuwe kabel. Aan de andere kant is de kans op een

kabeldefect ten gevolge van een slechte aanleg bij een nieuwe kabel groter dan bij een bestaande

kabel. In het koninklijk besluit van 12 september 2008 zijn de waarderingsregels voor alle

distributienetbeheerders van België vastgelegd. Meer informatie over de gebruikte

waarderingsmethode van de netbeheerders is terug te vinden in ‘Bijlage 4: Waarderingsregels

netbeheerders: materiële vaste activa’.

Als afschrijvingsperiode in het kostenmodel wordt er voor het Belgisch energiesysteem uitgegaan van

een periode van 25 jaar en een lineaire afschrijvingsmethodiek. Deze levensduur stemt overeen met

de levensduur (Internationaal Energie Agentschap & Nuclear Energy Agency (b), 2010) van

hernieuwbare energie. Uit de waarderingsregels (Koninklijk besluit van de rapportering en

kostenbeheersing door de beheerders van distributienetten voor elektriciteit., 2008) van de

netbeheerders kan er vastgesteld worden dat de geïnvesteerde activa door de netbeheerder wordt

afgeschreven tussen de 33 jaar en de 50 jaar (zie ‘Bijlage 4: Waarderingsregels netbeheerders:

materiële vaste activa’). Voor het bepalen van de netwerkkosten in België wordt de

afschrijvingstermijn van de geïnvesteerde activa van de netbeheerders, voor de aansluiting van

hernieuwbare energie, gelijk gesteld aan de levensduur van de hernieuwbare energie waarvoor de

investering is uitgevoerd. Er wordt gesteld dat de hernieuwbare energie na zijn levensduur niet

wordt vervangen waardoor de initiële investering door de netbeheerders, na de levensduur van de

hernieuwbare energie, overbodig is geworden. Deze aanname is representatief aangezien er op

vandaag geen overheidsregels of mechanismen bestaan omtrent vervangingsinvesteringen van

hernieuwbare energie. Ook de restwaarde wordt gelijk gesteld aan nul omdat de kost om de asset te

recupereren (voorbeeld het terug opgraven van een kabel) niet opweegt tegen de impliciete

restwaarde van het materiaal (vb. koperkabel) en de maatschappelijke hinder (werken langs de

openbare weg).


In volgende tabel is de afschrijvingskost per jaar weergegeven:

Kostenplaats: Netwerkkosten

Kost per eenheid cost driver Investeringskost

[€/MW] Afschrijvingsperiode

[jaar] Kost per jaar: [€/MW/Jaar]

DNB en TNB voor beperkte netwerkinvesteringen 56000 25 2240

DNB en TNB voor middelgrote netwerkinvesteringen 124000 25 4960

DNB en TNB voor grote netwerkinvesteringswerken 350000 25 14000

Tabel 22: Afschrijvingskost netwerkinvesteringen

6.4.2 Balanceren van het energiesysteem

De systeemonevenwichten zijn transparant weergegeven op de website van Elia. Dit kwam eerder

aan bod in ‘3.3.5 De kost van secundaire en tertiaire reserves’. De transparantie over deze kosten is

te verklaren omwille van het feit dat dergelijke types reserves gezocht worden in de energiemarkt.

Een goede marktwerking vereist een transparantie over de hoeveelheid en de prijs.

Om inhoud aan ons kostenmodel van systeemonevenwicht te geven, wordt er rekening gehouden

met de kosten die ontstaan door de reservecapaciteit ter beschikking te stellen. Gezien verschillende

producten binnen één type van reserve bestaan, passen we een wegingsfactor toe gebaseerd op de

geselecteerde reservevolumes in 2014. Dit is weergegeven in onderstaande tabel:

Tabel 23: Het gewogen gemiddelde van de prijzen van systeemonevenwicht

De gemiddelde prijs per eenheid cost driver van de secundaire reserves van het ter beschikking

gesteld vermogen per jaar is 197.100€/MW. Voor de tertiaire reserves bedraagt de gemiddelde

kostprijs van het ter beschikking gesteld vermogen 45.858,60€/MW. Wat betreft de energieprijs bij

de activering van reserves wordt de waarde van 100€/MWh (zie literatuurdeel) voor elk type reserve

aangenomen.

Total

Contracted

Volume[MW]

June 2013year

2014R2-up 120 22,5 197100 50,00% 98550,00

June 2013year

2014R2-down 120 22,5 197100 50,00% 98550,00

June 2013year

2014R3-prod 350 5,5 48180 87,50% 42157,50

October

2013

year

2014R3-DP 50 3,38 29608,8 12,50% 3701,10

197.100,00 €

45.858,60 €

Average

Price/reserve

[€/MW/Year]

Weigt factor x

Average Price

[€/MW/Year]

Average

Price[€/MW/Year]

R2

R3

Weigt factor

Tendering &

Contracting

Period

Delivery

Period

Reserve

Type

Reserve

Product

Average

Price[€/MW/h]


6.4.3 Profileren

In deze kostenplaats dienen volgende eenheidskostprijzen worden bepaald voor het Belgisch

energiesysteem:

Kostprijs ter beschikking gesteld vermogen back-upcapaciteit [€/MW]

Kostprijs energieproductievermindering klassieke centrales [€/MWh]

Kostprijs reductie van overtollige energie [€/MWh]

6.4.3.1 Kost ter beschikking gesteld vermogen back-upcapaciteit

Deze kost weerspiegelt de bijkomende installatie (bijvoorbeeld het bouwen van een gascentrale,

turbojet,…) van back-upcapaciteit indien de opgewekte energie uit de hernieuwbare energiebronnen

op bepaalde momenten ontoereikend is om de volledige energievraag te dekken. Gezien er in België

in de onderzochte periode voldoende capaciteit is geïnstalleerd (zie volume van de kostdrivers), is er

in België in de huidige situatie geen nood om centrales bij te bouwen. De kost wordt in deze case

gelijk gesteld aan nul.

6.4.3.2 Kostprijs energieproductievermindering klassieke centrales

Voor het bepalen van de energieproductievermindering van klassieke centrales wordt beroep gedaan

op een studie van het Internationaal Energie Agentschap (Projected Costs of Generating Electricity,

2010). Deze studie werd eerder toegelicht in het literatuurgedeelte. Samenvattend kan voor België

volgende tabel worden opgesteld:

USD Vaste kost Variabele kosten Totale kosten

Type Investeringskost

[USD/MWh]

Beheer en onderhoud

[USD/MWh]

Brandstofkosten [USD/MWh]

Totaal Variabele kosten

[USD/MWh] LCOE [USD/MWh]

Kerncentrale 44,53 7,2 9,33 16,53 61,06

Koolcentrale 21,2 8,73 52,39 61,12 82,32

Gascentrale 18,91 5,71 72,28 77,99 96,9

Tabel 24: Vaste en variabele kosten klassieke centrale in USD, 2008 (Projected Costs of Generating Electricity, 2010)

Bovenstaande vaste kosten, uitgedrukt in USD per megawattuur, zijn tot stand gekomen door

rekening te houden met een beschikbaarheid van de centrale van 85% op jaarbasis. Dit is equivalent

aan 7446 vollasturen per jaar. De levensduur van een kerncentrale, koolcentrale en gascentrale is

respectievelijk 60 jaar, 40 jaar en 30 jaar.


De studie uitgevoerd in 2010 is gebaseerd op gegevens uit 2008. Doch worden deze gegevens als

actueel beschouwd omdat het productiepark van klassieke centrales in tussentijd nagenoeg niet is

gewijzigd. De wisselkoers EUR/USD bedroeg op het moment van deze studie 0,68. Verder wordt de

inflatie algemeen in rekening gebracht om de bedragen te actualiseren naar 2015. Er wordt geen

rekening gehouden met het specifiek verloop van de individuele prijzen in deze periode (vb.

prijsverloop van de verschillende types brandstoffen). Gegevens over de inflatie zijn terug te vinden

in ‘Bijlage 5: Historisch gemiddelde inflatie België’. Ten slotte wordt er een aanpassing gedaan aan de

levensduur van een kerncentrale die van 60 jaar naar 50 jaar wordt teruggebracht, conform het

Belgisch energiesysteem (zie het deel ‘1.4 Kernuitstap’).

De actualisatie van de gegevens is weergegeven in onderstaande tabel:

EUR 2015 Vaste kost Variabele kosten Totale kosten


[€/MWh]

Beheer en onderhoud [€/MWh]

Brandstofkosten [€/MWh]

Totaal Variabele kosten [€/MWh]

LCOE [€/MWh]

Kerncentrale 42,09 5,67 7,35 13,02 55,1

Koolcentrale 16,70 6,88 41,27 48,15 64,8

Gascentrale 14,90 4,50 56,94 61,44 76,3

Tabel 25: Vaste en variabele kosten klassieke centrale in EUR, 2015

Het kostenverloop wordt grafisch voorgesteld op volgende figuur:

Figuur 47: Illustratie vaste en variabele kosten - klassieke centrales - België 2015


Op de grafiek zijn enkele bijzondere punten aangeduid:

Snijpunt (a): Uit dit snijpunt tussen enerzijds de kostencurve van de kerncentrale en

anderzijds de kostencurve van de koolcentrale kan er geconcludeerd worden dat, in een

Belgisch energiesysteem, kernenergie de efficiëntste kostenenergiebron is indien deze meer

dan ±6300 vollasturen draait. Maatschappelijk gezien kan er dus gesteld worden dat de

geïnstalleerde kernenergie zoveel mogelijk moet benut worden.

Snijpunt (b): Is de economische afweging tussen kernenergie en energie uit gas indien er

geen koolcentrale zou aanwezig zijn. Het kantelpunt (b) bevindt zich op ±5000 vollasturen.

Snijpunt (c): Hier kan dezelfde redenering worden opgebouwd als bij snijpunt (a), maar dan

voor de afweging tussen energie afkomstig van gas ten opzichte van energie afkomstig van

kolen. Het snijpunt bevindt zich op ongeveer 1250 vollasturen.

Uit deze gegevens kan er afgeleid worden dat het economisch optimum voor de energieproductie uit

klassieke centrales in België wordt bekomen indien de basisconsumptie wordt gedragen door

kernenergie. De basisconsumptie is de belasting die meer dan 6300 uren per jaar aanwezig is. De

energievraag die tussen 1250 en 5000 uren aanwezig is wordt het efficiëntst geproduceerd door een

koolcentrale. Ten slotte wordt de overige energie (de vraag lager dan 1250 uren) geleverd door de

gascentrales.

Door toepassing van de formules voor het bepalen van de delta in vaste kost per megawattuur zoals

opgesteld in het voorgaande onderdeel ‘5.6 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: profileren’

worden volgende resultaten bekomen:

Kost energieproductievermindering kerncentrales = 0,67 €/MWh

Kost energieproductievermindering koolcentrales = 4,36 €/MWh

Kost energieproductievermindering gascentrales = 18,32 €/MWh

De impact op de herverdeling van de vaste kosten voor de gascentrales is het grootst. Dit is in lijn

met hetgene dat verwacht werd omdat deze centrales de hoogste variabele kosten hebben en dus

het meest onderhevig zijn aan het wegdringen door de hernieuwbare energieproducties. Dit

fenomeen kon eerder vastgesteld worden uit de volumes van de cost drivers. Hierin kwam naar

boven dat de gascentrales het meest onderhevig zijn aan energieproductieverlies (relatief gezien:

energieverlies ten opzichte van het geïnstalleerd vermogen), gevolgd door de koolcentrales en

kerncentrales.


6.4.3.3 Kostprijs reductie van overtollige energie

Dezelfde redenering als het productieverlies bij klassieke centrales kan hier opgesteld worden voor

de productievermindering van de overtollige energie. Deze productievermindering is ten koste van

de hernieuwbare energie.

Voor de kosten van hernieuwbare energie wordt beroep gedaan op de studie (Duerinck, Wetzels,

Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014) die eerder werd aangehaald in het punt ‘2.2 Generatiekost’.

Indien er meerdere kosten voor eenzelfde type technologie in de studie zijn weergegeven is gebruik

gemaakt van de gemiddelde kost. Indien de kosten geactualiseerd worden naar het jaar 2015 wordt

het volgende resultaat bekomen:

EUR 2015 Vaste kost Variabele kosten Totale kosten


[€/MWh]

Beheer en onderhoud [€/MWh]

Brandstofkosten [€/MWh]

Totaal Variabele kosten [€/MWh]

LCOE [€/MWh]

WKK 36,42 38,68 10,17 48,86 85,3

PV 142,68 11,56 0,00 11,56 154,2

Wind op land 55,26 22,11 0,00 22,11 77,4

Wind op zee 62,97 29,14 0,00 29,14 92,1

Tabel 26: Vaste en variabele kosten hernieuwbare energie in EUR. Gebaseerd op een studie van VITO (Duerinck, Wetzels,

Cornelis, Moorkens, & Valkering, 2014).

