1
Bevoorradingszekerheid - Met het uitfaseren van kernenergie, is het risico op blackouts groter.
Pierre Kunsch februari 2022
Fysicus, doctor in de wetenschappen ETH Zürich, Erenprofessor aan de ULB SYNTHESE
● De continuïteit van de elektriciteitsvoorziening wordt niet gewaarborgd met de volledige (-5.943 MW) of met eengedeeltelijke (-3.842 MW) kernuitstap in 2025.
● De jaren 2023 en 2026 en daarna zullen cruciaal zijn als deze beleidskeuze ongewijzigd wordt doorgevoerd. Het zal nodig zijn om op grote schaal een
permanente invoer te voorzien (> 500 MW) en/of talrijke en lange afkoppelingen.
● Het is absoluut noodzakelijk om een controleerbaar vermogen van ten minste 14 GW te behouden om de volledige elektrische autonomie en bevoorradingszekerheid te garanderen.
● Als de elektriciteitsproductie a.h.v. kernenergie niet wordt behouden, kan het verlies van ongeveer 6 GW enkel maar worden gecompenseerd door een equivalent
controleerbaar vermogen toe te voegen, d.w.z. aardgas voor ongeveer 4 GW extra aan het CRM. Er dient hierbij opgemerkt te worden dat dit laatste op geen enkele manier van toepassing is op de reeds bestaande gasgestookte elektriciteitscentrales - noch op deze in de strategische reserve die in 2022 moet worden gesloten, maar alleen op nieuwe centrales met een hoger rendement die zouden worden gebouwd om het controleerbaar vermogen op 14 GW en hoger te houden. Het lijkt de
bedoeling van de minister van Energie te zijn om alle gascentrales te subsidiëren.
● Een verveelvoudiging van de intermitterende Hernieuwbare intermittente Energiebronnen (wind, zon) (HiEB in de verdere tekst) vermindert slechts marginaal het risico op tekorten en ‘black outs’ en draagt weinig bij aan de vermindering van de CO2-uitstoot.
● We kunnen niet rekenen op een massale import om dit risico te compenseren, daar ook in onze buurlanden de controleerbare vermogens afnemen (-1,8 GW als gevolg van de sluiting van Fessenheim, Frankrijk, -8,11 GW in Duitsland vanaf 2022) en hun weersomstandigheden sterk gecorreleerd zijn met de onze.
In het kort
De komende jaren zijn kritiek als de kernuitstap wordt uitgevoerd. We zullen veel en permanent energie moeten invoeren en/of afschakelplannen ondergaan.
Om onze autonomie en continuïteit van de elektriciteitsvoorziening te waarborgen moeten we een bestuurbaar vermogen van ten minste 14 GW aanhouden.
Vandaag kunnen we een kernuitstap van 4 of 6 GW onmogelijk compenseren. In onze buurlanden wordt ook geleidelijk capaciteit afgebouwd en een Dunkelflaute kan niet worden overbrugd.
2
● Opslagmogelijkheden zijn zeer laag, zelfs met veel HiEB (een paar procent in 2030).
● De mogelijkheid om het gebruik van elektriciteit uit te breiden naar elektrische mobiliteit en verwarming door warmtepompen komt in het gedrang zonder een verandering van de huidige aanpak.
Verwijzingen
1. Elia Grid data https://www.elia.be/en/grid-data
2. Studie over ‘adequacy’ en flexibiliteit in België 2022 – 2032 – ELIA 2021 Elia presenteert zijn adequacy- en flexibiliteitsstudie voor de periode 2022-2032
1. Methodologie
Gegevens van het ELIA-elektriciteitstransmissienet voor de periode 2020-2021 (ref. 1) werden gebruikt om het risico op verstoring van de elektriciteitsvoorziening met nucleaire uitfasering te kwantificeren volgens het volgende schema:
- Doel 3 (1006 MW): 1 oktober 2022 - Tihange 2 (1008 MW): 1 februari 2023
Dit vermindert het controleerbaar vermogen met 2,01 GW vanaf de winter van 2022-2023.
- Doel 1 (433 MW): 15 februari 2025 - Doel 4 (1047 MW): 1 juli 2015
- Tihange 3 (1054 MW): 1 september2025 - Tihange 1 (962 MW): 1 oktober 2025 - Doel 2 (433 MW): 1 december2025
3,93 controleerbare GW zal dus in 2025 buiten gebruik worden gesteld (of 1,83 GW als we na 2025 de 2 reactoren doel 3 en Tihange 2 behouden).
