EnergyVille berekent nieuwe scenario’s met zicht op energiemix na 2030

01-02-2018

Greenpeace, BBL en IEW vroegen EnergyVille om een aantal nieuwe scenario’s door te rekenen die meer inzicht moeten geven in de samenstelling en kosten van ons elektriciteitspark tijdens en na het langer openhouden van 2 kerncentrales. De scenario’s tonen aan dat door de verlenging van 2 GW kerncentrales tussen 2025 en 2035 de jaarlijkse kosten van het Belgische elektriciteitssysteem zo’n 4% lager liggen. Na definitieve sluiting in 2035 stijgen de kosten echter minstens tot op hetzelfde niveau als in de scenario’s met sluiting in 2025. De gasprijs speelt een veel crucialere rol in de jaarlijkse kosten en ook met nucleaire verlenging zijn gascentrales noodzakelijk.

Om de rol van het langer openhouden van 2 kerncentrales en de impact van de gasprijs beter in kaart te brengen berekende EnergyVille de volgende scenario’s waarbij resultaten tot en met 2040 worden besproken:

  • ‘UP18’ scenario: een laagste kost scenario onder de huidige beleidsassumpties en trends. Ten opzichte van de 2017 scenario’s die EnergyVille in opdracht van Febeliec berekende zijn volgende updates meegenomen:
    • De gasprijs projecties zijn overgenomen uit een recente publicatie van World Bank (10/2017) en zijn lager dan in het 2017 centrale scenario
    • De capaciteit van bestaande gascentrales daalt sneller dan in de 2017 scenario’s (Bron: EDF Luminus)
    • Tegen 2020 is er 2.2 GW aan offshore wind operationeel
  • ‘UP18-Nuc’ scenario: waarbij 2 GW aan nucleaire capaciteit beschikbaar blijft gedurende de periode 2025 tot 2035. De beschikbaarheid van nucleaire capaciteit bedraagt 80% per jaar, maar varieert tussen 0%, 50% en 100% aangezien er slechts 2 centrales van elk 1 GW actief kunnen zijn.

Het ‘UP18 scenario’, productiecapaciteit en productie

De lagere gasprijs en beschikbaarheid van 2.2 GW aan offshore windenergie in 2020, maken dat de groei van onshore wind en PV wat trager verlopen (met behalen van de 13% hernieuwbare doelstelling). Tussen 2020 en 2030 tonen de resultaten dat investeringen in nieuwe onshore windturbines gelijk lopen aan de 2017 scenario’s en stijgen tot het maximale potentieel van 8.6 GW. Nieuwe PV installaties blijven wat achter (bijna 6 GW in 2030), voornamelijk omwille van de lagere gasprijs. Investeringen in nieuwe gascentrales (STEG en WKK) brengen de totale capaciteit op eenzelfde niveau als in de eerdere scenario’s, namelijk ruim 6 GW. De productie van de gascentrales ligt echter zo’n 25% hoger in 2030 omwille van de lagere gasprijs. Ook import van elektriciteit is daardoor 40% lager (9.3 TWh).

Tussen 2030 en 2040 stijgt de vraag naar elektriciteit in België met 13% tot net geen 100 TWh, omwille van elektrische wagens en elektrificatie van verwarming (warmtepompen). Offshore windenergie stijgt tot zo’n 3 GW en de PV capaciteit verdubbelt tot 10.6 GW. Deze toename in hernieuwbare capaciteit zorgt voor een lichte daling in productie door gascentrales.

Het ‘UP18-Nuc scenario’, productiecapaciteit en productie

De verlenging van 2 kerncentrales, 2 GW aan capaciteit tussen 2025 en 2035, heeft volgens het TIMES kostenoptimalisatie model geen impact op de verdere groei van hernieuwbare energie. Investeringen in nieuwe gascentrales worden echter uitgesteld en de totale capaciteit blijft steken op 4.8 GW in 2030. Ook de productie door gascentrales ligt zo’n 30% lager en import 20% lager dan in het UP18 scenario. Na de sluiting van de nucleaire centrales in 2035 zien we dat de capaciteiten en productie in de 2 scenario’s identiek zijn. Dat bekent ook dat er in dit scenario tegen 2035 een versnelling in investeringen in gascentrales zal nodig zijn, ter vervanging van de nucleaire capaciteit en van oude gesloten gascentrales. Met een levensduur van 30 jaar zouden deze gascentrales tot 2065 in dienst kunnen blijven, wat moeilijk te rijmen valt met de langetermijn -80 tot -95% CO2 reductiedoelstellingen tegen 2050. Power-to-gas zal bijgevolg noodzakelijk zijn en kosten daarvan zullen nog sterk moeten dalen om het gebruik van deze gascentrales te kunnen vrijwaren.

Kosten van het ‘UP18’ en ‘UP18-Nuc’ scenario.

De impact van de lagere gasprijs ten opzichte van de 2017 scenario’s laat zich duidelijk zien in de jaarlijkse systeemkost voor elektriciteitsproductie. Die jaarlijkse kost ligt in 2030 ruim 12% of 764 miljoen euro lager in het UP18 ten opzicht van het 2017 centrale scenario. In het UP18-Nuc scenario ligt de jaarlijkse kost in 2030 nog zo’n 4% of 235 miljoen euro lager dan in het UP18 scenario, maar het is duidelijk dat de grootste daling (en ook onzekerheid) bij de gasprijs ligt.

Na de sluiting van de 2 GW nucleaire capaciteit in 2035 stijgen de jaarlijkse systeemkosten, zodat de twee scenario’s in 2040 identiek zijn met zo’n 7,2 miljard euro per jaar.

We kunnen stellen dat de verlenging van 2 GW aan nucleaire capaciteit een beperkte impact zal hebben op de jaarlijkse systeemkost van elektriciteitsproductie gedurende 10 jaar. De inzet en investeringen in gascentrales zullen hoe dan ook noodzakelijk zijn en de gasprijs speelt een veel crucialere rol in de jaarlijkse kosten.

Een presentatie met de details over het model, de gehanteerde uitgangspunten en de resultaten uit de studie kan u hier terugvinden.

Het volledige rapport kan u hier raadplegen.