Door toepassing van de formules voor het bepalen van de delta in vaste kost per megawattuur zoals

opgesteld in het voorgaande onderdeel ‘5.6 Opstellen kostenmodel van de kostenplaats: profileren’

worden volgende resultaten bekomen:

Kost energieproductievermindering WKK = 0,77 €/MWh

Kost energieproductievermindering PV = 12,08 €/MWh

Kost energieproductievermindering Wind op land = 1,01 €/MWh

Kost energieproductievermindering Wind op zee = 1,15 €/MWh


6.4.4 Overzicht van alle eenheidskostprijzen:

In onderstaande tabel is een overzicht gegeven van alle eenheidskostprijzen zoals bepaald voor

België in de onderzochte periode.

Tabel 27: Kost per eenheid cost driver in België

Kostdriver Kost per eenheid kostdriver/jaar


beperkte netwerkinvesteringen [MW] 2.240,00 €


middelgrote netwerkinvesteringen [MW] 4.960,00 €


grote structurele investeringen [MW] 14.000,00 €

Secundaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 197.100,00 €

Tertiaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 45.858,60 €

Energiebehoefte secundaire reserve + tertiaire

reserve [MWh] 100,00 €

Back-up capaciteitsbehoefte [MW] - €


kerncentrales [MWh] 0,76 €


koolcentrales [MWh] 4,36 €


gascentrales [MWh] 18,32 €


geproduceerd [MWh] 0,77 €


geproduceerd [MWh] 12,08 €


wordt geproduceerd [MWh] 1,01 €


wordt geproduceerd [MWh] 1,15 €


6.5 Maatschappelijke integratiekost

De maatschappelijke integratiekost wordt bekomen door de kosten van de activiteiten van alle

kostenplaatsen op te tellen. In onderstaande tabel is een overzicht weergegeven:

Tabel 28: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België per jaar

Uit bovenstaande tabel kan er afgeleid worden dat de hoogste bijdrage tot de maatschappelijke

integratiekost wordt geleverd door de vermindering van productie-uren van de gascentrales. Deze

kost is afkomstig van de herverdeling van de vaste kosten over een lager aantal productie-uren dan

in het geval dat er geen lokale productie zou aanwezig zijn. Het uit de markt dringen van deze

bestaande centrales kwam reeds aan bod in het literatuurgedeelte: ‘Figuur 21: Gascentrales verliezen

marktaandeel op korte termijn ‘.

Kostenplaats Activiteit Totale kost van de activiteit Kostdriver Volume van de kostdriver Kost per eenheid kostdriver/jaar

Beperkte netwerkinvesteringen 8.352.738,98 € Injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

beperkte netwerkinvesteringen [MW]3728,90 2.240,00 €

Middelgrote

netwerkinvesteringen - €


middelgrote netwerkinvesteringen [MW]0,00 4.960,00 €

Grote netwerkinvesteringen 9.968.000,00 € Injectiepiek lokale productie onthaalbaar mits

grote structurele investeringen [MW]712,00 14.000,00 €

Aanleggen secundaire

reserves 9.206.499,52 € Secundaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 46,71 197.100,00 €

Aanleggen tertaire reserves 8.664.179,19 € Tertiaire reserve capaciteitsbehoefte [MW] 188,93 45.858,60 €

Activeren van reserves 45.841.764,46 € Energiebehoefte secundaire reserve + tertiaire

reserve [MWh]458417,64 100,00 €

Aanleggen back-upenergie - € Back-up capaciteitsbehoefte [MW] 0,00 - €

Vermindering productie-uren

kerncentrales 823.761,71 €


kerncentrales [MWh]1081148,13 0,76 €


koolcentrales 3.893.279,86 €


koolcentrales [MWh]893850,20 4,36 €


gascentrales 179.886.257,05 €


gascentrales [MWh]9816841,98 18,32 €

Reduceren overschot aan

WKK-productie 104.857,18 €


geproduceerd [MWh]136396,75 0,77 €

Reduceren overschot aan PV-

productie 3.501.989,53 €




windproductie op land 45.475,49 €


wordt geproduceerd [MWh]45013,29 1,01 €


windproductie op zee 29.608,29 €



270.318.411,26 € Maatschappelijke integratiekost:

Resultaten kostenmodel

Netwerkinvesteringen

Balanceren van het

energiesysteem

Profileren


Op het volgende taartdiagram is de bijdrage per activiteit tot de maatschappelijke integratiekost

procentueel weergegeven:

Figuur 48: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België

Op deze weergave is de impact van het verminderen van de productie-uren van gascentrales nog

duidelijker waarneembaar. Het bedraagt 66,55% van de totale integratiekost. De tweede grootste

impact op de integratiekost is ten gevolge van de activering van reserves (16,96%) om

onevenwichten weg te werken. Ook het aanleggen van de verschillende types reserves en de

investeringen in het netwerk om de lokale producties aan te sluiten, hebben geen verwaarloosbare

bijdrage. Opmerkelijk is ook dat de overproductie, met reduceren van hernieuwbare energie tot

gevolg, hoofdzakelijk een impact heeft op zonne-energie. Dit is te verklaren omdat zonne-energie

veel bijdraagt tot de overproductie (productie uit zonne-energie op momenten dat er geen vraag is

naar deze energie) en dat het effect van de vaste kosten van een PV-installatie te spreiden over een

lager aantal PV-productie-uren, ten gevolge van reductie, groot is. Zonne-energie is maar de helft van

de tijd beschikbaar, namelijk overdag. Als binnen deze periode de energie gereduceerd moet worden

door het overaanbod zal het effect van deze vermindering doorwegen.


6.5.1 Maatschappelijke integratiekost per gezin

Om de impact van de totale maatschappelijke integratiekost tastbaar te maken wordt deze kost

omgerekend naar een gemiddelde kost per gezin per jaar. Er worden twee situaties onderscheiden:

6.5.1.1 Situatie 1: De integratiekost wordt gelijkmatig verdeeld over de totale energieconsumptie.

Dit houdt in dat de gezinnen en de bedrijven evenveel bijdragen. Het gemiddeld verbruik van een

doorsnee gezin, 2 ouders en 1 kind, wordt vastgelegd op 3500kWh (Gemiddeld energieverbruik van

een gezin, 2015). In deze situatie geldt:

Met:

Gemiddelde integratiekost per gezin per jaar

Maatschappelijke integratiekost

Totale energieconsumptie

= Energieconsumptie van een gemiddeld gezin

Bij toepassing van bovenstaande formule per kostenplaats en voor de totale maatschappelijke

integratiekost, wordt het volgende resultaat bekomen:

Tabel 29: Maatschappelijke integratiekost in België per gezin per jaar bij gelijkmatige spreiding

Elk gezin in België betaalt gemiddeld €11,97 per jaar voor de integratiekost van hernieuwbare

energie, rekening houdend met de huidige geïnstalleerde producten met elk hun specifieke

productvariabelen.

Kostenplaats % bijdrage Integratiekosten [€]Gemidddelde integratiekost per

gezien [€/gezin]

Netwerkinvesteringen 6,78% 18.320.738,98 € 0,81 €

Balanceren van het

energiesysteem23,57% 63.712.443,17 € 2,82 €

Profileren 69,65% 188.285.229,10 € 8,33 €

TOTAAL 270.318.411,26 € 11,97 €


6.5.1.2 Situatie 2: De integratiekost valt volledig ten lasten van de gezinnen.

M.a.w. dragen de bedrijven niet mee in de betaling van de integratiekost. In België zijn er in totaal 4

575 950 gezinnen (Een cijfermatig inzicht in de bevolking, 2015). In deze situatie geldt:

Met:

Gemiddelde integratiekost per gezin per jaar


Aantal gezinnen

Bij toepassing van bovenstaande formule per kostenplaats en voor de totale maatschappelijke

integratiekost, wordt het volgende resultaat bekomen:

Tabel 30: Maatschappelijke integratiekost in België per gezin per jaar indien enkel ten laste van de gezinnen

Indien al deze kosten enkel en alleen worden doorgerekend aan de gezinnen betaalt elk gezin

gemiddeld 59,07€ per jaar voor de integratiekost van hernieuwbare energie.

Kostenplaats % bijdrage Integratiekosten [€]Gemidddelde integratiekost

per gezien [€/gezin]


Balanceren van het

energiesysteem23,57% 63.712.443,17 € 13,92 €

Profileren 69,65% 188.285.229,10 € 41,15 €

TOTAAL 270.318.411,26 € 59,07 €


6.5.2 Maatschappelijke integratiekost per eenheid hernieuwbare energie

De berekening kan ook omgezet worden naar een kost per eenheid energieproductie van de

verschillende hernieuwbare energieproducten. De formule kan als volgt opgesteld worden:

Met:

Integratiekost per eenheid hernieuwbare energie


De overproductie-energie

De energie geproduceerd door hernieuwbare energie indien er geen

reductie zou zijn.

Voor de huidige productiemix en het huidig Belgisch energiesysteem wordt het volgende resultaat

bekomen:

Tabel 31: Maatschappelijke integratiekost in België per eenheid hernieuwbare energie

Dit heeft als gevolg dat de economische marktwaarde van hernieuwbare energie verlaagd wordt met

€21,79 per Megawattuur in het Belgisch energiesysteem aangezien dit een bijkomende kost is voor

de integratie van de hernieuwbare energie (in het volgend hoofdstuk wordt hier per type

productietechnologie dieper op ingegaan).

Kostenplaats % bijdrage Integratiekosten [€] Kosten t.o.v. hernieuwbare [€/MWh]


Balanceren van het

energiesysteem23,57% 63.712.443,17 € 5,17 €

Profileren 69,65% 188.285.229,10 € 15,28 €

TOTAAL 270.318.411,26 € 21,79 €


6.6 Besluit

Productvariabelen in het Belgisch energiesysteem:

De verschillende producten met de bijhorende productvariabelen voor het totale Belgisch

energiesysteem zijn bepaald door gebruik te maken van gegevens uit de literatuur gecombineerd

met analyses uit de tellergegevens verkregen van de netbeheerders over een periode van één jaar. Er

is gekozen om te werken met referentiecurves per hernieuwbare technologie en voor de

energieconsumptie in het energiesysteem. Deze referentiecurves doen dienst om enerzijds de

globale productiecurves en de globale consumptiecurve te bepalen en anderzijds om de lokale

productiecurves en de lokale consumptiecurve te bepalen.

Uit de productvariabelen kan de residuele afname duurcurve bepaald worden. Door de aanwezigheid

van hernieuwbare energie is er een duidelijke productievermindering voor klassieke centrales

zichtbaar. Daarnaast wordt ook de Belgische overproductiegrens overschreden. Dit heeft als gevolg

dat hernieuwbare energie gereduceerd moet worden om de vraag naar en het aanbod aan energie

op ieder ogenblik op elkaar af te stemmen.

Volume van de cost drivers in het Belgisch energiesysteem:

De volumes van de cost drivers geven aan dat er enkel beperkte netwerkinvesteringen noodzakelijk

waren (uitgaande van de aangenomen spreiding) om de reeds geïnstalleerde hernieuwbare energie

aan te sluiten. Daarnaast zijn er wel grote investeringen noodzakelijk om de windmolens op zee te

connecteren op het energienetwerk. De volumes in de kostenplaats van de onevenwichtskosten

voldoen aan de verwachtingen. Bij de klassieke energiecentrales worden gascentrales het meest

geïmpacteerd door het indringen van hernieuwbare energie.

De kost per eenheid cost driver in het Belgisch energiesysteem:

De afschrijvingsmethodiek, de afschrijvingsperiode en de restwaarde van de netwerkinvesteringen

van de netbeheerders zijn bepaald volgens een koninklijk besluit. De verplichte afschrijvingstermijn is

beduidend langer dan de levensduur van de geïnstalleerde hernieuwbare energie. Gezien er op

vandaag geen overheidsregels of mechanismen bestaan om vervangingsinvesteringen van

hernieuwbare energie te incentiveren wordt de levensduur van de hernieuwbare energie gebruikt als

afschrijvingstermijn van de netwerkinvesteringen uitgevoerd door de netbeheerders in dit

kostenmodel.