De simulaties bestrijken twee kritieke jaren 2023 en 2026, elk verdeeld in vier seizoenen Winter (van januari tot maart), Lente (vanapriltot juni), Zomer (van juli tot september), Herfst (van oktober tot december). Rond 2030 is er een extrapolatie aanwezig om de verwachte sterke groei van IHiEB te simuleren. Het volstaat om per seizoen en voor elke datum in de verschillende scenario’s te berekenen hoeveel uren de bevoorrading van het land niet meer gegarandeerd zal zijn m.b.v. de productiecapaciteit in België. Dit tekort zal moeten worden gecompenseerd door geplande of spontane invoer of afkoppelingen. De
3
basisgegevens van de simulaties en hun resultaten zijn de volgende en samengevat in de tabellen:
1. Elektriciteitsproductie (Totale belasting) voor het jaar 2021 volgens (ref. 1). Aangezien de productiegegevens voor de maanden november en december 2021 nog niet beschikbaar waren op het moment van de voorbereiding van dit document, werden deze gegevens overgenomen uit de overeenkomstige maanden 2020, d.w.z. de totale belastingen op alle netwerken, de wind- en fotovoltaïsche producties werden op dezelfde manier verkregen op de Elia-site (ref. 1)
2. De verschillende kalenders die te vinden zijn in Ref. 2 Hoofdstuk 3. "Scenario's en gegevens":
• De afbouw van kernenergie volgens het voorgaande tijdschema
• De installatie van intermitterende hernieuwbare energiebronnen ( HiEB) wind- en fotovoltaïsche zonne-energie, hierna intermitterend genoemd, volgens de plannen van de Federale en Gewestelijke regeringen.
• De hypothesen van evolutie van het thermisch productiepark aangedreven door aardgas, olie, biomassa en biobrandstof, evenals hydraulische hulpbronnen. Van deze bronnen wordt gezegd dat ze controleerbaar zijn, in tegenstelling tot IHiEB die afhankelijk zijn van het weer en daarom oncontroleerbaar.
• De aannames omvatten de installatie van extra capaciteit voor gas-stoomturbines van de nieuwe generatie (STEG - TGV) volgens de CRM-procedure die in oktober 2021 werd afgesloten. Ondanks de huidige onduidelijkheid over het beleid dat daadwerkelijk zal worden gevolgd voor de gehele of gedeeltelijke uitfasering van kernenergie in 2025, wordt aangenomen dat er in 2025 1.600 MW aan TGV-centrales beschikbaar zal zijn. Deze
centraleszullen dus nog niet online zijn tijdens de afkoppeling van de eerste kernreactoren in het najaar van 2022 en de winter van 2023.
De berekening gebeurt op een zo conservatief mogelijke basis met de hierboven beschreven historische gegevens en aannames en de gegevens van de refs. 1&2. Er wordt geen
voorspelling van een groei van de elektriciteitsvraag in rekening gebracht. Deze
elketriciteitsvraag ligt dicht bij 84 TWh / jaar met een piek van het vermogen van 13,5 GW in de winter van 2021. Er wordt dus geen rekening gehouden met een groei van het verbruik door de toegenomen penetratie in de komende jaren van elektrische auto's en
warmtepompen. Scenario's voor toenemende vraag en historisch piekbelastingsvermogen van 13,8 GW tot 15,2 GW worden gepresenteerd in fig. 3.12 van Ref 2. Het in rekening brengen van dergelijke stijgingen zou het resultaat dat de uitfasering van kernenergie in twee fasen 2022/2023 en 2025 ernstige risico's van verstoringen van de voorziening in de volgende periode met zich meebrengt, versterken terwijl er niet snel extra capaciteit zal worden opgezet. Voor de ingebruikname van een Stoomturbine gasreactor (STEG) moeten we rekenen op een bouwperiode van minstens 3 jaar, zonder rekening te houden met de mogelijke vertragingen rond het bekomen van bouw- en exploitatievergunningen.
4 2 Presentatie van de resultaten
Figuur 1 toont de simulatie voor winter 2030 januari-maart (2.160 uur) met de totale nucleaire uitfasering in 2025. De totale belasting van 84 TWh/jaar is die van het jaar 2021 (gecombineerd met november en december 2020). Wind- en zonneproductie worden verkregen uit dezelfde twee jaar na aanpassing van de vermogensniveaus en een bezettingsgraad voor de offshore windturbine die het dubbele is van die van onshore windturbines.
