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
170
Embed
UNIVERSITEIT GENT FACULTEIT ECONOMIE EN …lib.ugent.be/fulltxt/RUG01/002/273/655/RUG01-002273655_2016_0001... · Masterproef I Dieter Meire UNIVERSITEIT GENT ... maar vandaag 4,5
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
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
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 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
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
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.
Masterproef 8 Dieter Meire
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);
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.
Masterproef 10 Dieter Meire
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.
Masterproef 11 Dieter Meire
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
Masterproef 12 Dieter Meire
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.
Masterproef 13 Dieter Meire
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).
Masterproef 14 Dieter Meire
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
Masterproef 15 Dieter Meire
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).
Masterproef 16 Dieter Meire
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.
Masterproef 17 Dieter Meire
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.
Masterproef 18 Dieter Meire
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:
Masterproef 19 Dieter Meire
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.
Masterproef 20 Dieter Meire
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.
Masterproef 21 Dieter Meire
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
Masterproef 22 Dieter Meire
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.
Masterproef 23 Dieter Meire
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.
Masterproef 24 Dieter Meire
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.
Masterproef 25 Dieter Meire
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.
Masterproef 26 Dieter Meire
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.
Masterproef 27 Dieter Meire
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
Masterproef 28 Dieter Meire
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)
Masterproef 29 Dieter Meire
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)
Masterproef 30 Dieter Meire
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
Masterproef 31 Dieter Meire
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:
Masterproef 32 Dieter Meire
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]
Masterproef 33 Dieter Meire
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.
Masterproef 34 Dieter Meire
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)
Masterproef 35 Dieter Meire
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
Masterproef 36 Dieter Meire
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.
Masterproef 37 Dieter Meire
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
Masterproef 38 Dieter Meire
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
Masterproef 39 Dieter Meire
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:
Masterproef 40 Dieter Meire
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
Masterproef 41 Dieter Meire
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.
Masterproef 42 Dieter Meire
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.
Masterproef 43 Dieter Meire
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.
Masterproef 44 Dieter Meire
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)
Masterproef 45 Dieter Meire
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
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
Masterproef 60 Dieter Meire
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 consumptiecurve [MW] als tijdsprofiel.
De productie afkomstig van de lokale productiecurves [MW] als tijdsprofiel.
[ ] = De residuele afname is gelijk aan het
consumptietijdsprofiel verminderd met het
productietijdsprofiel van lokale producties.
Masterproef 61 Dieter Meire
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 consumptiecurve [MW] als tijdsprofiel.
De productie afkomstig van de lokale productiecurves [MW] als tijdsprofiel.
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.
Masterproef 62 Dieter Meire
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.
Masterproef 63 Dieter Meire
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:
Geïnstalleerd productievermogen
Lokale productiecurve
Globale productiecurve
Afwijking voorspelling
Wind op land:
Geïnstalleerd productievermogen
Lokale productiecurve
Globale productiecurve
Afwijking voorspelling
Wind op zee:
Geïnstalleerd productievermogen
Globale productiecurve
Afwijking voorspelling
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:
Masterproef 64 Dieter Meire
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.
…
Masterproef 65 Dieter Meire
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)
Masterproef 66 Dieter Meire
Deel 1/5
Figuur 31: Globaal integratiekostenmodel (Deel 1/5)
Masterproef 67 Dieter Meire
Deel 2/5
Figuur 32: Globaal integratiekostenmodel (Deel 2/5)
Masterproef 68 Dieter Meire
Deel 3/5
Figuur 33: Globaal integratiekostenmodel (Deel 3/5)
Masterproef 69 Dieter Meire
Deel 4/5
Figuur 34: Globaal integratiekostenmodel (Deel 4/5)
Masterproef 70 Dieter Meire
Deel 5/5
Figuur 35: Globaal integratiekostenmodel (Deel 5/5)
Masterproef 71 Dieter Meire
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
Vermindering productie-uren kerncentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor
kerncentrales [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Vermindering productie-uren koolcentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor
koolcentrales [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Vermindering productie-uren gascentralesHoeveelheid energieproductievermindering voor
gascentrales [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Reduceren overschot aan WKK-productieHoeveelheid WKK-energie die te veel wordt
geproduceerd [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Reduceren overschot aan PV-productieHoeveelheid PV-energie die te veel wordt
geproduceerd [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Reduceren overschot aan windproductie
op land
Hoeveelheid windenergie op land die te veel
wordt geproduceerd [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Reduceren overschot aan windproductie
op zee
Hoeveelheid windenergie op zee die te veel
wordt geproduceerd [MWh]
Deltakost* ten gevolge van
minder draaiuren
Netwerkinvesteringen
Balanceren van het
energiesysteem
Profileren
Masterproef 72 Dieter Meire
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)
Geïnstalleerd productievermogen MW
Lokale productiecurveTijdreeks (vermogen op
kwartierwaarden)
Globale productiecurveTijdreeks (vermogen op
kwartierwaarden)
Afwijking voorspelling %
Geïnstalleerd productievermogen MW
Lokale productiecurveTijdreeks (vermogen op
kwartierwaarden)
Globale productiecurveTijdreeks (vermogen op
kwartierwaarden)
Afwijking voorspelling %
Geïnstalleerd productievermogen MW
Globale productiecurveTijdreeks (vermogen op
kwartierwaarden)
Afwijking voorspelling %
Lokale productiecurveTijdreeks (vermogen op
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
Masterproef 73 Dieter Meire
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.
Masterproef 74 Dieter Meire
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)
Masterproef 75 Dieter Meire
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.
Masterproef 76 Dieter Meire
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:
Masterproef 77 Dieter Meire
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:
Masterproef 78 Dieter Meire
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:
Masterproef 79 Dieter Meire
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
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[%]
Masterproef 81 Dieter Meire
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.
Masterproef 82 Dieter Meire
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
Masterproef 83 Dieter Meire
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.
Masterproef 84 Dieter Meire
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.
€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’.
Masterproef 115 Dieter Meire
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
WKK-productie 104.857,18 €
Hoeveelheid WKK-energie dat te veel wordt
geproduceerd [MWh]136396,75 0,77 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan PV-
productie 3.501.989,53 €
Hoeveelheid PV-energie dat te veel wordt
geproduceerd [MWh]289796,92 12,08 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan
windproductie op land 45.475,49 €
Hoeveelheid windenergie op land dat te
veel wordt geproduceerd [MWh]45013,29 1,01 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan
windproductie op Zee 29.608,29 €
Hoeveelheid windenergie op zee dat te veel
wordt geproduceerd [MWh]25721,88 1,15 €
Masterproef 116 Dieter Meire
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
ProfileringskostenReduceren overschot aan
WKK-productie 6.133.722,66 €
Hoeveelheid WKK-energie dat te veel wordt
geproduceerd [MWh]1408970,23 4,35 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan PV-
productie 143.465.812,89 €
Hoeveelheid PV-energie dat te veel wordt
geproduceerd [MWh]2275115,76 63,06 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan
windproductie op land 4.575.249,23 €
Hoeveelheid windenergie op land dat te
veel wordt geproduceerd [MWh]604263,64 7,57 €
ProfileringskostenReduceren overschot aan
windproductie op Zee 2.978.863,57 €
Hoeveelheid windenergie op zee dat te veel
wordt geproduceerd [MWh]345293,51 8,63 €
Masterproef 117 Dieter Meire
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.
Masterproef 118 Dieter Meire
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.
Masterproef 119 Dieter Meire
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
Masterproef 120 Dieter Meire
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:
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
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.
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)