De kosten die gepaard gaan met het bewaken van het evenwicht van het energiesysteem

(onevenwichtskosten) worden transparant gepubliceerd door de Belgische transportnetbeheerder

om een goede marktwerking te bekomen.

De eenheidskostprijzen die gepaard gaan met de productievermindering van klassieke centrales en

van de reductie van hernieuwbare energie worden op een analoge wijze bepaald. Er is beroep

gedaan op literatuurstudies om de vaste kosten per technologie te achterhalen. Er is geen kost voor

de installatie van bijkomende back-upenergie in het Belgisch energiesysteem omdat er reeds

voldoende capaciteit beschikbaar is.

Resultaat kostenmodel voor de maatschappelijke integratiekost in het huidig Belgisch

energiesysteem:

De kostenplaats ‘profileringskosten’ heeft het meeste impact op de maatschappelijke integratiekost,

gevolgd door de kostenplaats ‘onevenwichtskosten’ en ten slotte de kostenplaats ‘netwerkkosten’.

Opmerkelijk is dat de kost die gepaard gaat met de reductie van hernieuwbare energie het meest

impact heeft op zonne-energie. Indien er wordt van uitgegaan dat de maatschappelijke

integratiekost gelijkmatig wordt verdeeld over de totale energieconsumptie, betaalt een gemiddeld

gezin jaarlijks €11,97. Dit ten gevolge van het integratie-effect van hernieuwbare energie. Indien

enkel de gezinnen de volledige integratiekost moeten betalen waardoor de bedrijven gevrijwaard

worden van deze kost, loopt de jaarlijkse kost per gezin op tot €59,07.


7 Impact op de integratiekost in België door politieke beslissingen en

technologische ontwikkelingen

7.1 Inleiding

Uit het voorgaande hoofdstuk is gebleken dat de integratiekost, voor het huidig geïnstalleerd

vermogen aan de productiemix van hernieuwbare energie, een gemiddeld gezin in België €11,97 per

jaar kost (bij gelijkmatige spreiding van de integratiekost) en oploopt tot €59,07 indien de gezinnen

alleen voor deze kost opdraaien (m.a.w. bedrijven worden vrijgesteld). In het literatuurdeel is de

opkomst van hernieuwbare energie verklaard door enerzijds de Europese doelstellingen betreffende

hernieuwbare energie en anderzijds de kernuitstap die België wenst te realiseren. In dit onderdeel

wordt bekeken hoe deze integratiekost evolueert afhankelijk van de aangroei van hernieuwbare

energie. Vervolgens wordt de impact van de politieke beslissing over het langer open houden van de

kerncentrales Doel 1 en Doel 2 op de integratiekost bepaald. Tot slot wordt de noodzaak van

flexibiliteit van consumptie om de energiereductie van hernieuwbare energie te beperken toegelicht.

7.2 Aangroei van hernieuwbare energie

7.2.1 Integratiekost bij een verdubbeling van geïnstalleerd vermogen hernieuwbare energie

In de volgende tabel is weergegeven hoeveel de integratiekost zou bedragen indien het geïnstalleerd

vermogen per technologie hernieuwbare energie in België zou verdubbelen (De modelparameters

zijn weergegeven in ‘Bijlage 7: Modelparameter bij de verdubbeling hernieuwbare energie’):

Tabel 32: Maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling hernieuwbare energie

Er kan opgemerkt worden dat de kost per megawattuur hernieuwbare energie bij een verdubbeling

van het geïnstalleerd productievermogen meer dan het drievoudige bedraagt. Dit betekent dat de

marktwaarde van een bijkomende geïnstalleerde megawattuur hernieuwbare energie sterk daalt

omdat de kost per geproduceerde Megawattuur toeneemt.

Kostenplaats % bijdrage Integratiekosten [€]Kosten t.o.v. hernieuwbare

[€/MWh]

Gemidddelde integratiekost

per gezien bij gelijkmatige

spreiding

[€/gezin]


per gezien indien enkel ten

laste van de gezinnen

[€/gezin]

Netwerkinvesteringen 2,45% 37.255.661,21 € 1,56 € 1,65 € 8,14 €

Balanceren van het

energiesysteem8,38% 127.424.886,35 € 6,07 € 5,64 € 27,85 €

Profileren 89,17% 1.356.015.959,70 € 64,57 € 60,02 € 296,34 €

TOTAAL 1.520.696.507,26 € 72,20 € 67,31 € 332,32 €


Er is eveneens een sterke spreiding waar te nemen bij de gemiddelde integratiekost per gezin:

Bij een gelijkmatige spreiding van de integratiekost is een stijging vast te stellen van €11,97

naar €67,31.

Indien enkel de gezinnen deze kosten dienen te dragen loopt de integratiekost op van €59,07

naar €332,32.

Er kan gesteld worden dat bij een verdubbeling van het geïnstalleerd vermogen hernieuwbare

energie de maatschappelijke integratiekost met een factor van 5,6 toeneemt. Om de spectaculaire

stijging in kosten te verklaren is een beeld van het kostenverloop noodzakelijk. In wat volgt is per

technologie de integratiekost in België bepaald bij een stijgend geïnstalleerd vermogen.

7.2.2 Impact aangroei hernieuwbare energie per technologie

Er wordt vertrokken van een nul-scenario. Hiermee wordt bedoeld dat er als startbasis wordt

aangenomen dat er geen hernieuwbare energie geïnstalleerd is. Per technologie wordt het

geïnstalleerd vermogen opgetrokken van 0% tot 30% van de totale energieconsumptie. De figuren

geven de kost per gemiddeld gezin per jaar weer bij gelijkmatige spreiding van de

maatschappelijke integratiekost. Het verloop van de kosten per megawattuur hernieuwbare energie

zijn opgenomen in ‘Bijlage 8: Impact aangroei hernieuwbare energie per technologie’.

Het kostenverloop per jaar per gezin voor de aangroei van WKK-energie is weergegeven op de

volgende figuur:

Figuur 49: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van WKK-energie bij gelijkmatige spreiding


Er kan vastgesteld worden dat de grootte van de kost gedomineerd wordt door de vermindering van

productie-uren van de gascentrales. Opmerkelijk is ook dat ondanks de sterke aangroei van deze

energie er geen zichtbare reductiekost is om het energieoverschot te neutraliseren. Hieruit kan

afgeleid worden dat deze technologie hoofdzakelijk energie produceert op momenten waarbij er

voldoende vraag naar deze energie is. Het feit dat er geen kosten worden vastgesteld bij het

aanleggen en activeren van reserves is normaal aangezien deze technologie niet bijdraagt tot deze

kost (zie kostenmodel). Ten slotte zijn ook de noodzakelijke netwerkinvesteringen nauwelijks

zichtbaar. De injectiepiek is dus niet van die mate dat er zware netwerkinvesteringen noodzakelijk

zijn. Hieruit kan er eveneens afgeleid worden dat de lokale consumptie en de lokale productie goed

op elkaar zijn afgestemd waardoor netwerkinvesteringen kunnen vermeden worden.

Op de volgende figuur is het kostenverloop per jaar per gezin voor de aangroei van PV-energie

geïllustreerd:

Figuur 50: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van PV-energie bij gelijkmatige spreiding

De integratiekost per gezin loopt, bij de aangroei van zonne-energie, op naar meer dan honderd euro

per gezin per jaar. De reductiekost om overschotten aan energie te vermijden is de grootste factor in

de totale maatschappelijke integratiekost. Er kan dus gesteld worden dat het aanbod aan zonne-

energie groter is dan de vraag naar energie op dat zelfde ogenblik, waardoor het reduceren

noodzakelijk is. Bij de aangroei van zonne-energie tot 10% gaat dit effect van een quasi lineair

verloop over naar een convex curveverloop. De kost die gepaard gaat met het reduceren van

klassieke centrales is een heel stuk lager dan wat er is vastgesteld bij WKK-energie. De kosten voor

het aanleggen en het activeren van reserves bedraagt bij 30% zonne-energie in totaal €9,5. Dit is een


kleine 10% van de totale maatschappelijke integratiekost per gezin per jaar. Ten slotte is aandeel van

de netwerkinvesteringen €3,7 bij 30% zonne-energie.

Op volgende figuren is de maatschappelijke integratiekost per gezin per jaar voor respectievelijk de

aangroei van windenergie op land en de aangroei van windenergie op zee weergegeven:

Figuur 51: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van windenergie op land bij gelijkmatige spreiding

Figuur 52: Integratiekost per gezin per jaar voor de aangroei van windenergie op zee


Het grootste verschil tussen windmolens op land en windmolens op zee is te constateren bij de

investeringskosten. Om windmolens op zee te connecteren met het netwerk zijn grote investeringen

noodzakelijk, terwijl voor de windmolen op land het merendeel kan aangesloten worden mits

beperkte investeringen. Vanaf een penetratie van 17% windenergie op land zijn middelgrote

netwerkinvesteringen noodzakelijk. Deze kost is in verhouding met de andere kosten klein en

bijgevolg op de figuur nauwelijks zichtbaar. Aangezien het voorspelbaarheidskarakter van

windmolens op zee moeilijker is dan windmolens op land zullen de kosten die gepaard gaan met het

bewaken van het evenwicht, aanleggen en activeren van reserves, ook bij de windmolens op zee

groter zijn dan bij de windenergie opgewekt op land. Ten slotte is op beide figuren zichtbaar dat er

bij een toenemende aangroei van windproductie er een overschot aan windenergie ontstaat met een

reductiekost van deze energie tot gevolg.

7.2.3 Conclusie verloop integratiekost bij de aangroei van hernieuwbare energie

De integratiekost stijgt naarmate er meer hernieuwbare energie geïntegreerd wordt in een

energiesysteem. Bij een verdubbeling van het huidig geïnstalleerd vermogen hernieuwbare energie

in België is de stijging van deze kost ongeveer het zesvoud. Dit maakt dat de integratiekost niet

genegeerd mag worden. Afhankelijk van het type technologie en de grootte van de penetratie van

hernieuwbare energie domineren verschillende activiteiten uit het kostenmodel. Alle

integratiekostencurves hebben een stijgend convex verloop naarmate de aangroei van hernieuwbare

energie stijgt. Een delta in de aangroei van de integratiekost is groter naargelang er meer

hernieuwbare energie geïntegreerd is in een energiesysteem.


7.3 Verlenging levensduur kerncentrales Doel 1 en Doel 2

De Belgische federale overheid (Souffreau, 2015) heeft de levensduur van de kernreactoren Doel 1

en Doel 2 met 10 jaar verlengd (beslissing eind 2015). Niet alle organisaties zijn tevreden met deze

beslissing, in het artikel: Belgische deal: ‘Slecht voor duurzame energie, feestje voor Electrabel’ van

Bram Souffreau uit het vaktijdschrift Energeia wordt het volgende letterlijk neergeschreven:

Stroomoverschot

Volgens Bond Beter Leefmilieu, Greenpeace en WWF legt de verlenging van de levensduur van de

Doelse kernreactoren ook windmolens stil. "De regering beslist om een kruis te maken over

toekomstige investeringen in hernieuwbare energie en in energiebesparing", aldus Sara Van Dyck,

woordvoerster van Bond Beter Leefmilieu. Zij koppelt de beslissing ook aan de Klimaattop in Parijs en

vindt het akkoord met Engie een verkeerd signaal. Volgens de milieuorganisaties dreigen de komende

jaren windturbines stil te staan omdat er teveel stroom op het net zit. Kernenergie als baseload botst

met de noodzaak aan flexibiliteit bij hernieuwbare energieproductie.

De milieuorganisaties worden - wat de flexibiliteit betreft - alvast bijgetreden door Essent-CEO Frank

Brichau en Ronnie Belmans van Greenville. Brichau: "De verlenging van Doel 1 en Doel 2 sluit de deur

voor een flexibele energietransitie op korte termijn." En Belmans vreest voor enorme problemen in de

zomer. "Het is of de zonnecentrales, of de kerncentrales; beide samen lukt niet", klinkt het. Ook Leen

Dierick, kamerlid voor de regeringspartij CD&V, heeft dezelfde kritiek geuit.

Het volledig artikel is opgenomen in ‘Bijlage 9: Persartikel: Belgische deal: 'Slecht voor duurzame

energie, feestje voor Electrabel’.