We zien dat zelfs 20,3 GW aan intermitterende wind- en zonne-energie (volgens het programma van de overheid tegen 9,6 GW in 2021) de belastingscurve niet vult (=
oppervlakte boven de curve die het totale verbruik vertegenwoordigt) en zeer weinig wind- en zonneoverschot genereert (in geel, verwaarloosbaar in de winter). In grijs worden de verstoringen van de aanvoer die opgelost dienen te worden door import weergegeven – gezien de correlaties tussen Europese windregimes en de afname van controleerbaar thermisch vermogen in Europa (-8,1 GW alleen al in Duitsland in 2022). In geval van een tekort zal het nodig zijn om afkoppelingen te introduceren. Zie de tabellen die volgen voor het aantalleveringsonderbrekingsuren in 2021, 2022/2023, 2026 (2 scenario's: ofwel de volledige afbouw van kernenergie in 2025, ofwel houden we Tihange 3 en Doel 4).
De volgende tabellen geven een overzicht van de vermogens en uren van verstoring van de bevoorrading van meer dan 500 MW voor elk seizoen in de bovenstaande scenario's, evenals de evolutie van de CO2-emissies per kWh in gesimuleerde gevallen.
5
OVERZICHTSTABELLEN LEVERINGSONDERBREKINGEN CO2-EMISSIES BASISGEGEVENS
*Exclusief biomassa-emissies en invoer (G=Aardgas; N=Nucleair)
Uit de figuren 2 en 3 blijkt dat de situaties van verstoringen van de voorziening in de winter en de herfst voor de twee exitfasen, respectievelijk in 2022/2023 en 2026, een met hoge dichtheid voorkomen in januari-februari en november-december, waarvan de amplitude na 2025 aanzienlijk zal toenemen met de volledige kernuitstap (zie figuur vooruitlopend op 2030 zonder kernenergie en de tabel van leveringsonderbrekingen hierboven).
6
In het scenario waarin we Doel 4 en Tihange 3 behouden, zitten we dichter bij wat er in 2021 nog bestond als we daar nog 1.600 MW gascentrales bij optellen, wat de drastische daling van het aantal onderbrekingsuren in tabel 1 verklaart. Maar dit blijkt nog
onvoldoende om de totale bevoorradingszekerheid te garanderen met 14.200 MW controleerbaar gas, kernenergie, biomassa, waterkracht (2021-voorwaarden).
Het handhaven van een controleerbaar vermogen dat minstens gelijk is aan 14 GW is dan ook de aanbeveling die elia ook doet in het rapport van referentie 2 (paragraaf 6.3 "Inzicht in de resultaten") bij een constant verbruik van ongeveer 85 TWh/jaar. Het is duidelijk dat dit vermogen een minimum is. Het zal groeien – zoals uitgelegd in het referentierapport 2 – als het land een steeds groter deel van zijn eindverbruik van energie wil elektrificeren. Bij gebrek aan kernenergie zal het dus nodig zijn om meer gascentrales te installeren. Hoewel de thermische prestaties hiervan zullen verbeteren, zal de CO2-uitstoot nog steeds
onvermijdelijk toenemen ondanks de gewenste groei van zelfs zeer belangrijke IHiEB. Dit laatste zal, hoe dan ook, een beperkte invloed hebben op de afname van het risico op tekorten en hun effect is niet te vergelijken met het behoud van controleerbare vermogens die dichter bij het jaarlijks piekvermogen liggen. Dit is gemakkelijk te begrijpen omdat dit risico optreedt wanneer er weinig wind en zon is, hetgeen vaak gebeurt in de winter en de herfst, zoals te zien is in figuur 1 in januari, waar er perioden zijn van meerdere dagen met geen of zeer weinig productie. Het verder uitbouwen van capaciteit o.b.v. deze bronnen zal dit risico dus nooit helemaal verminderen.
Ook de CO2-uitstoot kan niet worden verminderd (zie bovenstaande tabel). Ze zullen - gemiddeld over het jaar - groeien van 131 gCO2/kWh naar 256 gCO2/kWh in 2026 (of 198 gCO2/kWh met het behoud van twee reactoren), ondanks 24,4% van de intermitterende productie vanhernieuwbare energie met een totaal vermogen van 13.950 MW, wat lijkt te wijzen op een redelijke limiet voor hun implementatie op land en zee. De elektrische transitie met een volledige uitfasering van kernenergie tegen 2025 zal waarschijnlijk mislukken op deze twee niveaus: de bevoorradingszekerheid en de CO2-uitstoot.
7
Met betrekking tot deze twee conclusies brengt de kernuitstap daarom aanzienlijke
ongecontroleerde risico's met zich mee voor de voorzieningszekerheid en de CO2-uitstoot, in strijd met de decarbonisatiedoelstellingen van de Europese Unie.