Dit artikel beschrijft één van de facetten die in dit onderzoek ook naar boven is gekomen, namelijk de

reductiekosten van hernieuwbare energie ten gevolge van een overproductie. Deze overproductie is

onder meer te wijten aan de productvariabele ‘overproductiegrens’ van het product

‘energiesysteem’ in het kostenmodel. In het Belgisch energiesysteem is de overproductiegrens

geplaatst op 5000MW (zie ‘6.2.2.4 Overproductiegrens voor hernieuwbare energie‘.


Onderzoek productvariabelen voor het product ‘energiesysteem’). In dit onderdeel wordt er

nagegaan wat de impact is van de beslissing om de kerncentrales Doel 1 en Doel 2 open te houden

op de integratiekosten.

Het productievermogen van Doel 1 en Doel 2 bedraagt voor beide kernreactoren elk 433MW

(Productiepark kerncentrales, 2015). In het integratiekostenmodel wordt het geïnstalleerd vermogen

kernenergie in het totaal verminderd met 866MW. Daarnaast wordt er ook uitgegaan dat de

overproductiegrens verminderd met dit vermogen (de volledige tabel met de modelparameters is

terug te vinden in ‘Bijlage 10: Modelparameters bij sluiting Doel 1 en Doel 2’). De consumptie

duurcurve en de residuele afname duurcurve blijven dezelfde. Een grafische weergave van de nieuwe

overproductiegrens is weergegeven op de volgende figuur:

Figuur 53: Aanpassing ‘overproductiegrens’

Indien de residuele afname lager is dan de overproductiegrens betekent dit een overproductie aan

energie. Aangezien de kerncentrales niet regelbaar zijn moet, om een overproductie te voorkomen,

hernieuwbare energie gereduceerd worden (er wordt nog steeds uitgegaan van een gesloten

energiesysteem). Er kan vastgesteld worden dat als de overproductiegrens verlaagd wordt door de

sluiting van Doel 1 en Doel 2 de oppervlakte tussen de overproductiegrens en de residuele afname,

op het moment dat de residuele afname kleiner is dan de overproductiegrens, verkleint. De

oppervlakte is de energie die gepaard gaat met de energiereductie.

In de volgende tabellen is een uittreksel van de activiteiten met betrekking tot het reduceren van

hernieuwbare energie uit het integratiekostenmodel weergegeven voor respectievelijk voor de

sluiting en na de sluiting van Doel 1 en Doel 2.


Voor de sluiting van Doel 1 en Doel 2

Tabel 33: Activiteiten die gepaard gaan met reductie van hernieuwbare energie voor de sluiting van Doel 1 en Doel 2

Na de sluiting van Doel 1 en Doel 2

Tabel 34: Activiteiten die gepaard gaan met reductie van hernieuwbare energie na de sluiting van Doel 1 en Doel 2

Er kan opgemerkt worden dat de hoeveelheid gereduceerde energie (volumes van de cost drivers in

[MWh]) na de sluiting van beide kerncentrales sterk gedaald is. Deze daling is te merken bij elk type

hernieuwbare energie. Na de sluiting van Doel 1 en Doel 2 bedraagt de totale energiereductie van

hernieuwbare energie amper 30% meer ten opzichte van de oorspronkelijke noodzaak tot reductie.

Er kan eveneens vastgesteld worden dat de kost per eenheid cost driver daalt. Dit is in lijn met de

verwachtingen aangezien de vaste kosten van de hernieuwbare energie kunnen verdeeld worden

over meer productie-uren (zie onderdeel 7.6 Opstellen kostenmodel van de profileringskosten).

De maatschappelijke integratiekost is weergegeven in onderstaande tabel:

Tabel 35: Maatschappelijke integratiekost in België bij sluiting Doel 1 en Doel 2

Activiteit Totale kost van de activiteit Kostdriver Volume van de kostdriver Kost per eenheid kostdriver/jaar






productie 3.501.989,53 €











Activiteit Totale kost van de activiteit Kostdriver Volume van de kostdriver Kost per eenheid kostdriver/jaar






productie 362.675,29 €











Kostenplaats % bijdrage Integratiekosten [€]Kosten t.o.v. hernieuwbare

[€/MWh]


per gezien bij gelijkmatige

spreiding

[€/gezin]


per gezien indien enkel ten

laste van de gezinnen

[€/gezin]

Netwerkinvesteringen 10,41% 18.320.738,98 € 1,30 € 0,81 € 4,00 €

Balanceren van het

energiesysteem36,20% 63.712.443,17 € 5,03 € 2,82 € 13,92 €

Profileren 53,39% 93.965.813,26 € 7,42 € 4,16 € 20,53 €

TOTAAL 175.998.995,41 € 13,75 € 7,79 € 38,46 €


De kostprijs per gezin per jaar is gedaald van

€11,97 naar €7,79 bij gelijkmatige spreiding van de totale integratiekost.

€59,07 naar €38,46 indien de totale integratiekost enkel ten laste van de gezinnen is.

De kost per geproduceerde hernieuwbare energie is gedaald van €21,79 naar €13,75. Dit maakt dat

de marktwaarde van hernieuwbare energie groter is geworden door de sluiting van de twee

kerncentrales Doel 1 en Doel 2. De beweringen zoals gesteld in het artikel kunnen voor wat betreft

de integratiekosten bevestigd worden.

Gedetailleerde kerncijfers uit het kostenmodel zijn opgenomen in ‘Bijlage 10: Modelparameters bij sluiting Doel 1 en Doel 2’.


7.4 Flexibiliteit van consumptie

Uit het onderzoeksdeel: ‘7.2 Aangroei van hernieuwbare energie’ eerder in dit hoofdstuk kon er

vastgesteld worden dat de integratiekosten spectaculair toenemen met de aangroei van

hernieuwbare energie. Een grote bijdrage tot de integratiekosten was het gevolg van een

overproductie op momenten waarbij het aanbod aan energie uit hernieuwbare productiebronnen

groter was dan de vraag naar energie. M.a.w. indien de consument zijn energieconsumptie verplaatst

naar momenten waarbij er voldoende aanbod aan hernieuwbare energie is, zal dit een gunstig effect

hebben op de maatschappelijke integratiekost. Deze verschuiving van belasting wordt ook flexibiliteit

in consumptie genoemd.

In de paper ‘A Journey to Green Energy’ (Reyniers, 2015) wordt o.a. de nood en de technische

complexiteit van deze flexibiliteitsvorm grondig weergegeven. Er wordt eveneens gesteld dat niet

alle energieconsumptie kan verschoven worden. Bijvoorbeeld het verbruik van de wasmachine kan

verplaatst worden naar momenten waarbij er voldoende energie beschikbaar is, terwijl verlichting

een directe nood invult. Om maximale flexibiliteit te bekomen is er nood aan opslag (vb. batterijen).

Er wordt verwacht dat in de toekomst de verbruikers zich moeten aanpassen naar de beschikbare

energie. Dit is net het tegenovergestelde dan vandaag, waarbij de productieparken zich aanpassen

aan de vraag naar energie (met de reductie van hernieuwbare energie tot gevolg).

Uit het kostenmodel ingevuld voor het Belgisch energiesysteem kunnen de volgende activiteiten

onderscheiden worden voor wat betreft het reduceren van hernieuwbare energie:

Tabel 36: Activiteiten m.b.t. reduceren van hernieuwbare energie in België

De totaal gereduceerde hernieuwbare energie bedraagt 496,93GWh. Rekening houdend met een

gemiddelde gezinsconsumptie van 3500kWh wil dat zeggen dat er op vandaag 141 980 gezinnen

100% flexibel moeten zijn in hun jaarverbruik indien men deze integratiekost wenst te voorkomen.

De totale kost die gepaard gaat met deze reductie-activiteiten bedraagt €3.681.930,49.

Maatschappelijk gezien kan er gesteld worden dat als de jaarlijkse investering van de gezinnen om

hun jaarverbruik 100% flexibel te maken lager is dan €25,93 dit een maatschappelijke baat oplevert.

Kostenplaats Activiteit Totale kost van de activiteit Kostdriver Volume van de kostdriver Kost per eenheid kostdriver

ProfileringskostenReduceren overschot aan


Hoeveelheid WKK-energie dat te veel wordt


ProfileringskostenReduceren overschot aan PV-

productie 3.501.989,53 €

Hoeveelheid PV-energie dat te veel wordt




Hoeveelheid windenergie op land dat te

veel wordt geproduceerd [MWh]45013,29 1,01 €


windproductie op Zee 29.608,29 €

Hoeveelheid windenergie op zee dat te veel



De bovenstaande oefening wordt herhaald voor de situatie indien de geïnstalleerde capaciteit aan

hernieuwbare energie verdubbeld wordt. Onderstaande tabel geeft de resultaten van de activiteiten:

Tabel 37: Activiteiten m.b.t. reduceren van hernieuwbare energie in België bij verdubbeling hernieuwbare energie

De totaal gereduceerde hernieuwbare energie is opgelopen naar 4633,6GWh. Om dit te voorkomen

zijn er ongeveer 1 323 898 gezinnen nodig die hun jaarverbruik 100% flexibel maken. Er wordt een

maatschappelijke baat bekomen indien de noodzakelijke investeringen door de gezinnen kleiner is

dan 118,71€ op jaarbasis.

Er kan vastgesteld worden dat de maatschappelijke winst afhankelijk is van het noodzakelijke

investeringsbudget die de gezinnen nodig hebben om hun energie flexibel te verbruiken. Hoe meer

hernieuwbare energie in een energiesysteem geïntegreerd wordt, hoe groter de noodzaak aan

flexibiliteit in energieconsumptie, maar ook hoe groter de investering om de flexibiliteit mogelijk te

maken mag kosten. Onderzoekers die kosten-batenanalyses maken betreffende deze vorm van

flexibiliteit dienen rekening te houden met het extra budget, komende van de vermindering van de

integratiekost, om hun analyse te maken. Het is aan de overheid om maatregelen te nemen om de

flexibiliteit in verbruik te bevorderen.

In het voorgaande onderdeel ‘7.3 Verlenging levensduur kerncentrales Doel 1 en Doel 2’ is er

aangetoond dat door het langer open houden van beide kerncentrales dit een negatieve impact

heeft op het aantal reductie-uren van hernieuwbare energie. Een hoger aantal reductie-uren van

hernieuwbare energie bevordert op zijn beurt de nood aan consumptieflexibiliteit.

Kostenplaats Activiteit Totale kost van de activiteit Kostdriver Volume van de kostdriver Kost per eenheid kostdriver


WKK-productie 6.133.722,66 €

Hoeveelheid WKK-energie dat te veel wordt


ProfileringskostenReduceren overschot aan PV-

productie 143.465.812,89 €

Hoeveelheid PV-energie dat te veel wordt



windproductie op land 4.575.249,23 €

Hoeveelheid windenergie op land dat te

veel wordt geproduceerd [MWh]604263,64 7,57 €


windproductie op Zee 2.978.863,57 €

Hoeveelheid windenergie op zee dat te veel



7.5 Besluit

Politieke beslissingen en technologische evoluties kunnen een grote impact hebben op de kosten die

gepaard gaan met de integratie van hernieuwbare energie. De Europese en Belgische inzet op

hernieuwbare energie hebben een aangroei van hernieuwbare energie tot gevolg. Indien het huidige

geïnstalleerde productiepark aan hernieuwbare energie in België verdubbelt, stijgen de bijhorende

integratiekosten met ongeveer een factor zes. De marginale kost per bijkomende productie stijgt. De

verhouding van de verschillende activiteiten in het kostenverloop is afhankelijk van type

productietechnologie en de grootte van de aangroei.

De beslissing van de Belgische federale overheid om de levensduur van de kerncentrales Doel 1 en

Doel 2 te verlengen heeft een impact op de integratiekost, meer bepaald op het geïnstalleerd

vermogen aan kernenergie en de overproductiegrens in het opgemaakte kostenmodel. Indien men

de levensduur van de kerncentrales niet had verlengd, had dit een dalend effect op de

maatschappelijke integratiekost tot gevolg. Ook de marktwaarde van hernieuwbare energie zou bij

de sluiting van beide kerncentrales stijgen.

De nood aan flexibiliteit van consumptie stijgt bij een aangroei van hernieuwbare energie. Het

voorkomen van reductie van hernieuwbare energie, door het verbruik te verplaatsen naar periodes

waarbij het aanbod aan energie groot is, heeft een maatschappelijk voordeel indien de kost voor het

flexibel maken van het verbruik lager is dan de kost die verminderd wordt bij de integratiekost. Hoe

groter het aandeel aan overproductie, hoe groter de marktwaarde van flexibele consumptie.


Algemeen Besluit

Het Europees energiebeleid geeft een aantal doelstellingen aan de lidstaten aangaande de

hervorming van het energieproductiepark. Het elektrisch energieproductiepark wordt hierdoor

getransformeerd van een gecentraliseerd productiepark naar lokaal opgewekte hernieuwbare

energie die verspreid zit over heel het energienetwerk. De bijkomende doelstellingen in België om op

termijn een kernuitstap te realiseren versterken dit effect. De maatschappelijke kost die hiermee

gepaard gaat bestaat uit twee delen, enerzijds de generatiekost en anderzijds integratiekost. De

generatiekost bestaat uit de vaste en variabele kosten om energie met een bepaalde technologie op

te wekken. De integratiekost is de kost om de technologie te integreren in het energiesysteem.

Het opstellen van een kostenmodel voor de maatschappelijke integratiekost:

De integratiekost kan achterhaald worden via een bottom-up benadering van de

kostenmodelmethode Activity-based costing. Er kunnen drie verschillende kostenplaatsen

onderscheiden worden die een impact hebben op de maatschappelijke integratiekost. Deze

kostenplaatsen zijn: netwerkinvesteringen, balanceren van het energiesysteem en profileren. Binnen

elk van deze kostenplaatsen zijn er verschillende activiteiten die bijdragen tot de overheadkost. De

bijhorende cost drivers worden gevoed vanuit de eigenschappen van de verschillende producten. Als

producten worden enerzijds de verschillende vormen van hernieuwbare energie beschouwd en

anderzijds bestaat er een residuproduct, het energiesysteem. Bij elk type product van hernieuwbare

energie bepalen volgende parameters de impact van de technologie op de integratiekost: het

geïnstalleerd productievermogen, de productiecurves en de mate van voorspelbaarheid. Het product

energiesysteem bestaat uit specifieke eigenschappen van dat energiesysteem die een invloed

hebben op de integratiekost van hernieuwbare energie. Zo kan er gesteld worden dat de

consumptiecurves, de onthaallimieten van het energienetwerk, het bestaande productiepark van de

klassieke centrales en de overproductiegrens impact hebben op de maatschappelijke integratiekost

van hernieuwbare energie. M.a.w. de integratiekost van hernieuwbare energie wordt niet enkel

bepaald door de technologie zelf te integreren in het energiesysteem, het wordt ook bepaald door

reeds bestaande eigenschappen van dat energiesysteem.

Het model kan toegepast worden op elk energiesysteem. De productvariabelen van de verschillende

technologieën en van het product energiesysteem moeten aangepast worden in lijn met het te

onderzoeken energiesysteem. Het model kan eveneens uitgebreid worden met bijvoorbeeld

meerdere technologieën of toevoeging van de interconnectie-capaciteiten.


Het kostenmodel toepassen op het Belgisch energiesysteem:

Het kostenmodel is toegepast op het Belgisch energiesysteem. Om invulling te geven aan de

verschillende producten met hun bijhorende productvariabelen is beroep gedaan op gegevens uit de

literatuur gecombineerd met eigen analyses en bewerkingen met tellergegevens verkregen van de

netbeheerders. De jaarlijkse maatschappelijke integratiekost van België bedraagt in de onderzochte

periode 270,3 miljoen euro. Dit fenomeen mag dus niet zomaar genegeerd worden.

Indien deze integratiekost gelijkmatig verdeeld wordt over het volledige verbruik van België betekent

dit een kost van 11,97 euro per jaar per gezin. In de veronderstelling dat de volledige kost ten laste

valt van gezinnen bedraagt de jaarlijkse gezinskost 59,07 euro. De last van de integratiekost per gezin

is dus sterk afhankelijk van de verdeelsleutel die wordt toegepast.

De impact op de integratiekost in België door politieke beslissingen en technologische

ontwikkelingen:

De verdere aangroei van hernieuwbare energie:

Bij een aangroei van hernieuwbare energie in een energiesysteem wordt er vastgesteld dat de

maatschappelijke integratiekost een convex verloop heeft. Hierdoor stijgt de kost sneller dan de

aangroei van het type energie. Bij een verdubbeling van het geïnstalleerd vermogen hernieuwbare

energie in België stijgt de integratiekost per gemiddeld gezin van:

€11,97 naar €67,31 bij een gelijkmatige spreiding van de integratiekost.

€59,07 naar €332,32 indien enkel de gezinnen deze kosten dienen te dragen.

Zonne-energie heeft het meest te lijden onder deze integratiekost. Dit is hoofdzakelijk het gevolg van

het minder aantal productie-uren van de zonne-energie zelf. Het energieaanbod uit deze technologie

is te vaak aanwezig op momenten dat er geen vraag is naar deze energie. Windenergie daarentegen

is bij een sterke aangroei op vandaag de meest efficiëntste energievorm aangaande de

integratiekosten. WKK-energie heeft op lange termijn het meeste potentieel om de laagste

integratiekost te hebben. De integratiekost bij deze vorm van energieopwekking bestaat

hoofdzakelijk uit vermindering van draaiuren van de klassieke centrales. Het uit dienst gaan van

bestaande klassieke centrales zal de integratiekost van deze technologie doen dalen.

De verlenging van de levensduur van de kerncentrales Doel 1 en Doel 2:

Door de verlenging van de levensduur van de kerncentrales door de regering is er een potentiële

winst in de maatschappelijke integratiekost verloren gegaan. Het sluiten van Doel 1 en Doel 2 heeft


een positief effect op de integratiekost. De integratiekost per gemiddeld gezin zou als volgt

geëvolueerd zijn:

€11,97 naar €7,79 bij een gelijkmatige spreiding van de integratiekost.

€59,07 naar €38,46 indien enkel de gezinnen deze kosten dienen te dragen.

Dit is te verklaren omdat dit in het kostenmodel een impact heeft op twee productvariabelen uit het

residuproduct energiesysteem. Enerzijds daalt het totaal geïnstalleerd vermogen aan kernenergie en

anderzijds daalt de overproductiegrens. Dit heeft als gevolg dat er minder momenten zijn waarbij het

energieaanbod afkomstig van de hernieuwbare energie moet gereduceerd worden.

De nood aan flexibiliteit van consumptie:

De nood aan flexibiliteit van consumptie stijgt bij een aangroei van hernieuwbare energie. Door de

vraag naar energie te verplaatsen naar momenten waarop er voldoende aanbod aan energie is

kunnen maatschappelijke integratiekosten vermeden worden. Deze winst bevindt zich in de

kostenplaats profileren, meer bepaald bij de activiteiten ‘reduceren van lokale producties’. Doch het

flexibel maken van de consumptie brengt ook een kost met zich mee. Er wordt pas een

maatschappelijke baat gegenereerd indien de kost die gepaard gaat om consumptie flexibel te

maken lager is dan de kost om de lokale producties te reduceren.

Algemeen:

Algemeen kan er gesteld worden dat de kosten die gepaard gaan met het integreren van

hernieuwbare energie in een energiesysteem niet mogen genegeerd worden. Door het huidig beleid

en de doelstellingen aangaande hernieuwbare energie kan er een blijvende groei verwacht worden.

Indien de integratiekost niet wordt opgenomen in studies over het toekomstig energielandschap

zullen deze kosten in de werkelijkheid spectaculair toenemen (convex verloop). Deze studies moeten

dus rekening houden met de verschillende productvariabelen die impact hebben op de integratiekost

indien zij een representatief kostenbeeld wensen weer te geven. Ook de actoren in de energiesector

die getroffen zijn door deze integratiekosten moeten de problematiek op de verschillende

belangenfora aanhalen. Daarnaast is het ook van belang om in te zetten op flexibiliteit van

consumptie. Dit aspect zal in de toekomst enkel aan belang winnen door onder andere een positief

effect op de integratiekost (maar bijvoorbeeld ook op de bevoorradingszekerheid). Het verplaatsen

van de vraag naar energie is mogelijk door technologische ontwikkelingen. Ook opslag kan

beschouwd worden als het verplaatsen van de vraag naar energie.

Masterproef XIX Dieter Meire

Lijst van de geraadpleegde werken

Koninklijk besluit van de rapportering en kostenbeheersing door de beheerders van distributienetten voor elektriciteit. (2008). Opgehaald van ejustice: http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/change_lg.pl?language=nl&la=N&cn=2008090230&table_name=wet

Richtlijn 2009/28/EG. (2009, April 23). Bevordering van het gebruik van energie uit hernieuwbare bronnen. EU: Europees Parlement.

Nationaal actieplan voor hernieuwbare energie. (2010, November). Brussel: ENOVER/CONCERE.

Projected Costs of Generating Electricity. (2010). France: Internationaal Energie Agentschap & Nuclear Energy Agency, Organisation for Economic Co-operation and Development PUBLICATIONS, 2 rue André-Pascal, 75775 Paris Cedex 16.

Projected Costs of Generating Electricity (HT2) (Vol. Hoofdstuk 2). (2010). France: Internationaal Energie Agentschap & Nuclear Energy Agency, Organisation for Economic Co-operation and Development PUBLICATIONS, 2 rue André-Pascal, 75775 Paris Cedex 16.

Battle of the grids. (2011). Opgeroepen op 2015, van Greenpeace International: http://www.greenpeace.org/international/Global/international/publications/climate/2011/battle%20of%20the%20grids.pdf

De nood aan productiecapaciteit van elektriciteit in België over de periode 2011-2020. (2011, juni 16). STUDIE (F)110616-CDC-1074. Brussel: CREG.

Bepaling van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014. (2013). Opgehaald van de website van Elia.

Evaluatiemethode van het primair, secundair en tertiair reservevermogen voor 2014. (2013). Opgehaald van de website van Elia.

Codex Vlaanderen - Onderafdeling I. Beperking van aansluitingskosten. (2014). Afdeling III, Art. 6.4.13.

(2014). De Belgische groothandelsmarkt bij stroomschaarste en stroomtekort. Brussel: Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas.

De doelstelling van 10,5% hernieuwbare energie tegen 2020 in cijfers. (2014). Bijlage actieplan hernieuwbare energie. Brussel: Vlaamse Regering.

Europees energie en klimaatpakket 2030. (2014, December 19). Opgeroepen op Augustus 24, 2015, van de website van FEBEG: https://www.febeg.be/nieuwsbericht/europees-energie-en-klimaatpakket-2030

Financiële rapportering. (2014). Opgehaald van de website van Eandis: http://www.eandis.be/nl/over-eandis/investor-relations/financi%C3%ABle-rapportering

Kruispuntbank van Ondernemingen - Eandis - Ondernemingsnummer: 0477.445.084. (2014). Opgehaald van de website van Kruispuntbank van Ondernemingen:

Masterproef XX Dieter Meire

http://kbopub.economie.fgov.be/kbopub/toonondernemingps.html?ondernemingsnummer=477445084

Kruispuntbank van Ondernemingen - Elia - Ondernemingsnummer: 0471.869.861. (2014). Opgehaald van de website van Kruispuntbank van Ondernemingen: http://kbopub.economie.fgov.be/kbopub/zoeknaamfonetischform.html?searchWord=Elia&_oudeBenaming=on&pstcdeNPRP=&postgemeente1=&ondNP=true&_ondNP=on&ondRP=true&_ondRP=on&rechtsvormFonetic=ALL&vest=true&_vest=on&filterEnkelActieve=true&_filterEnkelActieve=on&

Probabilistische analyse met betrekking tot de staat van 's lands bevoorradingszekerheid in het kader van strategische reserves. (2014). Opgehaald van de website van FOD Economie.

Beschikbaar regelvermogen. (2015, November). Opgehaald van de website van Elia: http://www.elia.be/nl/grid-data/balancing/beschikbaar-regelvermogen

Continental Europe Operation Handbook. (2015, Augustus 31). Opgehaald van ENTSO-E: https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/operation-handbook/Pages/default.aspx

Coördinatie van de productie. (2015, December). Opgehaald van Elia: http://www.elia.be/nl/producten-en-diensten/ondersteunende-diensten/coordinatie-van-de-productie

De werking van en de prijsevolutie op de Belgische groothandelsmarkt voor elektriciteit – monitoringrapport 2014. (2015). Brussel: CREG.

Directe en indirecte kosten. (2015, November 10). Opgehaald van de website van Wikipedia: https://nl.wikipedia.org/wiki/Directe_kosten

Een cijfermatig inzicht in de bevolking. (2015, April 03). Opgehaald van Belgium: http://www.belgium.be/nl/over_belgie/land/bevolking

Elektriciteitsstromen in België. (2015, Oktober). Opgehaald van de website van Synergrid: http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=NEWSLETTER_2015_09_juli_stat_elek_NL.pdf

Fiche België. (2015, December). Opgehaald van de nationale website van België: http://www.belgium.be/nl/over_belgie/land/belgie_in_een_notendop/fiche_belgie/

Gegevens over de PV-zonneproductie. (2015, Oktober 19). Opgehaald van de website van Elia: http://www.elia.be/nl/grid-data/productie/Solar-power-generation-data/Graph

Gegevens over windproductie. (2015, Oktober 19). Opgehaald van de website van Elia: http://www.elia.be/nl/grid-data/productie/windproductie

Gemiddeld energieverbruik van een gezin. (2015). Opgehaald van de website van de Vreg: http://www.vreg.be/nl/gemiddeld-energieverbruik-van-een-gezin

Geografie van België. (2015, Oktober 19). Opgehaald van de website van Wikipedia: https://nl.wikipedia.org/wiki/Geografie_van_Belgi%C3%AB

Masterproef XXI Dieter Meire

Historische inflatie België - CPI inflatie. (2015). Opgehaald van Inflation: http://nl.inflation.eu/inflatiecijfers/belgie/historische-inflatie/cpi-inflatie-belgie.aspx

Inzet van regelvermogen. (2015, Oktober 19). Opgehaald van de website van Elia: http://www.elia.be/nl/grid-data/balancing/inzet-van-regelvermogen

Kernuitstap. (2015, Augustus 24). Opgehaald van de website van FOD Economie: http://economie.fgov.be/nl/consument/Energie/Nucleaire/kerncentrales/Kernuitstap/#.VdsF0CXtlBc

Kruispuntbank van Ondernemingen. (2015). Opgehaald van de website van Kruispuntbank van Ondernemingen: http://kbopub.economie.fgov.be/kbopub/zoeknaamfonetischform.html

Kruispuntbank van Ondernemingen - Infrax - Ondernemingsnummer: 0882.509.166. (2015). Opgehaald van de website van Kruispuntbank van Ondernemingen: http://kbopub.economie.fgov.be/kbopub/toonondernemingps.html?ondernemingsnummer=882509166

Kruispuntbank van Ondernemingen - Ores - Ondernemingsnummer: 0897.436.971. (2015). Opgehaald van de website van Kruispuntbank van Ondernemingen: http://kbopub.economie.fgov.be/kbopub/toonondernemingps.html?ondernemingsnummer=897436971

Ondersteunende diensten: Volumes & prijzen. (2015, 09 10). Opgehaald van de website van Elia: http://www.elia.be/nl/leveranciers-en-contractors/aankoopcategorieen/energieaankopen/Ancillary-Services-Volumes-Prices

Over Eandis - Wie zijn we, wat doen we. (2015, oktober 26). Opgehaald van de website van Eandis: http://www.eandis.be/nl/over-eandis/het-bedrijf/meer-over-eandis/wie-zijn-we-wat-doen-we

Policy 1: Load-Frequency Control and Performance. (2015). Opgehaald van de website van ENTSO-E.

Productiepark. (2015). Opgehaald van de website van Elia: http://publications.elia.be/upload/ProductionParkOverview.html?TS=20120416193815

Productiepark kerncentrales. (2015, Augustus 24). Opgehaald van de website van FOD Economie: http://economie.fgov.be/nl/ondernemingen/energie/nucleaire/kerncentrales/Nucleair_park/#.VdsHmCXtlBc

Stappenplan invoering Activity Based Costing. (2015, November 9). Opgehaald van de website van WEKAfinancieel: http://www.weka-financieel.nl/DownloadFile.lynkx?id=14471

Statistiek elektriciteit. (2015, Augustus 24). Opgehaald van de website van FEBEG: https://www.febeg.be/statistiek-elektriciteit

Statistieken en gegevens. (2015, Oktober). Opgehaald van de website van Synergrid: http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=NEWSLETTER_NL_FR_08_2014_Elektriciteit_Flux_Electriques.pdf

What is the difference between CAPEX and OPEX? (2015, November 10). Opgehaald van de website van Investopedia: http://www.investopedia.com/ask/answers/020915/what-difference-between-capex-and-opex.asp

Masterproef XXII Dieter Meire

Wie doet wat op de energiemarkt. (2015, Oktober 16). Opgehaald van de website van de VREG: http://www.vreg.be/nl/energie-opwekken-de-producent

Windmolenpark Wind aan de Stroom. (2015, December 7). Opgehaald van de website van Wind aan de Stroom: http://www.windaandestroom.be/index.php/windmolenpark

Koninklijk besluit houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. (202, December 19). Opgehaald van de website van Kruispuntbank Wetgeving: http://www.ejustice.just.fgov.be

Bruggeman, W., Everaert, P., & Hoozée, S. (2010). Handboek Management Accounting. Kostrpijsberekening voor managementbeslissingen (Negende druk ed.). Antwerpen: Intersentia.

Devogelaer, D., & Gusbin, D. (2015, April). PAPER 3-15, 2030 Climate and Energy Framework for Belgium, Impact assessment of a selection of policy scenarios up to 2050. Brussel.

Duerinck, J., Wetzels, W., Cornelis, E., Moorkens, I., & Valkering, P. (2014). Potentieel studie hernieuwbare energie 2030 in Vlaanderen. VITO in opdracht van het Vlaam Energieagentschap.

Frans Van Hulle et al. (2010). Powering Europe: Wind enegery and the electricty grid. Artoos.

Hannele Holttinen et al. (2009-2011). Design and operation of power systems with large amounts of wind power. Tekniikantie 4A, Espoo: VTT.

Hirth, L. (2012). Integration Costs and the Value of Wind Power. Raadpleegbaar via: http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2187632.

Holttinen et al. (2011). Impacts of large amounts of wind power on design and operation of power systems. In H. P. Holttinen. Wind Energy.

Internationaal Energie Agentschap & Nuclear Energy Agency (b). (2010). Projected Costs of Generating Electricity (Vol. Hoofdstuk 2). France: Organisation for Economic Co-operation and Development PUBLICATIONS, 2 rue André-Pascal, 75775 Paris Cedex 16.

Joskow, P. (2011). Comparing the costs of intermittent and dispatchable electricity generating technologies. The American Economic Review, 238–241.

Kruispuntbank Wetgeving. (202, December 19). Koninklijk besluit houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe. Opgehaald van Kruispuntbank Wetgeving: http://www.ejustice.just.fgov.be

Evolution of ancillary services needs to balance the Belgium control Area towards 2018. (Mei 2013). Opgehaald van de website van Elia.

Meire, D. (2015). Productie en consumptie dagprofiel. Gent.

Milligan, M. &. (2009). “Calculating Wind Integration Costs: Separating Wind Energy Value from Integration Cost Impacts. NREL Technical Report TP-550-46275.

Mortelmans, K. (2016, Maart 14). Herstart Tihange 1 leidt tot tijdelijke uitschakeling van diverse windturbines. Energeia.

Masterproef XXIII Dieter Meire

Poelmans, L., Lodewijks, P., & Engelen, G. (2012). Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen 2011-2020. VITO.

Reyniers, P. (2015, November 13). A Journey to Green Energy. Vrije publicatie raadpleegbaar op de website van Eandis, p. 50.

SensufuB F., M. T. (2011). Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes. EEG.

Shahbaz, M. (2015, november 9). Activity-Based Costing (ABC). Opgehaald van wordpress: https://allearth.wordpress.com/education/cost/abc/

Sophie Pelland, J. R. (October 2013). Photovoltaic and Solar Forecasting: State of the Art. International Energy Agency.

Souffreau, B. (2015, December 01). Belgische deal: 'slecht voor duurzame energie, feestje voor Electrabel'. Energeia.

Ueckerdt, F., Hirth, L., Edenhofer, O., & Luderer, G. (2013). System LCOE: What are the costs of variable renewables? ENERGY, 33.

van Bon, J. (2011). ITIL Pocketguide - 2011 Editie (Eerste druk, vierde oplage, februari 2014 ed.). Zaltbommel: Van Haren Publishing.

Wellens, P., Vaquette, Q., Zaman, T., & Van Roost, J. (2012). Kernenergie en decentrale elektriciteitsproductie. Brussel: Uitgeverij Leo Broekaert.

Wiertz, S., & Mulder, A. (2015, November 15). Activity-based costing. Opgehaald van website van ICT-loket: http://www.ictloket.nl/kennisbank/mkb-affiliate-marketing/marketingmodellen/activity-based-costing/

Ziegenhagen Inka. (2013). Impact of Increasing Wind and PV Penetration Rates on Control Power Capacity Requirements in Germany. Germany: Master’s thesis, University of Leipzig.

Masterproef XXIV Dieter Meire

Bijlagen

Bijlage 1: Eindresultaat Studie: Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen ................... XXV

Bijlage 2: Verschillende producten voor onevenwichtsreserves ..................................................... XXVII

Bijlage 3: Aanspreken van reserves in real-life uitbating ................................................................ XXVIII

Bijlage 4: Waarderingsregels netbeheerders: materiële vaste activa ................................................ XXX

Bijlage 5: Historisch gemiddelde inflatie België ............................................................................... XXXIV

Bijlage 6: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België ........................................................ XXXV

Bijlage 7: Modelparameter bij de verdubbeling hernieuwbare energie ........................................ XXXVII

Bijlage 8: Impact aangroei hernieuwbare energie per technologie ...................................................... XL

Bijlage 9: Persartikel: Belgische deal: 'Slecht voor duurzame energie, feestje voor Electrabel .......... XLII

Bijlage 10: Modelparameters bij sluiting Doel 1 en Doel 2 ............................................................... XLIV

Masterproef XXV Dieter Meire

Bijlage 1: Eindresultaat Studie: Onthaalcapaciteit decentrale productie in Vlaanderen

(Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

In deze bijlage zijn de resultaten opgenomen van de studie onthaalcapaciteit decentrale productie in

Vlaanderen. De kleurcode geeft een weergave van de investeringskost om het windpark aan te

sluiten. De bijhorende tabellen zijn gerangschikt vanaf de goedkoopste aansluitbare windcluster. Per

windcluster is het clustervermogen weergegeven (rekening houdend met opgesteld

productievermogen van 3MW per windturbine).

Geografisch overzicht Windclusters

Figuur 54: Investeringskost per windcluster (Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

Masterproef XXVI Dieter Meire

Tabel 38: Investeringskost windclusters gerangschikt vanaf de goedkoopste cluster

(Poelmans, Lodewijks, & Engelen, 2012)

Masterproef XXVII Dieter Meire

Bijlage 2: Verschillende producten voor onevenwichtsreserves

In onderstaande tabel zijn de verschillende producten van onevenwichtsreserves weergegeven

(opgehaald van de website van Elia):

Tabel 39: De verschillende producten voor onevenwichtsreserves (Beschikbaar regelvermogen, 2015)

Het CIPU-contract (Coördinatie van de productie, 2015), ‘Coordination of the Injection of the

Production Units’ vormt naast de gecontracteerde reserves R1, R2 en R3 ook een kader voor

de activering van vermogen dat door de producent niet wordt gebruikt. Het contract is een

basisovereenkomst voor het ter beschikking stellen van de ondersteunende diensten.

http://www.elia.be/nl/producten-en-diensten/productfiches

Masterproef XXVIII Dieter Meire

Bijlage 3: Aanspreken van reserves in real-life uitbating

Op donderdag 15 oktober 2015 had het Belgisch energiesysteem te maken met een onevenwicht

waardoor de transportnetbeheerder Elia genoodzaakt was om secundaire en tertiaire reserves te

activeren. De reden van het onevenwicht had vermoedelijk te maken met de foutieve voorspelling

van de opgewekte zonne-energie en windenergie. Dit is waarneembaar op de volgende figuren:

Figuur 55: Voorspelling zonne-energie t.o.v. werkelijke productie op 15/10/2015 (Gegevens over de PV-zonneproductie, 2015)

Figuur 56: Voorspelling windenergie t.o.v. werkelijke productie op 15/10/2015 (Gegevens over windproductie, 2015)

Masterproef XXIX Dieter Meire

In de volgende tabel zijn de volumes van de geactiveerde reserves per product weergegeven:

GDV= the gross Downward regulation Volume, i.e. the sum of all downward regulation actions requested by Elia in a given quarter-hour; GUV= the gross Upward regulation Volume, i.e. the sum of all upward regulation actions requested by Elia in a given quarter-hour; NRV= the net Regulation Volume in a given quarter-hour, equal to the difference between the gross upward regulation volume and the gross downward regulation volume.

Tabel 40: Geactiveerde reserves op 15/10/2015 in België (Inzet van regelvermogen, 2015)

Tabel 41: Productcategorieën (Inzet van regelvermogen, 2015)

Masterproef XXX Dieter Meire

Bijlage 4: Waarderingsregels netbeheerders: materiële vaste activa

Waarderingsregels Elia

(Kruispuntbank van Ondernemingen - Elia - Ondernemingsnummer: 0471.869.861, 2014)

Afschrijvingen worden in de winst- en verliesrekening opgenomen volgens de lineaire methode over

de geschatte gebruiksduur van elk stuk van een actiefbestanddeel van terreinen, gebouwen en

uitrusting. De terreinen worden niet afgeschreven.

De afschrijvingsmethoden, de resterende levensduur, alsook de eventuele restwaarde van de

terreinen, gebouwen en uitrusting worden op het einde van elk boekjaar geëvalueerd en, in

voorkomend geval, prospectief aangepast.

administratieve gebouwen 2,00%

industriële gebouwen 2,00 – 4,00%

bovengrondse lijnen 2,00 – 4,00%

ondergrondse kabels 2,00 – 5,00%

offshore kabels 2,50 – 5,00%

onderstations (installaties en machines) 2,50 – 6,67%

teletransmissie 3,33 – 12,50%

dispatching 4,00 – 10,00%

andere TGU (uitrusting van gehuurde gebouwen) contractuele periode

voertuigen 6,67 – 20,00%

gereedschap en kantoormeubilair 6,67 – 20,00%

hardware 25,00 – 33,00%

Masterproef XXXI Dieter Meire

Waarderingsregels voor de netbeheerders in België

De waarderingsregels (Koninklijk besluit van de rapportering en kostenbeheersing door de

beheerders van distributienetten voor elektriciteit., 2008) zijn wettelijk bepaald volgens het

koninklijk besluit van 2 september 2008:

2 SEPTEMBER 2008. - Koninklijk besluit betreffende de regels met betrekking tot de vaststelling van

en de controle op het totaal inkomen en de billijke winstmarge, de algemene tariefstructuur, het

saldo tussen kosten en ontvangsten en de basisprincipes en procedures inzake het voorstel en de

goedkeuring van de tarieven, van de rapportering en kostenbeheersing door de beheerders van

distributienetten voor elektriciteit.

Bron: ECONOMIE,KMO,MIDDENSTANDENENERGIE

Publicatie: 12-09-2008 nummer: 2008011382 bladzijde: 47502

Dossiernummer: 2008-09-02/30

Inwerkingtreding : 12-09-2008

HOOFDSTUK II. - Het totaal inkomen en de billijke marge.

Afdeling 4. - De ontwikkelingsregels van het gereguleerd actief in de tijd.

Art. 5.

§ 1. De economische reconstructiewaarde evolueert vanaf 1 januari 2008 jaarlijks door:

- de toevoeging van alle nieuwe investeringen van dat jaar, zowel de uitbreidings- als de

vervangingsinvesteringen;

- het in mindering brengen van de nettoboekwaarde van de buitengebruikstellingen van dat

jaar;

- het in mindering brengen van de meerwaarde, toekomend aan de materiële vaste activa

zoals vermeld in het gereguleerde actief, bepaald in artikel 4, § 1; Deze meerwaarde wordt

afgeboekt en in de kosten opgenomen à rato van 2 % per jaar in de eerste regulatoire

periode. Na afloop van het derde jaar van elke regulatoire periode wordt het

voortschrijdende gemiddelde over de voorbije 4 jaren bepaald. Dit voortschrijdend

gemiddelde wordt toegepast in de eerstvolgende regulatoire periode.

- het in mindering brengen van de afschrijvingen van de gereguleerde materiële vaste activa

per einde van dat jaar;

- het in mindering brengen van de tussenkomsten van derden;

http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/loi_a1.pl?language=nl&la=N&cn=2008090230&table_name=wet&&caller=list&N&fromtab=wet&tri=dd+AS+RANK&rech=1&numero=1&sql=(text+contains+(%27%27))#LNKR0002

http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/loi_a1.pl?language=nl&la=N&cn=2008090230&table_name=wet&&caller=list&N&fromtab=wet&tri=dd+AS+RANK&rech=1&numero=1&sql=(text+contains+(%27%27))#LNKR0006

http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/loi_a1.pl?language=nl&la=N&cn=2008090230&table_name=wet&&caller=list&N&fromtab=wet&tri=dd+AS+RANK&rech=1&numero=1&sql=(text+contains+(%27%27))#Art.4

http://www.ejustice.just.fgov.be/cgi_loi/loi_a1.pl?language=nl&la=N&cn=2008090230&table_name=wet&&caller=list&N&fromtab=wet&tri=dd+AS+RANK&rech=1&numero=1&sql=(text+contains+(%27%27))#LNK0007

Masterproef XXXII Dieter Meire

- het in mindering brengen van dat deel van eventuele subsidies, bestemd voor de

vennootschap, dat op basis van de wettelijk geldende boekhoudkundige normen in het

resultaat van het boekjaar wordt opgenomen;

- de toevoeging van de evolutie van de behoefte aan bedrijfskapitaal ten overstaan van de

laatst in aanmerking genomen waarde.

§ 2. De in § 1 bedoelde investeringen zijn deze die opgenomen zijn in het door de gewestelijke

regulator goedgekeurde investeringsplan. De in mindering gebrachte meerwaarden bedoeld in § 1

zijn deze die opgenomen zijn in de lijst bedoeld in artikel 17, § 2, 2° a en door de Commissie als

verantwoord aanvaard.

§ 3. Het jaarlijks bedrag van de in § 1 bedoelde afschrijvingen wordt bepaald op basis van de

historische aanschaffingskost en van de volgende afschrijvingspercentages, zonder rekening te

houden met enige restwaarde : Activa jaarlijks afschrijvingspercentage.

Industriele gebouwen 3% (33 jaar)

Administratieve gebouwen: 2% (50 jaar)

Kabels: 2% (50 jaar)

Lijnen: 2% (50 jaar)

Posten en cabines :

- Laagspanningsuitrustingen : 3% (33 jaar)

- Hoogspanningsuitrustingen : 3% (33 jaar)

Aansluitingen :

- Transformaties 3% (33 jaar)

- Lijnen en kabels 2% (50 jaar)

Meetapparatuur : 3% (33 jaar)

Teletransmissie en optische vezels : 10% (10 jaar)

Gereedschap en meubilair : 10% (10 jaar)

Rollend materieel : 20% (5 jaar)

CAB, telebediening,

Uitrusting dispatching 10% (10 jaar)

Labo-uitrusting 10% (10 jaar)

Administratieve uitrusting

(informatica en kantooruitrusting) 33% (3 jaar)

Telegelezen meters 10% (10 jaar)

Budgetmeters 10% (10 jaar)

WKK installaties 10% (10 jaar)

Masterproef XXXIII Dieter Meire

Onverminderd artikel 12novies van de wet, wordt het jaarlijks bedrag van de in § 1 bedoelde

afschrijvingen bepaald op basis van de historische aanschaffingskost, zonder rekening te houden met

enige restwaarde.

§ 4. Het resultaat van de in § 1 bedoelde bewerking vormt de eindwaarde van de RAB van het

betreffende jaar en kan overgenomen worden als beginwaarde van het gereguleerd actief van het

volgend jaar.

§ 5. Het rendementspercentage wordt toegepast op het gemiddelde van de beginwaarde (op 1

januari) van het gereguleerd actief en de eindwaarde (op 31 december) ervan voor het betreffende

jaar, berekend volgens de regels bedoeld in §§ 1 tot en met 4 van dit artikel.

Masterproef XXXIV Dieter Meire

Bijlage 5: Historisch gemiddelde inflatie België

In deze bijlage (Historische inflatie België - CPI inflatie, 2015) is een overzicht van de historische

Belgische inflatie (CPI) terug te vinden.

Tabel 42: Gemiddelde inflatie België (CPI) per jaar (Historische inflatie België - CPI inflatie, 2015)

Masterproef XXXV Dieter Meire

Bijlage 6: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België

In onderstaande tabel is de maatschappelijke integratiekost in België weergegeven voor de periode

01/02/2014 tot 31/01/2015:

Tabel 43: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België

Koste

npla

ats

Activi

teit

Tota

le k

ost

van d

e a

ctivi

teit

Kostd

rive

rV

olu

me v

an d

e k

ostd

rive

rK

ost

per

eenheid

kostd

rive

r/ja

ar

Beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

8.3

52.7

38,9

8 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]3728,9

0

2.2

40,0

0 €

Mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen

-

€

Inje

ctiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]0,0

0

4.9

60,0

0 €

Gro

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

9.9

68.0

00,0

0 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

gro

te s

tructu

rele

inve

ste

ringen [

MW

]712,0

0

14.0

00,0

0 €

Aanle

ggen s

ecundaire

reserv

es

9.2

06.4

99,5

2 €

S

ecundaire r

eserv

e c

apaciteitsbehoefte [

MW

]46,7

1

197.1

00,0

0 €

Aanle

ggen t

ert

aire r

eserv

es

8.6

64.1

79,1

9 €

Tert

iaire r

eserv

e c


MW

]188,9

3

45.8

58,6

0 €

Active

ren v

an r

eserv

es

4

5.8

41.7

64,4

6 €

E

nerg

iebehoefte s

ecundaire r

eserv

e +

tert

iaire

reserv

e [

MW

h]

458417,6

4

100,0

0 €

Aanle

ggen b

ack-u

penerg

ie

-

€

B

ack-u

p c


MW

]0,0

0

-

€

Verm

indering p

roductie-u

ren

kern

centr

ale

s

823.7

61,7

1 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

kern

centr

ale

s [

MW

h]

1081148,1

3

0,7

6 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

koolc

entr

ale

s

3

.893.2

79,8

6 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

koolc

entr

ale

s [

MW

h]

893850,2

0

4,3

6 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

gascentr

ale

s

179.8

86.2

57,0

5 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

gascentr

ale

s [

MW

h]

9816841,9

8

18,3

2 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

WK

K-p

roductie

104.8

57,1

8 €

H

oeve

elh

eid

WK

K-e

nerg

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

136396,7

5

0,7

7 €

Reducere

n o

vers

chot

aan P

V-

pro

ductie

3.5

01.9

89,5

3 €

H

oeve

elh

eid

PV

-energ

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

289796,9

2

12,0

8 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p land

45.4

75,4

9 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p land d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

45013,2

9

1,0

1 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p z

ee

29.6

08,2

9 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p z

ee d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

25721,8

8

1,1

5 €

2

70

.31

8.4

11

,26

€

Ma

ats

ch

ap

pe

lijk

e in

teg

rati

ek

os

t:

Re

su

lta

ten

ko

ste

nm

od

el

Netw

erk

inve

ste

ringen

Bala

ncere

n v

an h

et

energ

iesyste

em

Pro

filere

n

Masterproef XXXVI Dieter Meire

Figuur 57: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België

Masterproef XXXVII Dieter Meire

Bijlage 7: Modelparameter bij de verdubbeling hernieuwbare energie

Tabel 44: Overzicht productvariabelen kostenmodel bij verdubbeling hernieuwbare energie




kwartierwaarden)


kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)









Wind op zee

Energiesysteem

WKK

PV

Wind op land

Masterproef XXXVIII Dieter Meire

Tabel 45: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling hernieuwbare energie

Koste

npla

ats

Activi

teit

Tota

le k

ost

van d

e a

ctivi

teit

Kostd

rive

rV

olu

me v

an d

e k

ostd

rive

rK

ost

per

eenheid

kostd

rive

r/ja

ar

Beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

1

6.1

99.6

80,0

0 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]7232,0

0

2.2

40,0

0 €

Mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen

1.1

19.9

81,2

1 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]225,8

0

4.9

60,0

0 €

Gro

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

1

9.9

36.0

00,0

0 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

gro

te s

tructu

rele

inve

ste

ringen [

MW

]1424,0

0

14.0

00,0

0 €

Aanle

ggen s

ecundaire

reserv

es

1

8.4

12.9

99,0

4 €

S

ecundaire r

eserv

e c


MW

]93,4

2

197.1

00,0

0 €

Aanle

ggen t

ert

aire r

eserv

es

1

7.3

28.3

58,3

8 €

Tert

iaire r

eserv

e c


MW

]377,8

6

45.8

58,6

0 €

Active

ren v

an r

eserv

es

9

1.6

83.5

28,9

3 €

E

nerg

iebehoefte s

ecundaire r

eserv

e +

tert

iaire

reserv

e [

MW

h]

916835,2

9

100,0

0 €

Aanle

ggen b

ack-u

penerg

ie

-

€

B

ack-u

p c


MW

]0,0

0

-

€

Verm

indering p

roductie-u

ren

kern

centr

ale

s

7

.788.8

13,7

4 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

kern

centr

ale

s [

MW

h]

3252628,6

7

2,3

9 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

koolc

entr

ale

s

35.0

33.8

62,0

9 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

koolc

entr

ale

s [

MW

h]

2089579,9

3

16,7

7 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

gascentr

ale

s

1.1

56.0

39.6

35,5

3 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

gascentr

ale

s [

MW

h]

16181040,5

5

71,4

4 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

WK

K-p

roductie

6.1

33.7

22,6

6 €

H

oeve

elh

eid

WK

K-e

nerg

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

1408970,2

3

4,3

5 €

Reducere

n o

vers

chot

aan P

V-

pro

ductie

143.4

65.8

12,8

9 €

H

oeve

elh

eid

PV

-energ

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

2275115,7

6

63,0

6 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p land

4.5

75.2

49,2

3 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p land d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

604263,6

4

7,5

7 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p z

ee

2.9

78.8

63,5

7 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p z

ee d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

345293,5

1

8,6

3 €

1

.52

0.6

96

.50

7,2

6 €

M

aa

tsc

ha

pp

elijk

e in

teg

rati

ek

os

t:

Re

su

lta

ten

ko

ste

nm

od

el

Netw

erk

inve

ste

ringen

Bala

ncere

n v

an h

et

energ

iesyste

em

Pro

filere

n

Masterproef XXXIX Dieter Meire

Figuur 58: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België bij verdubbeling geïnstalleerde

hernieuwbare energie

Masterproef XL Dieter Meire

Bijlage 8: Impact aangroei hernieuwbare energie per technologie

Onderstaande weergegeven kosten per megawattuur hernieuwbare energie zijn opgesteld door per

technologie het geïnstalleerd vermogen te verhogen van 0% naar 30% van de totale

energieconsumptie.

Figuur 59: Integratiekost per geproduceerde WKK-energie voor de aangroei van WKK-energie

Figuur 60: Integratiekost per geproduceerde PV-energie voor de aangroei van PV-energie

Masterproef XLI Dieter Meire

Figuur 61: Integratiekost per geproduceerde windenergie op land voor de aangroei van windenergie op land

Figuur 62: Integratiekost per geproduceerde windenergie op zee voor de aangroei van windenergie op zee

Masterproef XLII Dieter Meire

Bijlage 9: Persartikel: Belgische deal: 'Slecht voor duurzame energie, feestje voor

Electrabel (Souffreau, 2015)

BRUSSEL (Energeia) - De beslissing van de Belgische regering om de kerncentrales Doel 1 en Doel 2

tien jaar langer open te houden en de nucleaire rente naar beneden bij te stellen, zorgt voor heel

wat reacties. Greenpeace stapt alvast naar de Raad van State om de beslissing tegen te houden.

Greenpeace schakelt het verzet tegen de verlenging van de levensduur van Doel 1 en Doel 2 een

versnelling hoger door naar de Raad van State te stappen. De milieuactivisten dienen een klacht in

tegen de regering en tegen de nucleaire waakhond Fanc. "De beslissingen raken zowel juridisch als

technisch kant noch wal." Zo eist Greenpeace een milieueffectenrapport en een publieke consultatie.

Doel 1 zou ook de volledige vergunningsprocedure moeten doorlopen. Volgens Greenpeace zou het

Fanc ook de verwachtingen hebben bijgesteld "om Electrabel te plezieren".

Stroomoverschot

Volgens Bond Beter Leefmilieu, Greenpeace en WWF legt de verlenging van de levensduur van de

Doelse kernreactoren ook windmolens stil. "De regering beslist om een kruis te maken over

toekomstige investeringen in hernieuwbare energie en in energiebesparing", aldus Sara Van Dyck,

woordvoerster van Bond Beter Leefmilieu. Zij koppelt de beslissing ook aan de Klimaattop in Parijs en

vindt het akkoord met Engie een verkeerd signaal. Volgens de milieuorganisaties dreigen de komende

jaren windturbines stil te staan omdat er teveel stroom op het net zit. Kernenergie als baseload botst

met de noodzaak aan flexibiliteit bij hernieuwbare energieproductie.

De milieuorganisaties worden - wat de flexibiliteit betreft - alvast bijgetreden door Essent-CEO Frank

Brichau en Ronnie Belmans van Greenville. Brichau: "De verlenging van Doel 1 en Doel 2 sluit de deur

voor een flexibele energietransitie op korte termijn." En Belmans vreest voor enorme problemen in de

zomer. "Het is of de zonnecentrales, of de kerncentrales; beide samen lukt niet", klinkt het. Ook Leen

Dierick, kamerlid voor de regeringspartij CD&V, heeft dezelfde kritiek geuit.

Champagnekurken bij Electrabel

Vanuit politieke hoek reageert vooral Groen ontstemd op het akkoord. Groen-voorzitter Meyrem

Almaci heeft het over "een gitzwarte dag voor hernieuwbare energie. En bij Electrabel knallen de

champagnekurken." Kristof Calvo, kamerlid voor Groen en energie-expert, omschrijft het akkoord als

"een miljoenencadeau voor Electrabel en een nekslag voor alle investeerders in hernieuwbare

energie". Hij belooft vanuit het parlement alles in het werk te stellen om het akkoord tegen te

houden. Zijn collega's mogen zich dus opmaken voor marathonzittingen, want het parlement moet

het akkoord in wetteksten gieten.

Masterproef XLIII Dieter Meire

Eenzelfde geluid bij Ecolo. Zij noemen het akkoord onverantwoord en kostbaar. "Electrabel

hypothekeert de noodzakelijke investeringen in hernieuwbare energie", aldus Ecolo. De groenen

vinden ook dat de premier geen vuist kon maken tegen Electrabel. "Kan Michel zijn

verantwoordelijkheden wel aan", vraagt de partij zich af.

Ook levensduurverlenging voor andere reactoren?

Luc Barbé, energiespecialist en oud-kabinetschef van energieminister Olivier Deleuze (Ecolo), is niet

verrast door de beslising van Michel I, maar noemt ze wel "schandalig". "De MR houdt de touwtjes op

het vlak van kernenergie stevig in handen", legt hij aan VRT Nieuws uit. Hij vreest dat het akkoord de

strop zal betekenen voor heel wat hernieuwbare energieprojecten. Blij met de steun van Engie voor

het energietransitiefonds is hij evenmin. Het bedrag (EUR 20 mln) is te laag en waarschijnlijk zal een

deel van het geld naar Engie terugvloeien, zegt hij.

In 2025 vreest Barbé een herhaling van het scenario met Doel 1 en Doel 2. "Ik kan me best voorstellen

dat de regering in 2025 zal zeggen: 'Tiens, we hebben onvoldoende vervangingscapaciteit ter

beschikking'." Dat zou dan opnieuw tot een levensduurverlenging kunnen leiden.

Consument de pineut

Test-Aankoop betreurt dat de regering Electrabel opnieuw tot dominante energieproducent heeft

gepromoveerd. "De regering heeft een duidelijke keuze gemaakt om verder de nucleaire weg in te

slaan", zegt Simon November, woordvoerder bij Test-Aankoop. "De consument verliest", aldus de

organisatie. "Terwijl Electrabel kan profiteren van het goedkoop produceren van kernenergiestroom,

wordt de elektriciteitsprijs voor de consument door de gasprijs bepaald." Test-Aankoop vindt ook dat

de regering kiest voor het verleden door niet de kaart van hernieuwbare energie te trekken.

Grootverbruikers tevreden

Febeliec, de federatie van grootverbruikers, is blij met het akkoord. De organisatie verwacht meer

bevoorradingszekerheid en kleinere afhankelijkheid van het buitenland. Daarnaast wint de overheid

tien jaar om een consensus te vinden over een energievisie. Volgens Febeliec woog de onzekere

toekomst van de kerncentrales op het investeringsklimaat. Maar Febeliec dringt wel aan op een snelle

beslissing over de energievisie op lange termijn.

Bram Souffreau, [email protected], 01 december 2015

© 2015 Energeia. Alle rechten voorbehouden.

mailto:[email protected]

Masterproef XLIV Dieter Meire

Bijlage 10: Modelparameters bij sluiting Doel 1 en Doel 2

Tabel 46: Overzicht productvariabelen kostenmodel bij sluiting Doel 1 en Doel 2




kwartierwaarden)


kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)


kwartierwaarden)




kwartierwaarden)



kwartierwaarden)


kwartierwaarden)









Wind op zee

Energiesysteem

WKK

PV

Wind op land

Masterproef XLV Dieter Meire

Tabel 47: Overzicht maatschappelijke integratiekost in België bij sluiting Doel 1 en Doel 2

Koste

npla

ats

Activi

teit

Tota

le k

ost

van d

e a

ctivi

teit

Kostd

rive

rV

olu

me v

an d

e k

ostd

rive

rK

ost

per

eenheid

kostd

rive

r/ja

ar

Beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

8.3

52.7

38,9

8 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

beperk

te n

etw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]3728,9

0

2.2

40,0

0 €

Mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen

-

€

Inje

ctiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

mid

delg

rote

netw

erk

inve

ste

ringen [

MW

]0,0

0

4.9

60,0

0 €

Gro

te n

etw

erk

inve

ste

ringen

9.9

68.0

00,0

0 €

In

jectiepie

k lokale

pro

ductie o

nth

aalb

aar

mits

gro

te s

tructu

rele

inve

ste

ringen [

MW

]712,0

0

14.0

00,0

0 €

Aanle

ggen s

ecundaire

reserv

es

9.2

06.4

99,5

2 €

S

ecundaire r

eserv

e c


MW

]46,7

1

197.1

00,0

0 €

Aanle

ggen t

ert

aire r

eserv

es

8.6

64.1

79,1

9 €

Tert

iaire r

eserv

e c


MW

]188,9

3

45.8

58,6

0 €

Active

ren v

an r

eserv

es

4

5.8

41.7

64,4

6 €

E

nerg

iebehoefte s

ecundaire r

eserv

e +

tert

iaire

reserv

e [

MW

h]

458417,6

4

100,0

0 €

Aanle

ggen b

ack-u

penerg

ie

-

€

B

ack-u

p c


MW

]0,0

0

-

€

Verm

indering p

roductie-u

ren

kern

centr

ale

s

121.5

10,6

4 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

kern

centr

ale

s [

MW

h]

386317,7

1

0,3

1 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

koolc

entr

ale

s

784.7

10,7

9 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

koolc

entr

ale

s [

MW

h]

450099,8

9

1,7

4 €

Verm

indering p

roductie-u

ren

gascentr

ale

s

92.6

84.8

27,8

3 €

H

oeve

elh

eid

energ

iepro

ductieve

rmin

dering v

oor

gascentr

ale

s [

MW

h]

9483700,2

9

9,7

7 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

WK

K-p

roductie

8

.191,7

7 €

H

oeve

elh

eid

WK

K-e

nerg

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

38411,5

3

0,2

1 €

Reducere

n o

vers

chot

aan P

V-

pro

ductie

362.6

75,2

9 €

H

oeve

elh

eid

PV

-energ

ie d

ie t

e v

eel w

ord

t

gepro

duceerd

[M

Wh]

95866,4

0

3,7

8 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p land

2

.360,2

3 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p land d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

10326,8

3

0,2

3 €

Reducere

n o

vers

chot

aan

win

dpro

ductie o

p z

ee

1

.536,7

0 €

H

oeve

elh

eid

win

denerg

ie o

p z

ee d

ie t

e v

eel

word

t gepro

duceerd

[M

Wh]

5901,0

4

0,2

6 €

1

75

.99

8.9

95

,41

€

Ma

ats

ch

ap

pe

lijk

e in

teg

rati

ek

os

t:

Re

su

lta

ten

ko

ste

nm

od

el

Netw

erk

inve

ste

ringen

Bala

ncere

n v

an h

et

energ

iesyste

em

Pro

filere

n

Masterproef XLVI Dieter Meire

Figuur 63: Taartdiagram verdeling maatschappelijke integratiekost in België na sluiting Doel 1 en Doel 2



DIETER MEIRE

UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN...

Documents

Transcript of UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN...