Euro-CASE

BACAS

European Council of Applied Sciences and Engineering

Royal Belgian Academy Council of Applied Science

28, rue Saint Dominique - 75007 Paris – France

Hertogsstraat 1, rue Ducale, B-1000 Brussels

Tel: +33 1 53 59 53 40 - Fax: +33 1 53 59 53 41 [email protected] - www.euro-case.org

Tel : +32 2 550 22 02 Fax : +32 2 550 22 05 [email protected]

Shaping the future in energy and environment SUMMARY pages 2 3-5 6 7 8

Programme Participants Welcome. Prof. Achille Van Cauwenberghe (BE) Chairman of BACA Ir. Valentin Van den Balck (BE) Chairman of Euro-CASE Acknowledgements. Ir.JJ.Van de berg (BE) General Delegate of CAPAS Session : Belgium

9-14 Presentation of the BACAS Study “Energy in Belgium tomorrow. Taking into account the greenhouse effect”. André Baron Jaumotte (BE) Royal BACAS 15-33 Energy use and greenhouse gases in Belgium. Dr.Ir. Jan Kretzschmar (BE), VITO 34-43 Kyoto and the choice of power plants in Belgium. Prof. Stefaan Proost (BE), KULeuven Session : Europe 44-46 Presentation of “A Swedish Energy Foresight”. Dr. Göran Persson (SW), IVA, Royal Swedish Academy of Engineering Sciences. Summary 47-80 and slides. 81-84 “Handling radioactive waste”. Mr. Sten Kjellman (SW), SKB. 85-91 and slides 92-94 Presentation of “A UK perspective on future energy Policy”. Prof. Michael Laughton (UK), The Royal Academy of Engineering (RAEng). Summary 95-110 and slides 111-112 Discussion. Prof. Philippe Bourdeau (BE) – CAPAS 113 Closing remarks. Prof. Ir. Pierre Klees (BE) Chairman of CAPAS 114-176 Attachments. 177-214 215-234 235-257 258-278 279-315

The BACAS study (in French) The BACAS study (in Dutch) Details Industrie (in French) Le secteur domestique (in French) Transport (in Dutch) Elektriciteitsproductie (in Dutch)

Euro-CASE

BACAS

European Council of Applied Sciences and Engineering

Royal Belgian Academy Council of Applied Science

28, rue Saint Dominique - 75007 Paris – France

Hertogsstraat 1, rue Ducale, B-1000 Brussels

Tel: +33 1 53 59 53 40 - Fax: +33 1 53 59 53 41 [email protected] - www.euro-case.org

Tel : +32 2 550 22 02 Fax : +32 2 550 22 05 [email protected]

PROGRAMME Shaping the future in energy and environment Wednesday 26 February 2003 Venue : Palace of the Academies, Hertogsstraat 1, rue Ducale, 1000 Brussels, Belgium Time : 14.00 to 18.30 followed by cocktails 13.30 Registration 14.00 Welcome Prof. Achille Van Cauwenberghe (BE) -Chairman of BACAS Mr. Valentin Van den Balck (BE) -Chairman of Euro-CASE Session : Belgium Session chairman : Mr. Jean-Jacques Van de Berg (BE) -General delegate of CAPAS Reporting : Prof. Philippe Bourdeau (BE) - CAPAS 14.20-14.50 : Presentation of the BACAS Study " Energy in Belgium tomorrow. Taking into account the greenhouse effect ". André Baron Jaumotte (BE) Royal BACAS 14.50-15.20 : Energy use and greenhouse gases in Belgium. Dr.Ir. Jan Kretzschmar (BE), VITO 15.20-15.50 : Kyoto and the choice of power plants in Belgium. Prof. Stefaan Proost (BE), KULeuven 15.50-16.00 : Discussion.

Coffee break Session : Europe

16.30-17.15 : Presentation of “ A Swedish Energy Foresight ”. Dr. Göran Persson (SW), IVA, Royal Swedish Academy of Engineering Sciences. " Handling radioactive waste " . Mr. Sten Kjellman (SW), SKB. 17.15-17.45 : Presentation of “ A UK perspective on future energy Policy ”. Prof. Michael Laughton (UK), The Royal Academy of Engineering (RAEng) 17.45-18.20 ; Discussion. Contributions from other Euro-CASE Academy representatives. 18.20-18.30 : Closing remarks. Prof. Ir. Pierre Klees (BE) Chairman of CAPAS Cocktails

List of Participants Irene AEGERTER Euro-CASE (Suisse)

Bernard DELMON CAPAS/ARB

Nikolass BAECKELMANS ExxonMobil

Jozef DEMAN CAWET

Marc BATAILLIE Belgacom

F. DEMEYERE Chef de Cabinet adjoint des Ministres C. Picqué et Y. Ylieff

André BERGER ARB Charles BIENFAIT CAPAS Léon BINDLER Adm.CEN Arne BJØRLYKKE Euro-CASE (Norvège)

Marc DEPREZ Service Public Fédéral Administration de l’Énergie André DERUYTTERE CAWET/KVAB Johan DHAESE Sidmar

H. E. John BJØRNEBYE Ambassadeur de Norvège

H. DUMONT Représentant du Ministre-Président de la Région de Bruxelles-Capitale

Philippe BOURDEAU CAPAS

Bernt ERICSON Euro-CASE (Sweden)

Willy BRACKE CAPAS

Pierre EYMOND Électricité de France

Martin CARBONEZ Total

Baron EYSKENS Voorzitter KVAB

Paul CASEAU Euro-CASE (France)

J. FRAIS ELIA

Hubert CHANTRENNE Académie royale de Belgique

Marc FRANCKEN CAWET

A. DE HERDE Doyen de la Faculté de Sciences Appliquées UCL

C. GALLEZ (Mme) Représentante du Recteur de la Faculté Polytechnique de Mons

Frank DE KONINCK Président SKN/CEN

Lutgarde GIELEN Norwegian Trade Council

Marie DELAFARGUE Michelin

Guy GOYEAU Schlumberger

André DELMER CAPAS/ARB

Baron JAUMOTTE Président d’honneur du CAPAS

Paul HATRY Ancien ministre, sénateur représentant le Ministre D. Reynders à la Communauté Européenne William KIRKPATRICK BACAS KJELLMAN Sten Vice-President SKB Pierre KLEES Président du CAPAS Jan KRETZSCHMAR VITO Pierre KUNSCH Professeur à l’ULB Alain KURGAN Comité de Gestion Électricité Hans LARSEN Euro-CASE (Danemark) Michael LAUGHTON Euro-CASE (United Kingdom) Robert LECLERE Electrabel Jan LEURIDAN LMS International Antoine LOMBARD Président de la Société royale belge des Ingénieurs et des Industriels Amand LUCAS CAPAS/ARB Philip LUYTEN Atofina Jean MAILLARD Solvay Gaston MAGGETTO VUB Lars MALMROS CAWET

K. MARSEN, Vlaams Economisch Verbond Willy MASSCHELEIN CAPAS Urbain MIERS CAWET Alain MONGON Euro-CASE (France) Nicolas NOWE ExxonMobil Philippe OPDENACKER Electrabel M. PANEELS FGTB-ABVV Göran PERSSON Euro-CASE (Sweden) Jacques PÉTERS CAWET/KVAB Michel POIREAU Communauté Européenne Direction de l’Énergie Othmar PREINING Euro-CASE (Austria) Stefaan PROOST KULeuven Jacques REMACLE Agence fédérale de Contrôle Nucléaire François ROELANTS du VIVIER Sénateur représentant le MR Niceas SCHAMP Vast Secretaris KVAB Ernest SHANNON Euro-CASE (United Kingdom) Baron Pierre SNOY GBR/Interenvironnement de Bruxelles

Wim SOETAERT CAWET

Arnold VERBEEK KUL

Marcel SOENS CAWET

ZINZHOF, Marc Ingénieur commercial

Michel THEYS CAPAS

Wim WISSAERT CAWET

Stan ULENS CAWET Achiel VAN CAUWENBERGHE Voorzitter van de BACAS Éric VAN DAMME CAWET Jean-Jacques VAN DE BERG Délégué Général du CAPAS Valentin VAN DEN BALCK Voorzitter van Euro-CASE Paul VAN DEN PLAS École Royale Militaire Gaëtan VAN DEN WERVE Secrétaire général de la Fédération Pétrolière Belge Daniel VANDEPITTE CAWET/KVAB Bea VAN HOOL Howard Chase P. O.VAN IMPE Universiteit Gent Jan VAN KEYMEULEN CAWET F. VAN MASSENHOVE Professor Universiteit Gent Jacques VAN REMOORTEL CAWET

ARB : Académie royale des Sciences, des Lettres et des Beaux-Arts de Belgique BACAS : Royal Belgian Academy Council of Applied Sciences CAPAS : Comité de l’ Académie pour les Applications de la Sciences CAWET : Comité van de Academie voor Wetenschappen en Techniek

Theo VAN RENTERGEM Energy Administration

KVAB : Koninklijke Vlaamse Academie van België voor Wetenschappen en Kunsten

Jef VANWILDEMEERSCH SKN/CEN

Euro-CASE : European Academies for Engineering

Euro-CASE/BACAS Symposium Shaping the Future in Energy and Environment Brussels, 26 February 2003.

Excellency, Dear Presidents and representatives of the National Academies of Engineering, Distinguished Guests, Ladies and Gentlemen, On behalf of BACAS (Belgian Academy Council of Applied Science) I like to welcome you to this very timely symposium. Particularly, I welcome the European sister academies of Engineering, united under the umbrella of Euro-CASE, the European Council of Applied Sciences and Engineering. The subject of the symposium “Energy and the Environment” is certainly on a European scale if not on a global one. Looking at the energy balance of an economy, one distinguishes : - the input (production and supply of energy) - the output (the use of energy, its waste and its impact on the environment). At the input side, a general shift towards more sustainable (renewable) energy is taking place as well as a more rational, reduced use of energy. Nevertheless, in many countries the basic load is provided by nuclear power plants and their substitution is certainly not possible on short term. On the output side the Kyoto protocol puts some severe constraints on the CO2-like emissions by fuel-driven traffic systems, heating systems and fossil-fueled power generation plants. Respecting both constraints (needs for more energy, but cleaner energy) is a very tough engineering challenge, if not a “mission impossible”. The latter is true if a nuclear phaseout would be envisaged, before new alternative clean energy production methods are feasible and put into operation. I like also to express my sincere thanks to the organizers Euro-CASE and BACAS and to the Belgian driving forces J.J. van de Berg and Ph. Bourdeau. No doubt this will be a successful meeting and I wish you fruitful discussions on a subject of critical interest to our economies. Prof. Achiel Van Cauwenberghe BACAS president.

SYMPOSIUM ENERGY AND ENVIRONMENT – 26 FEBRUARY 2003 Excellencies, Dear Presidents of the National Academies, Ladies and Gentlemen, On behalf of Euro-CASE, the European Council of Applied Sciences and Engineering, I also would like to welcome you to this symposium. I take this opportunity to thank the presidents and staffs of the 2 Royal Academies of Belgium and BACAS to host this symposium in their magnificent Palace. Some of you might not be very familiar with the goals and the strategy of Euro-CASE. EuroCASE is an independent non-profit organisation of academies from 18 European countries and through these channels has access to a network of no less than 5.200 experts in a variety of scientific domains. Through its member academies it acts as a permanent forum of consultation and interaction with European institutions, with industry and universities. Along with its scientific and technologic evaluations and assessments, one of Euro-CASE highest strategic priorities is to promote and consistently enforce the link between knowledge and society. Since 1995 Euro-CASE organises the European IST Prize (The Information Systems Technology Prize) with the support and the sponsorship of the European Commission. Last year, we enjoyed 437 applications from 31 countries. Each year 20 Prizes of € 5.000 each and 3 Grand Prizes of € 200.000 each are awarded to the winners. An information set is available in the back of the room, and Mr. Alain Mongon, the driving force of the ISTP, will be happy to provide you with more details on this project. This year we are celebrating the 10th anniversary of Euro-CASE and on this occasion, we will organize 5 symposia, 4 of them in Brussels and in this Palace. “Energy and Environment” is the first one. This event clearly illustrates the synergy between the national member academies and Euro-CASE. Later on this year and early 2004, following topics will be on the agenda of the subsequent symposia: • “Transport and Mobility” • “Engineering and Technology Education” (Milan) • “Information Society Technologies” • “Shaping the Future by Linking Knowledge and Society” You will of course be invited to these events. Often, there is a dramatic toll to be paid for the progress of science and technology. Recently seven “heroes” have given their lifes in space in search of scientific excellence and perfection to serve mankind. But we should never surrender, even if we know that the most advanced technologies are still subject to unexpected fatal and irreversible failures. Thank you, Valentin Van den Balck

BACAS ENERGY IN BELGIUM TOMORROW Taking into account the Greenhouse effects Palace of the Academies 26 February 2003

ACKNOWLEDGEMENTS

In his introductory remarks, JJ.Van de Berg, general delegate of CAPAS and session chairman welcomed and thanked the participants for their interest in the colloquium. He expressed his special gratitude to the speakers whose CV will be shortly reminded at the beginning of their presentation. • • • •

He also thanked warmly the sponsors who contributed to the event : L'Académie Royale des Sciences, des Lettres et des beaux-Arts de Belgique De Koninklijke Vlaamse Academie van België voor Wetenschappen, Letteren en Schone Kunsten The FNRS, Fonds National de la Recherche Scientifique The industrial sponsors Electrabel and Belgonucléaire

Energy in Belgium tomorrow – Taking into account the greenhouse effect Presentation of the BACAS Study André L. JAUMOTTE, Chairman of the working group

The existence of a correlation between the increase of the greenhouse effect gases content in the atmosphere with the earth average temperature, the melting of glaciers and polar icepacks is today recognized by scientists. The obligation to reduce the greenhouse effect gases is the object of the Kyoto protocol. During the 1990-2000 decade, there has been a 4 % reduction in the greenhouse gases in the European Union. The EU is halfway reaching the Kyoto objective, i.e. a reduction of 9.8 % in 2010. The BACAS working group has studied the situation in Belgium by examining the main four sectors of activity producing greenhouse gases : industry, domestic sector, transportation and production of electricity. In each sector, recommendations are made to aim at the Kyoto objective. This effort would be jeopardized beyond 2015 by stopping the production of electricity by nuclear means, according to a law that has nevertheless been voted by the Parliament.

1. Introduction EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Summary

Public attention has recently turned again to the problem of energy. This is an area where predicting future trends is difficult and risky. Just by looking back to recent history provides ample evidence of how uncertain and inaccurate predictions could be. The 19th century was the age of coal. The 20th century has been the age of oil and natural gas, with coal in relative decline ; in the latter part of this century, nuclear energy appeared. The concept of nuclear energy was unthinkable before 1940, more exactly, before

the discovery of atomic fission by Hahn and Strassman (late 1938). Electricity as a vector of energy plays a role of its own due to its easiness of transportation and its storage difficulties. The predictions of the 1958 Euratom report, called “The report of the three wise men” on the development of nuclear energy did not come true. Some years ago a EU directive forbade using natural gas for the production of electricity, now its use is advocated. The first oil crisis drew attention to the energy dependence of the E.U. and this resulted in the promotion and development of nuclear energy. There is no need to carry on multiplying the examples, forecasting in the field of energy is difficult, except for saying that there will be a continuous increase in worldwide energy demand. Today, we consume 3 times the amount of energy consumed in 1960 : about 9 billion mteo/yr (= metric tons equivalent of oil/year) instead of 3 billion. This 9 billion metric tons equivalent of oil is split between different sources : 39 % comes for coal and brown coal, 26 % from oil, 22 % from natural gas, the remaining 13 % being made of nearly equal contributions from hydraulic and nuclear sources, the latest producing no CO2. In the not so far past, the questions on energy were mostly technical and economical. Today, we must take into account also the environmental implications, and, since the last decade, the proved global influence on climate evolution and the level of the seas. The cause is the ever-increasing emission of so-called “greenhouse” gases, such as methane and CO2.

– 1 –

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

To the natural sources of these gases, which we cannot master, we added the significant emissions associated to the combustion of fossil fuels : coal, oil and natural gas. The concentration of greenhouse gases in the atmosphere increased in one century from 270 ppm (parts per million) to 370 ppm. During this time, the rise of mean temperature of the Earth has been 0.6 oC and the sea level increased by 15 cm, but the warming-up has been 3 times higher over the past 25 years (to an equivalent to 1.7 oC per century). The last decade was the warmest of the 20th century. These facts are now recognized, but their correlation with the increase of greenhouse gas emissions has been reluctantly accepted. The main objective of the Kyoto protocol is the obligation of reducing greenhouse gas emissions. In the context of the Kyoto protocol, the EU has agreed to reduce its greenhouse gas emissions by 8% with respect to 1990 levels before 2008-2012. At present more than 55 countries have ratified the 1997 Kyoto Protocol. Two countries, producing important CO2 emissions, Russia (17,4 %) and the United States (36,1 %, and more than the American share of the world production) representing 53,5 % in total have not ratified the Protocol. Russia shows goodwill but the American Administration declared their intention not to sign. If Russia ratifies the Protocol almost 2/3 of the industrialized countries’CO2 emissions would be diminishing. The operation would be incomplete but deserves the initiative. The EU can here play an important leading role and prove that the cooperation between countries is feasible in this domain and that the implementation of innovative collective instruments (like the world market of “licences to pollute”) can be efficient. In this the withdrawal of the United States could lead the EU to play a steering role in this domain which is in the heart of the world governance.

2. Situation within the European Union What is the situation today in the EU ? We will have a clear idea looking at the statistics

for 1999, the last year for which the actual data of all the European Union countries are available. In the ten years from 1990 to 1999 there has been a decrease of 4 % in greenhouse gas emissions in the 15 countries of the EU, despite : A population increase of 3,2 %, ■ An average rate of economic growth of 1.95 % per year for the gross domestic product. ■ The reasons of this decrease in emissions can be traced back to : ■ The progressive replacement of coal by natural gas for electric production and heating. The quantity of CO2 emission into the atmosphere varies from one fossil fuel to another, from a maximum of 4.5 to 5 metric tons/mteo for coal to 3.1 to 3.4 metric tons/mteo for liquid fuels and down to less than 3 metric tons/mteo for natural gas. The shift to natural gas is therefore beneficial for the reduction of CO2. ■ Climatic factors, essentially less severe winters, ■ The increase in the use of renewable energies, notably wind energy in Denmark, ■ The progress made in more efficient and sensible use of energy. ■

The EU has therefore already achieved half of the Kyoto objective.

3. Situation in Belgium How much, and by what means, can we act on greenhouse gas emissions ? This is the question that was posed by the BACAS to a working group. Let us review the situation. Energy production in 1999 was 43,3 M.mteo/year, i.e. 24 % higher than in 1990. Its share was of 33 % for industry, 35 % for the domestic sector, 22 % for transportation, and 10 % in non-energetic uses that do not produce CO2 By analysing these different sectors, we may arrive to a definition of the energy policy for Belgium for the next 20 to 30 years.

– 2 –

Varied influences play opposing roles :

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

3.1. Industry In 1999, the consumption of energy was 13,2 M.mteo/year, 33 % of the total, and 8 % higher than in 1990, an increase slightly below 0,9 % per year : all considered, a limited increase since the gross domestic product grew by 2 % per year during the same period. The limited increase resulted from a reduction in the use of coal, a reduction in the use of fuel in favour of natural gas, the slowing down of some industrial activities and from the rationalization efforts made within the different sectors. As an example, in the chemical industry the 43 % increase in production was greater than the 32 % increase in energy consumption. The tools needed for a Rational Energy Utilisation (REU) are already well known. In the last few years, Industry has become more committed to sustainable development becoming more aware of its potential impact on the environment. The energy-intensive paper industry for example, has made a sector agreement with the firm commitment to a reduction in energy consumption, and therefore in CO2 emissions. The competitive introduction of REU tools must often be synchronised with capacity expansions, the additional production being exported. Significant financial resources must be available. When prices are set by the European or even the world market, such as it is the case for manufactured products and above all for heavy industry, exception made for local exchanges, increases in manufacturing costs cannot be passed on to the clients and the result is a reduction of the resources available for growth, research, and improvements in use of energy (REU) : at the limit, the entire activity may become uncompetitive. The small size of the country, and even more so of its regions, make it difficult to set relevant objectives for each activity or geographic zone, and damages the chances of entering into international agreements that do not take into account international exchanges.

Less severe climatic conditions ; Improvements in the construction of homes and offices ; ■ Reduction of the cost of energy ; ■ An increase in energy consumption in the tertiary sector. ■ ■

Belgium’s annual growth of energy consumption per capita is much higher than in other European countries. Since 1990, growth in the residential sector has been 14 %, ant it attained 43 % in the tertiary one. What can we do ? The three main actors are the government, the energy suppliers and the final consumers. The government can act : By information and education, By a clear political statement on the environmental and economic impact of a growing energy consumption, ■ By rules on land use in order to limit the dispersion of residential buildings and tertiary enterprises (town centres rather than development of activity parks near highways), ■ By encouraging net-working in the tertiary domain, ■ By enforcing better insulating for new buildings and verifying this insulation. ■ ■

Example : the planned Arreté-Royal aiming at prohibiting all type of advertisement for electric heating. The energy suppliers can act : By having the unit energy price increasing with increasing consumption, ■ By more readable bills, with a clear indication of the evolution of the consumption, ■ By monitoring consumption in real time, to permit immediate notification of any overconsumption. ■

The final consumer must act by controlling its energy use, notably for heating, and should be pushed toward the use of appliances with higher efficiency. There is, therefore, a large program for intelligent energy use to implement at the user level.

3.2. Domestic sector (residential, agriculture, tertiary)

3.3 Transportation

In Belgium, the domestic sector accounts for 35 % of energy consumption.

This is an important economic sector, in constant growth.

– 3 –

It represents 22 % of the total energy consumption. The necessary evolution of the sector in Belgium is similar to that of other countries in the E.U. Long distance transport of freight by rail should be encouraged. A term has already been created for the combined rail and road transport : “ferroutage”. An astonishing example of the adaptability of language.

During the last 10 years, the thermal motor vehicle, be it powered by diesel or gasoline, has been considerably improved. The introduction of electronic injection, triple-pass catalytic converters, multi-valve engines and exhaust gas treatment has made internal combustion engines less polluting. Future vehicles will be even less so. The noxious emissions are being attacked in three fronts: quality of combustion, post-pollution treatment, and the quality of fuels. This problem is obviously not specific to Belgium: it belongs to the transportation sector of any industrial nations. Currently, there are no standards for CO2 emissions from cars. Automobile manufacturers organized under ACEA committed themselves to a reduction of CO2 emissions by 25 % (from 185 to 140 g/km) by 2008. This effort will allow the CO2 production by the transportation sector to stabilize, despite the expected increase in the number of vehicles. EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Almost everything has already been said and written on the subject of public transport, which must become more attractive in terms of comfort, frequency and information. In the case of Brussels, the development of the RER is indispensable, and it is foreseen. This will reduce the flux of commuters coming to Brussels by car, often alone.

For further reduction of CO2, the propulsion system for road vehicles must be reconsidered, new technologies should be adopted, just to the opposite to the present infatuation for 4 ¥ 4 cars and all-terrain vehicles, that are major fuel consumers. Electric vehicles can be an answer, in spite of the production of CO2 associated to the production of the electricity needed to charge the vehicle batteries, since this CO2 production is weak, especially if we keep going on the production from nuclear power plants.

Nevertheless, electrical vehicles remain rare, mainly owing to the limited range of the vehicle between recharges (on the order of 100 km) ; electric scooters have a better future, as do electric river boats, that are already being used for pleasure. Electric utility vehicles for specific uses are already quite widespread. The solution could be the hybrid vehicle, which combines thermal and electric power. The structure of internal combustion engine vehicles is well known : a fuel reservoir (for petrol, diesel or gas), the thermal motor, transmission, differential, and wheels. Two or 4 wheels are powered, but there is only one motor and one transmission. To stop the vehicle without stopping the motor an adequate coupling is required (a clutch or a hydraulic coupling). Electric vehicles do have a similar structure : an energy reservoir (the battery), an electronic converter, an electric motor, the transmission, the differential and the wheels. A clutch is not needed. At rest, the electric motor produces its maximum traction force. Combining thermal and electric power sources leads to two possible hybrid solutions, a series or a parallel one. Arrangements of this type must combine two structures: a thermal one with its fuel reservoir and the thermal motor, and an electrical one with the batteries, the power converter and the electric motor. These two structures could be arranged in series or in parallel. It is conceivable that the thermal motor could operate at nearly constant power, shared in variable proportion between the direct powering of the vehicle and the charging of the batteries. Beyond this we may foresee the use of hydrogen, either for direct combustion or supplying a fuel cell for production of electricity. In both cases the only by-product is water vapour: zero pollution. Research is underway among the large manufacturers in Europe, as well as Japan and the US. Two large associated problems must be solved : ■ How to produce hydrogen, with minimum of CO2 as by-product ; ■ How to store hydrogen.

– 4 –

The coming decade will be rich in terms of research and evolutionary developments. The vehicles of 2015 could be very different from those of today. Today, hybrid power plants, hydrogen burning engines, and even fuel cells are tested daily on open roads, disguised under the bonnet of standard vehicles.

3.4 Electricity production Between 1990 and 1998, the net production of electricity in the EU grew by 21 %, while CO2 emissions were reduced by 6 %. In Belgium, the net production of electricity grew by 17 %, while CO2 emissions were reduced by 14 %. This favourable effect was caused by improvements in the efficiency of power plants, by growth in co-production, and the substitution of natural gas for coal and fuel oil as shown in the following table : In %

1991

2000

22,9 2,2 12,7 59,7 1,1

13,8 0,7 24,9 57,1 1,4

1,4

2,2

100 %

100 %

■ ■ ■ ■ ■

Solid Liquid Gas Nuclear Others

Hydraulic :

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Combustibles :

In 1998, without nuclear energy, CO2 emissions from electricity production would have increased by 84 % if the nuclear production were replaced by natural gas, or by 180 % if replaced by coal. Approximately 18 % of the total CO2 emissions in Belgium are caused by electricity production. What will be the future ? Future scenarios obviously depend on the manner in which electricity needs will be fulfilled in the hypothesis that nuclear production will be frozen, as is the case for the period considered with the law enacted on the 13 of December, 2002, which envisions the closing of nuclear plants between 2014 and 2025 (except in the case of force majeure).

4. Conclusions Belgium is a liveable country, of generous heart, of liberty, of solid social protection, but it is also a country of slowlyness of achievements, with some inefficiency in effecting changes and in the decline of spirit of enterprise. If the “start up” virus reigns in Silicon valley, the virus that pushes individuals to be leaders in their fields, to become involved in the adventure of a small or medium enterprise (SME) that can become a multinational company, has not really invaded Belgium. What could one expect ? The regulations of work are a perfect antibody : they are so complicated and protective that they would kill the virus even in individuals having a large amount of it. In this, Belgium is in better condition than some of its larger neighbours, such as France and Germany, but is in a worse state compared to the Netherlands, Denmark, Sweden and, above all, Finland. For the reduction of CO2 emissions, the guidelines exist. We have indicated them. One goal is to be attained : to meet the requirements of the Kyoto protocol. To now, we have done not so well ; although we promised to do better. Emissions of greenhouse gases have grown by 2,8 % from 1990 to 1999 (from 136,6 M.metric tons of CO2 in 1990 to 140,4 in 1999). With respect to the Kyoto objective, and assuming a linear reduction, we are 6,1 % higher currently. All sectors are concerned. Effort, enabled by conviction must be shared everywhere, by the citizens as well as society. However, the stimulation is missing. One needs to encourage and to enact all measures that are economically reasonable, i.e. which have costs of the same order as the investments in new production plants that will either meet demand or replace obsolete plants. It is advisable to determine in which sectors (industry, domestic sector, transportation, electricity) emissions of greenhouse gases can be reduced at the lowest economic cost. Industry has already made a remarkable effort, as demonstrated by the chemical industry. This should be continued. A large reduction effort should be implemented in the domestic sector, including the tertiary, and in the transportation sector.

– 5 –

“Un coup de dé jamais n’abolira le hazard” (A cast of the dice will never abolish hazard), wrote Mallarmé In voting for this law, the Belgian Parliament did not understand that “A cast of the dice will never abolish nuclear power”. Nuclear power : a past, a present and a future ; it will probably exist well beyond 2025.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Regarding electricity production, there is little to blame, rather the contrary is true, since the emissions per unit of electricity produced are already very low, thanks to the production by nuclear means. This will continue until nuclear production is abandoned in the years 2014 to 2025, following the law enacted on 13 December 2002. On this decision, public opinion was never really consulted, nor even polled. I remain sceptical that abandoning nuclear power can be done, because there is no credible alternative without increasing greenhouse gases emission. The Report of the Ampère Commission was not taken into account. Without doubt this is the first time that a political decision was taken with such an ambiguity about its realization, as some have taken this decision with the intimate belief that it will not be implemented. But the damage is already there, insidious : abandoning of the re-treatment of spent fuel, lack of interest for the subject in University education, threat for MOX… This is like a cancer without chemotherapy. One could object that there is a precedent : ecotaxes. But this was different : it concerned the creation of new fiscal measures. When not applied, there would be no negative effect on an existing situation.

In presenting the BACAS report, I would like to acknowledge that this is a collective effort of the working group, in particular of the four contributors who have each analysed one sector. It is the recognition of a situation where recommendations are given in view of political action.

Permit me to finish this report with the addition of a personal perspective in politics. The economics of the US and the European Union are liberal. The goal of enterprise is profit, but this must be constrained and limited by the application of the Principle of Responsibility as stated by Hans Jonas, in the context of sustainable development. This is imperative : ■ for the energy sector in general where a Malthusian policy is required ; ■ for the nuclear energy sector, for safety as well as for dealing with the waste ;

for maritime transport where controls on the safety of vessels must be rigorously enacted, as is done for air transport ; ■

■ in the economic domain where the social cohesion should be either strengthened (in the case of the US) or maintained (in the case of the EU) ; ■ in the financial domain where the speculative movement of capital which has a deregulating effect must be restrained and financial market ethics must be established that are founded on rules exhibiting integrity and transparency ; ■ in the scientific domain where advances in biology demand the existence of a bio-ethic, now being established, to be followed by a judicial translation. The possibility of replicating a human being is in opposition to its creativity, a result of chance or necessity, a result of randomness. The purpose is to arrive at the universal outlawing of the human reproductive cloning. Science has led mankind to the capability of self-destruction (nuclear weapons) as well as of self-duplication (cloning). Mankind should not put limits to science (it has not such power), but must outlaw some applications nowadays possible. This has to be done by international agreement, based on the Universal Declaration of UNESCO on the human genome and on the human rights, which by its article 11 explicitly condemns the reproductive cloning.

– 6 –

Energy Use and Greenhouse Gases in Belgium dr.ir. J.G. Kretzschmar Vito, Mol, Belgium

Shaping the Future in Energy and Environment Euro-CASE Brussel, 26.02.2003

Euro -

CASE, 26.02.2003

1

Primary Energy Consumption Belgium 2800

P e ta J o u le

2400 2000

Coal

1600

Oil Gas

1200

Total Fossil Nuclear

800

Total

400

Others

0 -400

Renew ables 70

75

80

85

90

95

00

Year

Euro -

CASE, 26.02.2003

2

Primary Energy (Mtoe) Balance Belgium 2001

413 1%

8.381 14%

12.548 21%

Coal Oil Gas Nuclear Others

13.405 23%

23.689 41%

Euro -

CASE, 26.02.2003

3

Final Energy Use by Sector 800

PetaJoule

600

Industry Transport

400

Residential + eq.

200

Non-energy MEZ 0 70

75

80

85

90

95

00

Year

Euro -

CASE, 26.02.2003

4

Consumption of gasoline and diesel

Gasoline Leadfree Leaded Diesel TOTAL

Year Euro -

CASE, 26.02.2003

5

Electricity Production by Source Other

100%

80%

Nuclear

Perc entage

60%

40%

Oil Gas

20% Solid

0% 1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

Euro -

1990

1991

1992

1993

CASE, 26.02.2003

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

6

Yearly Increase Electricity Consumption Real ‘60 - ‘99:

4,5 %

‘69 - ‘99:

3,7 %

‘79 - ‘99:

2,6 %

‘89 - ‘99:

2,9 %

‘94 - ‘99:

2,3 %

1998:

3,0 %

1999:

0,7 %

2000:

4,1 %

2001:

0,6 %

Forecast ‘00 - ‘10:

1,9 à 2 %

‘10 - ‘20:

1,2 %

2020 If +1,5 % on the average → 110 TWh required in 2020. Euro -

CASE, 26.02.2003

7

Trend GHG emissions in Belgium 180

150

Mton CO 2 eq.

120 CO2

CH4

90

N2O HFCs+SF6 Total

60

30

0 1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Year

Ref.: Belgium’s third National Communication, April 2002 (www.environment.fgov.be) Euro -

CASE, 26.02.2003

8

Distance-to-target indicators 2000 for the Kyoto Protocol burden sharing 26,2

Spain Ireland

17,5 16,6

Portugal Belgium

10

Austria

9,2

Denmark

8,8

☺

Greece Italy Netherlands

8,7 7,2 5,6 - 1,7

France Sweden

- 3,9

Finland

- 4,1 - 6,7

United Kingdom

- 8,6

Germany - 31,1

Luxembourg

0,5

EU-15 - 40

- 30

- 20

- 10

0

10

20

30

Ref.: EEA, Topic report 7/2002 Euro -

CASE, 26.02.2003

9

Greenhouse gas emissions per capita of EC Member States 30

25

1990 2000

15

10

5

E

U

-1

5

d an el

gi el

B

Ir

um

d an nl

Fi

an

N

et

he

rl

bo

ds

g ur

k m xe Lu

D

en

m

ec re G

m

ar

e

y an

K U

tr us

er G

ia

n ai Sp

ly Ita

ce

ga

an Fr

A

P

or

tu

ed

en

l

0

Sw

Tonnes

20

Ref.: EEA, Topic report 7/2002 Euro -

CASE, 26.02.2003

10

1999 CO2 emissions by sector and 90/99 trend

9%

Energy Industries

- 5,7%

Manufacturing Industries and Construction

- 4,6%

1% 2% 21%

21,5%

Transport 22% Commercial and Residential sectors

11,6 % 40,7%

Industrial Processes 26% Waste

57,3%

19% - 3,1%

Other

Ref.: Belgium’s third National Communication, April 2002 (www.environment.fgov.be)

Euro -

CASE, 26.02.2003

11

1999 CH4 emissions by sector and 90/99 trend

8%

3%

Agriculture

Waste

- 1,3%

- 11,0%

26%

63%

Fugitive Emissions from Fuels

Other

18,6%

5,6%

Ref.: Belgium’s third National Communication, April 2002 (www.environment.fgov.be) Euro -

CASE, 26.02.2003

12

1999 N2O emissions by sector and 90/99 trend

1%

7%

5%

5%

Transport

161,6%

Commercial and Residential sectors

-24,6%

Industrial Processes 32%

50%

25,3%

Agriculture

1,0%

Waste

18,2%

Other

-39,3%

Ref.: Belgium’s third National Communication, April 2002 (www.environment.fgov.be) Euro -

CASE, 26.02.2003

13

Regional Emissions (kton CO2 eq.) and Trends CO2

N2O

CH4

1990

1999

%

1990

1999

%

1990

1999

%

Flemish Region

67 873

74 920

+10.4%

7 741

7 842

+1.3%

7 606

8 257

+8.6%

Walloon Region

46 096

46 354

+0.6%

3 768

3 384

-10.2%

5 386

5 388

0.0%

BrusselsCapital Region

4 009

4 365

+8.9%

48

43

-10.0%

226

176

-22.1%

Belgium

117 978

125 639

+6,5%

11 557

11 269

-2,5%

13 218

13 821

+4,6%

Ref.: Belgium’s third National Communication, April 2002 (www.environment.fgov.be)

Euro -

CASE, 26.02.2003

14

Main CO2 emission reduction actions • • • • • •

Fuel substitution Cogeneration RUE in residential sector RUE in commercial sector Benchmarking and audits Renewables Euro -

CASE, 26.02.2003

15

Replacing nuclear by coal, fossil mix or gas

Mton CO2

70 60 real

50

Mton CO2

natural gas

40 fossil mix

30 coal

20 10 0 1973 1976 1979

1982 1985 1988 1991

1994 1997

Ref.: K.Smekens en J.G.Kretzschmar, Minder CO2 zonder nucleaire centrales: een paradox?, Het Ingenieursblad 12,44-52,1999.

Euro -

CASE, 26.02.2003

16

Green Electricity in Belgium* • Situation in 1999 Biomass : 0,65 TWh Hydraulic : 0,35 TWh Wind : 0,02 TWh 1,02 TWh

• Realistic by 2020 Biomass : 3,5 TWh Hydraulic : 0,4 TWh Wind : 5,4 TWh Photovoltaic: 0,5 TWh 9,8 TWh * Ref.: Ampere Commission 2000, MEZ or approximately 9 % of 2020 consumption Euro -

CASE, 26.02.2003

17

The RE Problem • Belgium :30.000 km² and 90 TWh/y • If 5 % of the surface is used to produce green electricity → needed 60 GWh/km².y • Available technologies generate: – Photovoltaic : 100 – Wind 7 m/s : 36 – Wind 5 m/s : 12 Euro -

CASE, 26.02.2003

18

Conclusions • • • • • • •

Primary Energy Consumption: +1,5 % per year since 1980 Electricity Consumption: +2,5 % per year since 1980 GHG emissions: 142,7 Mton in 1990 → 152,4 Mton in 2000 (+6,8 %) CO2 emissions: 118 Mton in 1990 → 127 Mton in 2000 (+7,6 %) Replacing nuclear power by fossil fuel: +15 to +40 Mton CO2 Due to physical constraints: very limited RE potential Kyoto objective = -7,5 % GHG emissions: mission impossible ?

Euro -

CASE, 26.02.2003

19

What do the Ampere Results imply for Future Electricity Production in Belgium – an analysis with MARKAL model Stef PROOST, Denise VAN REGEMORTER CES-KULeuven

1. Objectives The Ampere results on cost and emissions of different power plants have been summarised using a static comparison of social costs. This means that for every production technique, the technical production cost and the external cost have been added into one BEF/KWh figure using data for a representative year (2010) and using the maximum number of hours of operation.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Although this yields interesting comparisons, this technique is insufficient. There remain many questions : ■ this is a comparison for one year, most power stations will have to operate over 20 to 30 years and fuel prices and capacity needs may vary strongly over this period : what could be the result if we know that gas and oil prices keep rising while other fuel prices are more stable ? ■ new capacity is added to a stock of existing power plants, some of them will be operational until 2025 ; this implies that the need for new investments may be delayed far into the future ; ■ there is no real comparison between demand reduction efforts and capacity extensions : when social costs are taken into account, power may become so expensive that it is better to reduce demand ; ■ some decentralised power technologies have relatively low social costs but their potential is very limited, so that the real choice may be among power stations that are not ranked first in terms of social costs ; this becomes the real question. ■ some environmental constraints are aggregate constraints on total national emissions, this is the case for GHG – it is difficult to trans-

late this aggregate constraint into a shadow cost that can be included in a social cost ; ■ some technological options (nuclear) could be ruled out in the future, it may be of interest to know what the cost is of this decision. In this study we use a multiperiod energy model to analyse electricity production in Belgium in the period 2000-2030 using the Ampere cost and emission data. The model is used to derive the implications of Ampere results for future electricity production and to study the feasibility of the Kyoto emission limits and the costs of the nuclear phase out over the period 2000-2030. This study provides some answers to the questions raised above but other important questions remain to which we return in our last section. In section 2 we present the methodology behind the Markal model used. In section 3 we present the main assumptions. Section 4 is devoted to an analysis of results and in section 5 we discuss some caveats of this study.

2. Methodology 2.1. Scope of the Markal model 1 Markal computes for the period 1990-2030 market equilibria for the Belgian energy market with a time interval of 5 years. Markal covers 1

The Markal model has been implemented in Belgium with support of the Federal Science Office by CESKULeuven and VITO since 1990. The current use is covered by the “Global Change and Sustainable Development” research program of the Science Policy Office, contract no GC/DD/221 and 222”. The Markal model structure is the product of 20 year cooperation in ETSAP, which is an implementing agreement of the IEA and the model is used in 25 countries for energy policy analysis.

– 7 –

all activities from import of energy, transformation into secondary energy, transport and distribution up to the transformation of final energy (at the consumers’ end) into energy services. There are some 40 different types of energy services to be satisfied. These include all energy services ranging from delivery of process heat to some industrial sectors up to home heating and electricity demand for household appliances. This demand for energy services is satisfied by investing and operating a few hundred technologies of demand (energy saving etc.) and supply (power plants etc).

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

2.2. Modelling principle The basic idea is to compute market equilibria for the period 1990-2030 by maximising the discounted sum of consumer and producer surpluses subject to technological feasibility constraints, constraints on available production capacity and subject to policy constraints. The policy constraints can be overall emission constraints (Kyoto), a ban on certain technologies (e.g.nuclear), existing taxes etc. This ambitious and global approach has a cost in terms of a simplified representation of energy users and producers in the model. It is assumed that there is perfect coordination between demand and supply on the basis of social marginal costs. This implies that there are no transaction costs and that all agents share the same subjective beliefs, that they are rational cost-minimizers and finally that they use “prices” equal to the discounted marginal costs corrected for imputed shadow prices. The model is a long-term model: the period 1990-2030 is covered through successive 5-year periods, and the different periods are linked through residual capacities. The costs in the different periods are weighted using a discount factor. The use of a 5 % discount rate can be justified to reflect a “social” time preference rate and to analyse the optimal decisions for the society as a whole. In scenarios, which should reflect more the behaviour of the consumers and producers as individual private agents, a 10 % discount rate is more appropriate, corresponding approximately to an average payback period of 7 years. In all scenarios in this study the discount rate has been set to 10 %. Perfect foresight is assumed for all economic agents.

This modelling principle allows us to sketch what can be the best response and economic cost of certain energy and environment policies. We use two illustrative examples : a cap on total GHG 2 emissions and a ban on new nuclear. A cap on total GHG emissions in Belgium implies the following type of effects in Markal : ■ the model puts a shadow cost (that can be seen as a carbon tax) on all GHG emissions in Belgium, ■ the shadow cost or tax implies an adaptation of energy supply processes where new investments are less GHG intensive, this makes electricity, heat and traditional final energy deliveries more expensive ■ the users of energy, confronted with more expensive final energy, react in two ways: they invest in energy saving equipment and /or in fuel switching and secondly they react by reducing their demand for energy services (say less car driving, lower indoor temperatures etc.) ■ this whole process is continued until the global GHG emission cap is met at the lowest cost for society ■ in the cost concept one takes into account all production costs (investment, operation including fuel) but also other external costs (other air pollutants than GHG).

The cost of this emission constraint will consist in the discounted cost of extra investments, operation (excluding taxes and subsidies), benefits of saved external costs (other air pollution damage) and the loss of comfort for those energy users that found it better to reduce their demand for energy services A ban on new nuclear will generate the following type of effects in the Markal model : instead of new nuclear plants one needs other base load plants say coal, this means that even before 2020, when comparing coal and gas one takes into account that a new power station in 2010 might have to be operated as base load after 2020 ■ the new base load plants foreseen may imply a higher social cost for base load electricity (the model uses implicitly peak load pricing) ■

2

– 8 –

GHG : Greenhouse gas.

higher social costs for electricity imply that consumers will anticipate this in their investments, this means that they use other fuels if possible, invest in energy saving equipment, and decrease their level of use of energy services ■

The cost of this ban will consist in the discounted cost of extra investments, operation (excluding taxes and subsidies), increase in external costs (air pollution damage) and the loss of comfort for those energy users that found it better to reduce their demand for energy services. We will use implicitly the assumption that the policy maker can use a perfect tax system to correct prices inside the energy sector. Other instruments (tradeable permits, standards) can be studied too. This is not important as long as one does not consider distortions in other markets (labour market). We will not introduce this complication in our analysis here. We refer to the study for the Federal Ministry of the Environment (1999) for more detail.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

2.3. Demand for energy services We distinguish two demand concepts, the demand for energy services and the final energy demand. The final energy demand corresponds to the delivery of energy products (oil products, gas, coal, and electricity) to the consumers (non-energy producing firms, households). This final energy demand is one of the inputs into the production of energy services (heated homes, industrial process heat,...). The model is driven by the demand functions for energy services. These demand functions give the level of energy services demanded as a function of their cost. E.g. in the case of home heating the cost of heating the house corresponds to the price of gasoil corrected by an energy conversion efficiency that is itself a function of consumer investments in heating appliances and home insulation. Movements along the demand curve for energy services correspond to non specified substitution outside the energy system, with other inputs (capital, labour and materials) or other products in the industrial sector or with other goods (or comfort) for the consumers. The price elasticities of the demand for energy services are derived from literature overview. As most of the studies concern the price elasticity of final

energy demand and not of energy services, a correction has been applied to take into account that part of the substitution possibilities (e.g. by investing in energy saving or more efficient equipment) which are modelled within Markal. The position of the demand curves for energy services is determined by exogenous factors, such as the level of income or of equipment (electric appliances, number of houses, cars, etc.) for households or the level of industrial activity for firms. These exogenous parameters depend on the macroeconomic assumptions underlying a study. For the industrial sectors, the price elasticities are derived from a study by the CES and the FBP on the estimation of production functions for the industrial sectors in Belgium. They give a price elasticity of final energy demand varying from –0.4 to –0.8. A figure of –0.35 has been chosen for all industrial sectors, correcting for the substitution possibilities within Markal. For the households, the elasticities are based on a study by C. Cuypers at the CES. For the transport sector, a literature review gave estimation of price elasticity of transport activity ranging from –0.2 to –0.4, therefore –0.3 was taken for Markal. There are three demand sectors considered in MARKAL, the industry, the residential and service sector and the transport sector. For each sector, a number of demand categories are considered which are briefly described hereafter.

a) the industry Industrial energy demand is split up into sector specific demand, representing the demand from energy intensive industries and supersectoral demand representing non specific energy uses. The demand is expressed in PJ, with the exception of iron and steel production, cement, glass and lime production where they are expressed in kton product. The energy intensive sectors are iron and steel production and steel processing, cement, flat and hollow glass, glass fibres, limes and limestones, other construction materials and basic inorganic chemicals. For the supersectoral demands the main categories are process heat (high temperature), steam (high temperature), heat (low temperature) and electricity. The complete list is given hereafter.

– 9 –

Building Materials Industry Cement Glass

1. passenger transport i) a) b) ii) iii)

flat hollow fibres (insulation material)

Lime Other construction materials

2. freight transport

Chemical Industry

i) by truck ii) by rail iii) by ship (inland waterways)

Ammonia synthesis Chlorine electrolyse Steam (intermediate heat) Process heat (high temperature)

2.4. Supply of energy services

Iron & Steel

The supply of energy services is the result of primary energy inputs that are transformed into energy services by activities and processes.

production processing Other industry (low temperature heat and steam)

b) the residential and service sector Due to the differences in the evolution of the energy service demand and in the availability of technological options this sector is divided : ■ by subsector : residential (rural dwellings, urban dwellings and flats), small and large services (commerce, banks, insurance company, public sector,…) ■ by type of use of energy : space heating, hot water, food preparation and electricity use, public lightning

The demand is expressed in PJ. EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Industry intersectoral continuous power variable power electrothermal lightning

c) the transport sector The transport sector 3 is divided in passenger and freight transport, subdivided in subcategories depending on the transport mode. The category passenger transport by car is further split into short distance and long distance travel. The demand is expressed in vkm. 3

by car car-short distance car-long distance by bus by rail

Aviation and Marine bunkers, though modelled in Markal, are not included in this description, because they are exogenous.

a) Sources of primary energy supply The sources of supply of energy cover all means by which energy can enter or leave the system (other than to meet energy demands). The sources of supply are distinguished by type of energy, cost, origin and environmental characteristics (e.g. sulphur content of coal). The national production possibilities can have an absolute limit or can be available at rising marginal costs.

b) Energy activities/technologies The energy activities are described through technologies. Three types of technologies are generally distinguished : 1. conversion technologies : load dependent plants generating electricity or district heat 2. process technologies : all other transformation activities, load-independent and environmental technologies 3. demand technologies : all devices consuming energy to meet energy services demands Environmental activities are represented through technologies such as CO2 removal, desulphurisation and denitrification, catalytic converters. The technologies are characterised by the following information : 1. technical parameters : efficiency of the process, links between inputs and outputs, joint output ratios etc. 2. capacity parameters : earliest investment date (for new technologies), lifetime of the

– 10 –

2.5. Construction of the MARKAL reference scenario

As an example one can consider the technologies for electricity generation. All technologies considered in AMPERE (groupe I) are

The procedure followed in the construction of the reference scenario is illustrated in Figure 1.

represented in Markal. In addition MARKAL uses data on the existing capacities and on the total potential (say windpower) and takes into account via a reserve constraint the contribution of certain power plants to the overall reliability.

Figure 1 : Construction of the reference scenario EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

technology, maximum growth ratio or maximum capacity addition per period, residual installed capacity, bounds 3. cost parameters : investment cost per unit of capacity, fixed maintenance cost, variable costs, delivery costs 4. availability parameters : forced outage, maintenance etc. 5. environmental characteristics : emission ratios per type of proces

It consists of the following steps :

Step 2 : Build a scenario for EU and Belgium economic activity

Step 1 : Build a scenario for exogenous economic factors The main exogenous factors are the international energy prices and the overall growth level of economic activity. International energy prices have been derived from simulations with the POLES model 4 that represents the world energy scene.

Here the GEM-E3 model 5, a general equilibrium model for the 15 EU countries, is used 4 Poles is a model, developed for DG Research under the Joule research program, that represents the world energy demand and supply. 5 The GEM-E3 model is a general equilibrium macroeconomic model for the 15 countries of the EU, developed for DG Research under the Joule research program.

– 11 –

ices for any sector A. The MARKAL model has been calibrated to represent the energy market equilibrium in 1990 : the demand, supply and cost curves of energy services have to pass through point B and the corresponding level of demand of energy services is X°. In order to know the demand for energy services in the reference scenario, we need to know what is the level of activity in sector A in the future. GEM-E3 gives us this information and this is translated in the MARKAL model as a shift in the demand curve to the right (for an increase). In step 3 this information is combined with information about the change in the cost of energy services to obtain a reference level of energy services X1 for 2010.

Figure 2: Demand and Supply of Energy Services

Step 3 : Build a detailed scenario for energy use and energy production in Belgium EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

to construct a scenario that is consistent with the exogenous energy price and growth assumptions of step 1. The resulting medium term economic growth for Belgium is calibrated to make sure it is in the line with the Belgium Planning Office forecasts. This gives a trend of economic activity by sector and a trend in disposable income that has a macro-economic consistency. These trends in economic activity and in income are then translated into trends for the demand for energy services (tons of steel, km driven, etc.), which determines the shift of the demand curves for these services in MARKAL over the horizon considered. This is illustrated in Figure 2 where we represent the demand and supply of energy serv-

In this step, given the demand for energy services computed with the trends from step 2 and the base year (1990) demand, MARKAL simulates the choice of energy efficiency by energy users, their fuel choice, as well as the choice of energy production processes by the energy sector. The final result of this step is primary energy use and GHG emissions. In this step one uses information on the present and future availability of energy technologies, their costs and performance at the level of the energy user and at the level of the energy producer.

In terms of Figure 2 this step determines the cost of energy services in 2010 (as well as for all other years between 1990 and 2030) and the level of demand for energy services, the point X1, and translates this into energy efficiency, fuel choice, energy sector activity, primary energy use and emissions. The demand functions for energy services play an important role in the construction of policy scenarios. Every policy scenario that affects the energy sector will alter the marginal cost of energy services and this will affect the level of demand for energy services. The demand function for energy services is a short cut to represent all

– 12 –

substitution and behavioural reactions outside the energy use and production sector.

example, to introduce a policy to reach Kyoto, this will imply a movement along the demand curve in 2010 from C to D.

Step 4 : Simulate a policy scenario Here we take the economic growth, its sectoral allocation and the international energy prices as given. Also the shifts of the demand curve over time are those defined in the reference scenario. Then the policy scenario is introduced, this will give rise to other social costs of energy and movements along the demand curves defined in Figure 2. As an

3. Major Assumptions 6 3.1. Primary energy prices Table 1 summarises the growth and energy price assumptions used in this study. They are derived from results with the world energy model Poles.

Table 1 : Growth and Energy Prices Assumptions (annual average growth rate) 2000/2005

2005/2010

2010/2020

2020/2030

OECD GDP

2.5 %

2.4 %

2.0 %

1.6 %

Oil ($90/bl)

2.6 %

2.5 %

2.5 %

1.8 %

European market

4.2 %

4.2 %

3.6 %

2.4 %

Coal

0 %

0.3 %

0.2 %

0.2 %

3.2. Macro-economic activity variables The sectoral activity levels and the growth in housing stock and private income (reflected

in private consumption evolution) are the main determinants for the evolution in the demand for energy services in our reference scenario. Table 2 summarises the main assumptions.

Table 2 : Macroeconomic background and sectoral evolution for Belgium (average annual growth rate)

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Gas ($90/boe)

1999/2005

2005/2010

2010/2030

Macroeconomic background GDP growth Private consumption Housing stock

2.2 2.3 0.6

2.1 2.2 0.5

1.8 2.2 0.3

Sectoral production Agriculture Iron & Steel Chemical sector Building materials Non energy intensive sectors Commercial and service sector

1.8 0.5 0.9 0.7 1.6 1.5

1.9 0.7 1.0 0.7 1.7 1.9

1.7 0.4 0.7 0.4 1.4 1.8

6 We use the same background assumptions as in the study of CES-VITO-IW for the Federal Administration of the Environment.

– 13 –

3.3. Specific assumptions regarding electricity production All costs, efficiencies and emission coefficients are identical to the Ampere commission

results as summarised in the static comparison of Group I. To these data, assumptions regarding the potential for some specific technologies, have been added. These are summarised in the table below.

Table 3 : Potential for specific technologies 2010 Nuclear energy (MW)

New capacity on Existing cites

Wind energy (MW)

Inland Onshore & polders Offshore

Heat demand from cogeneration (PJ/a)

Coal power stations (TWh)

8000 100 400 1000

100 400 1000

Industry Residential & service

61 39

65 54

70 58

Minimum production for load following

4

4

4

3.4.1. The reference scenario The following policy measures that were taken between 1990 and 2000 are included in the reference scenario :

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

2030

100 400 1000

3.4. Policy assumptions in the scenarios

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

2020

1. mandatory K55 insulation level for all new residential buildings from 1995 onwards. 2. increases in excise duties on fuels in the residential, service, industrial and transport sectors 3. the decided investments in new power plants for 1990-2000. 4. promotion of electricity saving technologies (more efficient light bulbs and electric motors, condensing boilers). 5. nuclear moratorium : no new nuclear power stations before 2010 (as it takes at least 10years to build a new one). Investment in nuclear are possible after 2010, however this option is not used in the reference, based on cost considerations.

These measures are also included in all the policy scenarios.

3.4.2. The policy scenarios The policy scenarios can be distinguished by assumptions regarding nuclear power and

regarding the reduction of GHG emissions as imposed by the Kyoto protocol. Moreover in all policy scenarios it is assumed, that the external costs of air pollution are internalised in all sectors from 2005 onwards, with the exception of the cost of GHG emissions (which is taken care of by a global emission limit). This assumption has been used in order to be logically consistent with the static cost comparison in Group I of Ampere. The alternative policies considered are : Nuclear power plants : after 2010, either the moratorium is extended towards 2030, or new nuclear power plants can be built with however a maximum of 8000 MW on existing sites. GHG emission constraints : either no GHG emission reductions are imposed over the entire horizon, or the Kyoto target is imposed in 2010 (7.5 % reduction compared to the 1990 level, but corrected for the high temperature in 1990 this gives a reduction of 11 %) and the same proportional reduction is imposed between 2010 and 2030 (15 % compared to 1990, or when corrected for temperature 21 %). The scenarios considered are therefore : 1. New nuclear capacity, no GHG constraint 2. No new nuclear capacity, no GHG constraint

– 14 –

3. No new nuclear capacity, Kyoto GHG constraint 4. New nuclear capacity, Kyoto GHG constraint

scenarios with and without Kyoto gives cost differences of less than 0.1 % of GDP) ■ After 2010, the results are different depending on the policy constraints considered :

– the GHG-emission constraint imposes the largest reduction in electricity demand, 86 TWh in 2020 and 98 TWh in 2030 compared to respectively 99TWh and 113 TWh when no constraints are imposed. – the cost of the GHG emission constraint increases sharply after 2010, reaching in 2030 some 3.4 % (= 2.7 % – (–0.7 %)) of the GDP of 2000 when the nuclear option is not allowed and 1.1% (= 0.6 % – (0.5 %)) when it is allowed. – When no GHG-emission constraint is imposed, the welfare cost of the ban on new nuclear is small and consists mainly in higher (non GHG) external costs that are associated to the more intensive use of fossil fuels (mainly coal) – with the GHG constraint and without the nuclear option, mainly gas power plants are installed ; without the Kyoto constraint either nuclear power plants are installed, and when this is not available, a sequence of gas power plants followed by coal power plants is used – the contribution of cogeneration and renewables to reach the Kyoto target remains very limited. Renewables are only interesting in the long run and when a GHG constraint is imposed.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

4. Results The results of the different scenarios are summarised in Table 4. It gives the electricity demand and production by technology (in TWh) and the cost in terms of welfare of each scenario compared to the reference scenario (in % of the GDP in 2000). The welfare cost, as considered in Markal, covers the cost for the whole energy system of the measures imposed, i.e. the increased cost of satisfying the energy needs (investment cost, operating cost, fuel cost,…), the loss in utility for the consumers due to the decrease in consumption of energy services minus the saved external costs (other than climate change related damages). When considering the welfare cost figures, one must keep in mind that the MARKAL model is a simplified representation of the energy system, where consumers and producers have an “optimal” behaviour and where there is perfect coordination between demand and supply on the basis of social marginal costs. Additional policy actions might be needed to realise this “optimal” setup. The welfare cost can be negative because in the reference scenario, external costs (other than GHG) are by assumption not internalised. The welfare gain in internalisation of non GHG related external costs increases from some 0.3 to 0.4 % of GDP in 2010 to some 0.4 to 0.7 % of GDP in 2030. In interpreting Table 4, one should also be aware that a Kyoto constraint is imposed on the Belgian energy system and not only on the electricity sector. When it is relatively cheaper to reduce emissions in the electricity sector than in other sectors, the electricity sector will reduce its emissions more. The following conclusions can be drawn from the results : Until 2010 the production capacities are relatively fixed ; imposing the Kyoto constraint implies an effort to reduce electricity demand by around 3 TWh and the cost of meeting the Kyoto target remains limited (comparing the ■

5. Caveats Some important aspects are not considered in our analysis : ■ the opening of the electricity market and the impact it can have on the production and the investment in the electricity sector is not studied – in fact one has implicitly assumed that the transmission constraints are such that intensive trade is not possible – if intensive trade becomes possible one could envision scenarios where part of base load production is located in less densely populated areas (North of France ...) and more renewables are installed abroad ■ the possibility of reaching the Kyoto target through international actions (tradeable per-

– 15 –

mits, joint implementation) is not considered explicitly – the possibility of international trade would mitigate the cost differences between scenarios ■ only one scenario of fossil fuel prices has been used ; one could study the robustness of the conclusions when lower or higher fuel

prices are considered or one could use stochastic programming techniques ■ the Markal model is an energy sector model and is not appropriate to study the contribution of decentralised power to the overall reliability of the power supply – a model specific for the electricity sector would be more appropriate.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Table 4 : Electricity demand and production by technologies (in TWh) and total cost of the scenarios compared to the reference (in % of GDP 2000) In 2010

In 2020

In 2030

No Kyoto constraint New nuclear 7

Demand ELEC : 84 TWh Nuclear 43 TWh Coal : 4 TWh Gas : 19 TWh Cogeneration : 17 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.1 % of GDP 2000

Demand ELEC : 99 TWh Nuclear 60 TWh Coal : 9 TWh Gas : 10 TWh Cogeneration : 19 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.7 % of GDP 2000

Demand ELEC : 113 TWh Nuclear 60 TWh Coal : 33 TWh Gas : 1 TWh Cogeneration : 19 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.5 % of GDP 2000

No Kyoto constraint No new nuclear

Demand ELEC : 84 TWh Nuclear 43 TWh Coal : 4 TWh Gas : 20 TWh Cogeneration : 17 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.1 of GDP 2000

Demand ELEC : 88 TWh Nuclear 30 TWh Coal : 16 TWh Gas : 23 TWh Cogeneration : 19 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.7 % of GDP 2000

Demand ELEC : 106 TWh Nuclear 4 TWh Coal : 74 TWh Gas : 9 TWh Cogeneration : 19 TWh Renewables : 1 TWh Cost : -0.4 % of GDP 2000

Kyoto constraint No new nuclear

Demand ELEC : 81 TWh Nuclear 43 TWh Coal : 4 TWh Gas : 17 TWh Cogeneration : 17 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.3 % of GDP 2000

Demand ELEC : 86 TWh Nuclear 30 TWh Coal : 4 TWh Gas : 27 TWh Cogeneration : 20 TWh Renewables : 5 TWh Cost : 0.1 % of GDP 2000

Demand ELEC : 98 TWh Nuclear 4 TWh Coal : 4 TWh Gas : 62 TWh Cogeneration : 22 TWh Renewables : 5 TWh Cost : 2.7 % of GDP 2000

Kyoto constraint New nuclear

Demand ELEC : 82 TWh Nuclear 43 TWh Coal : 4 TWh Gas : 17 TWh Cogeneration : 17 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.3 % of GDP 2000

Demand ELEC : 95 TWh Nuclear 60 TWh Coal : 4 TWh Gas : 12 TWh Cogeneration : 18 TWh Renewables : 1 TWh Cost : –0.4 % of GDP 2000

Demand ELEC : 100 TWh Nuclear 60 TWh Coal : 4 TWh Gas : 11 TWh Cogeneration : 21 TWh Renewables : 5 TWh Cost : 0.6 % of GDP 2000

7 This scenario differs from the reference scenario only because of the internalisation of the external cost in all sectors (except GHG external cost).

– 16 –

A Swedish Energy Foresight Göran A. PERSSON, Swedish Royal Academy of Engineering Sciences

Recent developments that justify the project are deregulation and privatisation in the energy area, the extension of electricity grids and gas pipelines connecting European countries and last but not least the climate issue. The energy foresight project has a number of starting points which differ from energy studies in the past ■ Energy is a resource for sustainable development – not a problem

■ International developments are important – the national energy system cannot be looked upon in isolation. ■ Energy does not shape society – energy systems are shaped by society. ■ Transport, industry and buildings – integrated parts in the energy system

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

■ Focus on the reduction of the negative effects of energy use – not on the use of energy

With the project IVA wants to lay the foundation for a broad discussion of opportunities and problems in the energy area for a sustainable development of the Swedish society by painting two different images of our energy future. These images do not represent any “most likely” or “best” scenario but two thoughtprovoking images. The two main scenarios in our project reflect different approaches to the climate threat. Our first scenario Climate in focus implies that climate is the main driving force for shaping future energy systems. The global community is convinced that present and growing carbon dioxide emissions are a serious threat and agreements are made to limit and reduce these emissions world-wide. However, the industrialized countries cut their emissions more than developing countries. We assume a 50 % reduction in the EU to the year 2050 with

similar reductions in all industrialized countries. Our second scenario Climate a factor among others implies that climate is important but not the overriding driving force for shaping future energy systems. Equally important are energy security and costs. The global community accepts that present and growing carbon dioxide emissions are serious but no major international agreements are made beyond Kyoto to limit and reduce these emissions. In the project we focus on the 20-years perspective. But what is done 20 years from now will have an influence on the system much longer. Our generation must make sure that what we do short-term (20 years) is not in conflict with the long-term development. Infrastructures of energy systems do not change rapidly. In a global and long term perspective, we envisage a significant increase in the share of solar-energy (such as hydro, wind, biomass, marine, solar panels and solar cells, artificial photosynthesis) and the development of hydrogen as a major energy carrier. Such a development would make it possible to tackle climate change, to address air pollution and to provide basic access to energy services to those who presently lack it – one third of the global population. It would respond to the need for inherently clean energy carriers in all markets including those, for example transportation, which rely on fluid fuels. Past experience shows that it can take three to five decades to develop a new infrastructure system and even longer for it to achieve full maturity. In Climate in Focus, the contours of a solar-hydrogen system are visible by 2020 and major changes have taken place by 2050. The period of transition is characterised by a mix of technologies and fuels including evolv-

– 17 –

ing fossil energy technologies (i.a. increased use of natural gas, emerging use of carbon sequestration) and in some regions nuclear power. Natural gas is of special interest in the transition to a hydrogen society. At early stages of development, hydrogen can be produced from natural gas; in subsequent stages the natural gas infrastructure can serve as basis for the development of a hydrogen infrastructure. The future energy use is a balance between

The existing technical structures of the energy system will essentially remain until 2020. However, the institutional and industrial structures may be subject to change. Two possible developments have great impact on the future structures – the development of the European union and the massive expansion of information technology infrastructure. The development of the European union will have an impact on the institutional and industrial structures. The substantial investments made in the information infra system will have a profound impact on the society, business, and public administration – the question is how

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

■ Major energy savings in buildings – but more buildings to heat or cool ■ More efficient office and household appliances – but more appliances in need of electricity ■ Spread of integrated transport solutions and better logistics – but an increased demand of transport ■ Improved industrial process efficiences – but an annual increase in production

In Climate in focus no major change is foreseen in how electricity is produced. Electricity from renewables – bio and wind – will increase as a consequence of the introduction of green certificates and tradeable emission permits but hydro and nuclear dominate. In Climate a factor among others there will be major changes. Six of the present reactors have been in operation 40 years or more. These reactors with an annual production capacity of 30 TWh will be replaced mainly by natural gas (combined cycle) with certain amounts from renewables Common for both scenarios in the transportation sector is that an increased but still limited share of automobiles sold in 2020 are hybrid vehicles. The fuel consumption in

hybrids is reduced by almost 50 % without negative effects on driveabilityLocal air quality can be significantly improved. In “Climate in focus” the combustion engine is gradually replaced by hydrogen fuel cells. In 2020 the use is limited to local fleets in absence of a hydrogen infrastructure. In Climate a factor among others the introduction of natural gas leads to a breakthrough for gas also in the transportation sector with benefits both to the local and global environment. In spite of the large production growth in Swedish industry the energy use has not increased since the 70s. But the composition of energy has changed after the first oil crisis and as an effect of the Swedish nuclear program. The use of oil has been reduced from 49 to 13 % mainly due to a transformation to electricity as energy source. More efficient use of energy has also been an important development. Energy use in buildings has been constant in the last 30 years in spite of increased areas for homes and offices which means considerable gains in energy efficiency. However in the building sector there are still large potentials for energy savings. The long term vision for the sector is to be self-sufficient in energy produced from renewables but this vision will not be met in 2020. In summary Climate in focus is a scenario which implies difficult changes and higher energy costs. A low carbon energy future has a price. It entails up-front costs to deliver benefits spread out over the future. It represents a precautionary approach to a complex issue. It acknowledges the potential threat to the world´s well-being posed by warmer temperatures, a changing and more intense hydrological cycle and rising sea levels. It is alert to the risk of large negative surprises. Climate a factor among others is a scenario which implies a higher risk of disruptive climate impacts. It represents more of a wait and see approach to a complex issue. Delaying emission reductions by industrial countries beyond 2020 risks foreclosing the option of limiting future global mean temperature change at 2 degrees C (the long run climate policy target set by the EU).

– 18 –

The scenario “Climate a factor among others” represents a future with local and regional environmental improvements but actions against climate change are uncertain.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

The scenario “Climate in focus” shows a Swedish energy system that is almost carbon dioxide free in 2050 and can make an important contribution to a more sustainable European and global system than the present.

– 19 –

The Swedish Energy Foresight

Göran A Persson Project Manager of the IVA Project Energy Foresight Sweden in Europe

Not just another energy study • Energy is a resource for sustainable development – not a problem • Focus on the reduction of the negative effects of energy use – not on the use of energy • International developments are important • Energy does not shape society – energy systems are shaped by society • Transport, industry and buildings – integrated parts in the energy system

A scenario approach • Scenarios are tools for building different conceivable future energy systems – not forecasts of the future. • Scenarios should provide provoking, credible and relevant visions, but not necessarily the most likely or desirable ones. • Scenarios should take into consideration the deep currents driving the development of energy systems – not merely individual events.

Two scenarios • Climate in focus • Climate - one factor among others

Energy supply in Sweden 2050 for the scenario Climate in focus •

Hydro as today

•

Solar-based electricity other than hydro (e.g. bio, wind, solar cells) and hydrogen fuel cells have a considerable and growing market share

•

Existing nuclear reactors have been partly replaced after 60 years of operation. A new generation of nuclear technology offers improved safety and a bridge to a solar and hydrogen society.

•

A majority of vehicles have fuel cells with hydrogen produced from natural gas with carbon sequestration and from renewable energy.

•

Heating with bio, heat pumps and electricity (low energy buildings)

Energy supply in Sweden 2050 for the scenario Climate - one factor among others •

Hydro as today

•

Solar-based electricity other than hydro (e.g. bio, wind, solar cells) has a limited but growing market share

•

Existing nuclear reactors phased out after 40 years of operation and replaced by electricity from natural gas.

•

A majority of vehicles use fossil fuels, liquid and natural gas fuels from natural gas where available. Only zero emission cars are allowed in central parts of urban areas.

•

Heating using bio, natural gas, heat pumps and electricity (low energy buildings).

Priority questions in the two scenarios • The level and composition of energy demand? • Replacement of the existing nuclear reactors? • Replacement/reduction of oil-derived fuels for transport?

Energy demand • Major energy savings in buildings – but more buildings to heat or cool • More efficient office and household appliances – but more appliances in need of electricity • Spread of integrated transport solutions and better logistics – but an increased demand of transport • Improved efficiency in industrial processes – but an annual increase in production

Industry in 2020

Industry profile Export share % 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

Knowledge content (”price per kilo”)

Sweden: Production and electricity consumption in Industry Index 1990 = 100 148 144 140

Production

136 132 Index 1990 = 100

128 124 120 116 112 108 104 100 96

Electricity consumption

92 88

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

00

01

02

Process development, Swedish pulp mill Waste heat 2000

Waste heat 2020

Wood Bark

Pulp

Electricity fossil fuels 2000

Electricity bio fuels 2020

Energy use in Industry TWh 200 180

Oil products District heating

Natural gas Biofuel, peat, etc

Electricity Coal and coke

”One Factor among others"

160 140

"In Focus"

120 100 80 60

Increased use of electricity

40 20 0 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018

Energy in buildings 2020

• Solar collectors

• Solar collectors

• Insulation and windows

• Insulation and windows

• Efficient heating and ventilation

• Efficient ventilation. Heat exchanger

systems

85% efficiency.

• Individual metering of heat and water

• Heating from electric appliances

Result is 40% reduction of heating requirements.

Result is 50% reduction of energy use without additional building costs.

Energy in buildings 2020 Energy use one-family houses Mvh per year

Appliances 30

Lighting 25

Water

20

Ventilation

15

Heating

10 5

Average existing

Averages new

Best new

Energy use in the building sector TWh 180 160

Oil products

Electricity

District heating

Bio fuels, peat etc

Other fuels

”One Factor among others"

140 120 "In Focus" 100 80 60 40 20 0 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018

Transportation in 2020 - hybrid vehicles in urban areas

Transportation in 2020 - availability of fuel cell vehicles

Efficiency of “Well to Wheel” Efficiency from well to tank (%)

Vehicle efficiency (%)

Gasoline vehicles

88

16

HVs (gasoline)

88

30

FCVs

58

~50

future FCHV

~70

~60

Overall efficiency (%) 0

10

20

30

Source: Toyota trial calculations

Energy use in the Transport sector Petrol Bunkers oils

Diesel/gas oil Medium/heavy fuel oils

Electricity Aviation fuels etc

TWh 140

”One Factor among others" 120 100

"In Focus"

80 60 40 20 0 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018

Total use of energy in Sweden Decreased use of energy in the Residental sector will compensate for increased use in Industry and Transport

500 450

TWh

Industry

Internal transport

Residential, services etc "A Factor among others"

400 350

"In Focus"

300 250 200 150 100 50 0 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018

Nuclear reactors 40-60 years Oskarshamn 1 Oskarshamn 2 Oskarshamn 3 Ringhals 1 Ringhals 2 Ringhals 3 Ringhals 4 Forsmark 1 Forsmark 2 Forsmark 3 Barsebäck 2 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

Production cost new electricity 2002 70

Total cost of production

65

öre/kWh

60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5

Hydro

NG NGCC

NG CHP

Bio CHP

Coal

Nuclear

Wind

Utanexpected skatter och subventioner. Realränta 4-8%. With economic incentives 2003. Included for renewables are “green”certificates 120 SEK/MWh and emission rights 200 SEK/ton CO2.

Natural gas to Europe Major trunk lines 2002 Main storages

Separation and storage of CO2 from electricity generation Development of total estimated cost (separation, transport and storage) EUR/ton CO2

100

50 with further developed technology 1990

2000

Institutional, industrial and technical structures in 2020 Climate in focus – requires joint European actions

Climate – one factor among others – other issues surface

European co-ordination of the energy field

Diverging European development in the energy field

Level European playing field – yields an oligopoly situation – few large actors with similar business

Different playing fields – different business opportunities – multitude of actors of different size

Sweden 2020 Climate in focus

Climate - one factor among others

• No change in nuclear

• Half nuclear phased out

• Limited use of natural gas

• Large scale introduction of natural gas

• Strong incentives for energy efficiency

• Weak incentives for energy efficiency

• Co-ordinated European energy market

• Diverging European energy market

Sustainable development – not just environment Social care

Sustainable development

Economic growth

Environmental improvement

Source: UN Global Compact

Organization • System foresight panel • User foresight panel • Structure foresight panel • Long-term foresight panel • Expert teams on different energy sources

Deliverables • A summary report • Panel reports • Factual reports • A process

Natural gas and new nuclear - a bridge to solar and hydrogen Energy

Natural gas New nuclear

Oil & coal

Solar energy

Nuclear

Hydrogen

Time

Climate in focus – characteristics • Internationally harmonized measures to reduce emissions • More efficient economic measures • R&D and new infrastructures • Emphasis on energy efficiency • Higher energy prices

Climate a factor among others – characteristics • Limited harmonisation • Focus on the local environment rather than on the global • Emphasis on local production of heat and electricity • Voluntary market-oriented actions from industry

Thank you for your attention!

Göran A Persson Project Manager of the IVA Project Energy Foresight Sweden in Europe

Stepwise siting and implementation of a deep repository system for spent nuclear fuel in Sweden Sten KJELLMAN SKB, Swedish Nuclear Fuel and Waste Management Co. P.O. Box 5864, SE-192 40 Stockholm, Sweden

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Abstract The Swedish nuclear waste programme is aimed at final disposal of encapsulated spent nuclear fuel in the crystalline bedrock. Research and development work has been ongoing since the 1970s. The focus of the programme is gradually shifting to practical demonstration of encapsulation technology, repository design and disposal technology and to the formulation of an application for the construction of the deep repository. Testing of encapsulation and disposal technology on an industrial scale is well under way at SKB’s full-scale laboratories. A site-selection programme is now being implemented with a view to selecting, some time around 2008, one of the two sites that are currently being investigated. Site selection for the deep repository is perhaps the most difficult and sensitive issue in the entire programme. The repository will be sited at a suitable location in Sweden where both rigorous safety requirements can be met and the necessary activities can be carried out with the consent of the municipality and local population involved. The siting process is thus based on voluntary participation by communities interested in the deep repository project. Feasibility studies have been completed in eight municipalities and further siting investigations focusing on two sites were commenced in 2002.

1. Introduction It is now thirty years since a co-ordinated Swedish nuclear waste programme began to take shape. The progress made to date has led to the methods and means used in today’s nuclear waste management and in Sweden’s

planning for the future. A final repository for low- and intermediate-level waste, an interim storage facility for spent nuclear fuel, and a transportation system are now in operation. The programme is aimed at final disposal of encapsulated spent nuclear fuel in the crystalline bedrock. To complete the system, SKB therefore plans to build an encapsulation plant and a deep repository for spent nuclear fuel.

2. National principles and programme strategy According to Swedish law, producers of nuclear waste bear full responsibility for its safe handling, storage and final disposal. To fulfil these obligations, the producers formed SKB. A certain number of fundamental principles relating to the management of spent fuel and radioactive waste have evolved over the years. They have been adopted by Parliament and included in Swedish legislation. There are four fundamental principles : ■ The licensee for a reactor unit is responsible for the safe handling and disposal of spent fuel and radioactive waste. The licensee must make provisions for all measures necessary to ensure the safe handling and disposal of spent fuel and radioactive waste. ■ Costs for the disposal of spent fuel and radioactive waste must be covered by those responsible for the energy production that causes these costs. Funds for future expenses must be established and paid for by the NPP licensees during the operational period. ■ Every national state shall be responsible for the spent fuel and radioactive waste produced within its borders. This means that disposal in Sweden of spent fuel and radioactive waste

– 21 –

produced in other states is in principle prohibited. ■ The main approach is for nuclear fuel to be temporarily stored without reprocessing, and subsequently disposed of deep down in the bedrock. Long-term safety should be based on a method that does not require supervision or maintenance.

3. Planned facilities and timetable The nuclear waste programme should be carried out in stages and should initially focus on demonstration deposition (with a retrieval option) of about ten per cent of the estimated total quantity of spent nuclear fuel.

4. Siting of the deep repository

Figure 1. Site selection – timetable. A decision concerning demonstration deposition can be taken once SKB has submitted an application for the facilities required and the regulatory authorities, the municipality concerned and the Government have reviewed this application. The application will contain a thorough EIS (Environmental Impact Statement) including, among other things, an overall assessment of safety and radiation protection aspects and of alternatives as regards both method and site. In order to realise the ambition of demonstrating the initial stages of deep disposal, SKB needs to be able to : ■ Site and build the necessary facilities (Figure 2). ■ Encapsulate, transport and deposit the waste. ■ Analyse and describe safety issues and environmental consequences. EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

on an industrial scale are the encapsulation and deposition of spent fuel. Designing, manufacturing, sealing and inspecting canisters is therefore one of the programme’s key areas. Another is how the practical deposition (emplacement) of canisters in the deep repository is to be handled. Much of the technology development will be performed at the Äspö Hard Rock Laboratory and the Canister Laboratory in Oskarshamn. The work will be pursued intensively, although sufficient time should be allowed for the democratic decision process in the affected regions and municipalities, as well as for a thorough EIA process. SKB estimates that the initial stages of encapsulation and deposition can be commenced in about 12 years.

Figure 2. Other facilities for the management and disposal of nuclear waste. This can in large part be achieved on the basis of established knowledge and proven technology. However, new knowledge and technology are needed in certain areas. SKB possesses practical experience of managing and transporting spent nuclear fuel and other nuclear waste. The components of the deep disposal system that are new and untested

The siting of the deep repository is a key question in the nuclear waste programme. A determined and transparent siting process is necessary in order to arrive at a good solution. Figure 3. Steps in the siting process. Concrete siting work for the deep repository began in 1992 based on the twin principles of “safety and democracy”, i.e. looking for safe sites with local acceptance. At that time, an extensive body of data on the bedrock in different parts of the country was already available. This data consisted of the results of general geoscientific surveys and specific studies on some ten or so “study sites” all over the country. Since 1992, general siting studies of the entire country have been performed, along with feasibility studies of individual municipalities. An important new contribution came from the regional general siting studies performed by The Geological Survey of Sweden, SGU. They show that there are suitable areas for further studies in almost all counties in Sweden.

4.1 Feasibility studies About a year ago, SKB completed a series of feasibility studies in eight municipalities. The prospects for and consequences of a deep repository siting within the specific municipalities have been examined. SKB needs no formal permits to conduct such feasibility studies. In prac-

– 22 –

tice, however, the feasibility studies are conducted in consensus between SKB and the municipality in question. A feasibility study takes 1-2 years to complete and results in a comprehensive body of material that should provide an adequate picture of the general prospects for siting a deep repository in the municipality. Possible consequences for the environment, infrastructure, local economy, etc., are examined, as well as technical issues. Over the period 1993-1997, two feasibility studies were completed in the north of Sweden, while six studies were later made in the south.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Figure 4. Feasibility studies The first two feasibility studies were undertaken in Storuman and Malå in the north of Sweden. After completion of the studies, local referenda were organised about a possible continuation of the siting studies. In Storuman, about 70 % of the votes cast in 1995 were against continued siting studies, and the referendum in Malå in 1997 resulted in 54 % No votes. Following these results, SKB stopped all further studies in these municipalities. The No side stressed concerns about the disposal method and transport risks. In addition, they believed that tourism and reindeer herding would be negatively affected. Other common arguments were that there was a risk that the deep repository might have to receive nuclear waste from all over Europe. Another reason for voting No was that northern Sweden was not believed to have benefited in any way from nuclear power. The Yes side emphasised national responsibility, as well as opportunities for future stable employment and development within the municipality. They believed that a vote in favour of a site investigation did not commit them to a definite siting of a deep repository in the area. Both the Yes and No sides, and many others who participated in the discussion, called for more active involvement on the part of the Government, Parliament and regional bodies. One important aspect of the outcome in Storuman and Malå is that it provided a concrete example of how the voluntary principle is respected. SKB withdrew immediately after the negative referendum results. This has contributed positively to the credibility of the sub-

sequent siting process. We will never work anywhere without local support. After completion of the feasibility studies in northern Sweden, SKB turned south and initiated discussions with a number of municipalities with nuclear installations or with such installations in the vicinity. The discussions led to the commencement of three feasibility studies in Östhammar, Nyköping and Oskarshamn. They were later supplemented by feasibility studies in Tierp, Hultsfred and Älvkarleby. The results of all six feasibility studies were published at the end of 2000. In the new feasibility studies, we naturally used and developed the experience we had gained from the earlier studies. One very important contribution to the process was that the local municipalities set up formal review teams with the explicit task of scrutinising and assessing SKB’s proposals. The review teams were appointed by the municipal boards, which thereby assumed responsibility for representing their residents and serving as counterparts to SKB in the discussions. A neutral, trusted player was thereby introduced in each municipality, and the role division became clearer. SKB has a specific task – to find a site for the deep repository – and we can therefore never claim to be a neutral player. The municipal review teams were given a mandate to question SKB’s work and to request supplementary studies and investigations. We had to respond to these demands and present reports that were written using comprehensible terminology. This role division gave stability to the siting process, as well as increasing confidence in the results. The final reports from the feasibility studies included comments from the reviews conducted by the municipalities.

4.2 Sites for further study Based on the feasibility study reports, SKB proposed further site studies at the end of 2000, scheduled to begin in 2002 in three of the municipalities (Oskarshamn, Östhammar and Tierp). Our proposal was thoroughly examined by government organisations and other key players, and the Government subsequently approved it. In accordance with the voluntary principle, however, we also wished to obtain approval from the municipalities concerned. The municipal boards of Oskarshamn and Östhammar decided with

– 23 –

strong majorities to approve the planned site investigations, while the Tierp board decided to withdraw from further investigations, and SKB naturally left Tierp immediately thereafter. In short, the feasibility studies performed over a decade have resulted in site-specific investigations in two municipalities. We regard this as a positive result, since we will now be working together with most of the residents in the municipalities of Oskarshamn and Östhammar. Our plan is to be able to file an application to site and build the deep repository on one of these two sites within about five years.

Considerable experience has been gained since the siting process started in late 1992. As you have noticed, our record of siting-related activities includes a wide variety of experience, covering both success and failure, as well as accomplishments and shortcomings, and we need to learn from all of them. In conclusion, I would just like to emphasise a number of the key components that we have identified over time as fundamental to a stable and successful siting process: Figure 5. Confidence building – some conclusions ■ The siting process should be transparent and based on voluntary participation. It is easy to be suspicious of people who are not open about their plans, and it is very difficult to regain trust once it is lost.

■ A clear division of responsibilities between stakeholders is a key question. The implementing party cannot pretend to be a neutral player, and it is therefore important that another player should adopt this role. ■ It is vital to respect differing opinions, as well as anxieties and fears, and to demand respect in return. ■ A step-wise and adaptive approach to the implementation of the disposal system is crucial. One should allow scope for possible changes or improvements to the project. One cannot be expected to know everything from the start, and constructive criticism should be welcomed. ■ Even though communication involves many non-technical aspects, we should remember that the continued good performance of operating facilities is a must and that R&D work is needed to guarantee top-quality technical systems. It must always be possible to demonstrate clearly and unequivocally that nuclear waste will be handled with due care and skill. ■ The process must be given the time that is needed – one should try to avoid being in too much of a hurry. It takes time to build confidence, and a single attempt to speed up the process might ruin much more than is gained.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

5. Lessons learned

It is important to maintain a constant dialogue and to express it in comprehensible terms. It is not sufficient simply to provide a constant flow of information along a one-way channel. ■

– 24 –

Swedish Nuclear Fuel and Waste Management Co

The Swedish system

Spent nuclear fuel Nuclear power station

m/s Sigyn

Operational waste

Medical care, industry and research

CLAB

Encapsulation plant

SFR

Deep repository for spent nuclear fuel

Site selection – timetable 2001 2000

First step

2010

2020

2030

2040

2050

Deep repository Detailed characterisation and construction

Feasibility studies Site investigations

Initial operation and evaluation

Evaluation

Regular operation

Closure

Encapsulation Construction Siting, design

No 1

Other facilities for the management and disposal of nuclear waste Canister factory

Encapsulation plant

Deep repository

Investment and operation approx. SEK 4 billion

approx. SEK 3 billion

approx. SEK 13 billion

Personnel requirements about 30 people

about 40 people

about 220 people

No 2

Steps in the siting process Älvkarleby Hultsfred Tierp Oskarshamn Östhammar Nyköping (Malå) (Storuman)

Feasibility studies (5-10)

Siting decision

Oskarshamn Östhammar

Site investigations (at least 2)

Detailed investigation (1 site)

No 3

Feasibility studies Malå Storuman

Site investigations, ongoing Feasibility studies, completed Nuclear facilities Älvkarleby

Tierp Östhammar

Nyköping Hultsfred Oskarshamn

No 4

Confidence building - some conclusions i Transparent siting process, voluntary participation i Constant dialogue, be prepared to have your project questioned i Clear division of roles, neutral players i Respect other opinions, anxieties and fears. Demand respect in return i A step-wise and adaptive approach to the disposal system. Allow scope for possible changes to the project i Top-quality technical systems i Give the process the time it needs

No 5

A UK perspective on future energy policy Professor Michael LAUGHTON, FREng

PAPER SUMMARY

Participants in the Energy Debate (Slide 3)

The UK Government has been conducting an energy policy review starting in June 2001. An interim Review was published on February 14, 2002 by the Policy and Innovation Unit (PIU) of the Cabinet Office. Many submissions were made from interested parties prior to this Report and further consultations and submissions made to the Department of trade and Industry until September 2002. The results will appear in a White Paper in early March 2003. Copies of the evidence / opinions submitted can be found on the Government web site. 1

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Introduction (Slide 1)

Following the publication of the PIU Report the Royal Academy of Engineering in London (RAE) was invited by the Minister for Energy, Brian Wilson, to submit an engineering assessment of the PIU Report. Although the PIU Report received both praise and criticism it was noted that no Engineers were included on the PIU team ; thus the Report was felt to be somewhat deficient in reflecting the constraints imposed by the real world of technology. The RAE Report 2 based on the editorial work of a small working group of Fellows of the Academy with input from the wider engineering community forms much of the basis of this paper.

1

http://www.cabinet-office.gov.uk/innovation/2001/ energy/submissionshome.shtml#n 2 “An Engineering Appraisal of the Policy and Innovation Unit’s Energy Review”. Memorandum prepared by The Royal Academy of Engineering for Mr B. Wilson MP, Minister of State for Energy and Industry. http://www.raeng.org.uk

Whereas prior to liberalisation national energy policy used to be formed from a combination of views and experience of Government, Civil Service and the energy industries, today it is the province of many other groups with various agendas and often with little technical understanding. Decision-making is made difficult for those in Government, themselves usually without engineering or scientific backgrounds, by the public pressure applied by those promoting different causes. As an example, the Institute for Public Policy Research in London, an organisation concerned more with the social sciences, recently issued the statement, “The Government must make achieving a radical reduction in carbon dioxide emissions the primary aim of its energy policy if it is to meet long term climate change objectives”. The Royal Academy of Engineering and the respective professional engineering institutions, e.g. Institution of Electrical Engineers, – Mechanical Engineers, – Chemical Engineers, etc., take the significantly different view that security of supply is the main objective and that carbon dioxide reduction can only be accommodated within such a framework. The PIU Report focussed mainly on electricity generation. For this reason the important subject of oil did not receive as much attention as it deserved. Here it might be observed that the International Energy Agency (IEA) noted recently, as have many others including the European Commission 3, that mature oil reservoirs in OECD countries will

3

“Towards a European Strategy for the Security of Supply”, COM (2000) 769.

– 25 –

soon peak and decline and that consumers will grow increasingly dependent on a small number of oil suppliers in the Middle East.

UK North Sea supply of gas (Slide 4) By 2010 a third or more of Britain’s total gas requirement will need to be imported. Already winter supplies need to be supplemented with imports, as well as gas from storage, even at average levels of demand. By 2020 the UK might need to import between 55 % and 90 % of its gas requirements.

Future UK gas supplies (Slide 5) Several points may be noted, W. European gas supply system was not designed to supply the UK. ■ The UK gas supply infrastructure was designed to meet a one-in-twenty peak winter demand. It was not designed against annual energy requirements. ■ At present the UK has about one fifth the level of storage capacity needed. ■ The UK has little infrastructure for Liquefied Natural Gas (LNG).

Natural gas export potential (Slide 7) Here is shown from the Commission’s Green Paper the costs of obtaining gas from increasingly distant fields. The purpose is simply to show that all options lead to increases in gas costs in the future.

Nuclear power (Slide 8) The PIU Review does not envisage any new nuclear build until the nuclear waste issue has been resolved and accepts the Government’s seven year timescale for this decision. In the meantime the nuclear fleet will be retired due to age with little remaining after 2012. How is this option to be kept open ?

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

■

Nuclear design and construction advances (Slide 9)

The conclusion is that considerable investment in the supply infrastructure will be needed over the next twenty years.

Elsewhere about 36 reactors are under construction at present with 60 more planned by 2020. The future of the industry may be said to be in S. East Asia. New design and manufacturing techniques allow costs to be reduced considerably with electricity quoted as being delivered 36 months from the signing of contract for PWR stations and 48 months for the Canadian CANDU reactors.

Long-term EU gas supplies (Slide 6)

Coal (Slide 10)

The EU Energy Directorate view as per June 2000 indicates demand exceeding supply from around 2008 although, as the Directorate mentioned in March 2002, this may occur as soon as 2005. Two-thirds of the increase in European gas consumption will be associated with electricity generation. The European Commission has stated that up to 600 Gigawatt electric (GWe) of the installed capacity necessary in Europe by 2020 has yet to be built. In addition to an additional new capacity of 200-300 GWe, some 300 GWe of existing capacity will have to be replaced over the next 20 years to replace power stations that have reached the end of their lives 4.

The UK domestic coal industry has been severely reduced in size over the past few years to an extent where annual production is insufficient even to supply the remaining coal-fired power stations. Coal remains as a serious insurance alternative fuel, however, for the future. Carbon dioxide capture and disposal options are being examined, but legal problems related to dumping carbon dioxide as a waste by-product await resolution.

4

(European Commission, 2000a).

Electricity demand (Slide 11) The new electricity trading arrangements (NETA) have forced down the wholesale electricity prices to levels that are uneconomic for existing generating companies and below new entrant levels. Given the increasing unreliabil-

– 26 –

ity of an ageing generation fleet, reserve margins could tighten against the expected demand growth and plant retirement programme. As a result the market is being pushed into a reconsolidation in the longer term with few vertically integrated companies with a portfolio of different generating stations and a customer base. The problem is complex and the full consequences of liberalisation were not foreseen.

The UK is well endowed with renewable energy sources. They range from proven technologies through those under development to those that are at present uneconomic. The PIU recommended that renewables be developed to supply 20% of electrical energy by 2020. Wind in particular should supply 20-25GW. The RAE doubted whether between 10,000-15,000 large wind turbines could be built in that timeframe (let alone whether the public would tolerate such industrialisation of the countryside). There are in addition a number of constraints and unknown factors to consider as follows.

Electricity transmission system constraints (Slide 13) There is an absence of transmission lines in the North West of Scotland where the best wind and wave resources are found. The interconnectors from Scotland to England are already loaded to the limit.

EURO-CASE – MEETING OF 26th FEBRUARY 2003

SHAPING THE FUTURE IN ENERGY AND ENVIRONMENT

Renewable energy prospects (Slide 12)

Wind – long-term variations (Slide 14) This data was collected from a weather station with records going back to 1895. Apart from the considerable variations from the average annual trend line, of particular interest is the long-term 25 % change in average power output from 1915 to 1945. Much more needs to be known about such cycles.

Wind – total electrical power probabilities (Slide 15) This data based on actual measurements of hourly wind speeds around the UK over the past five years by the National Grid Company shows the probability of obtaining various power output levels from some 7300 MW of wind generators installed over the country. The most likely power output nationally is seen to be less than 200 MW. Much more needs to be known about total power output that could be obtained from different concentrations of wind-farms both on and offshore.

Wind – Capacity credit (Slide 16) Finally this slide shows the effect of adding wind capacity into the power system of England and Wales. Using known forced-outage probabilities some, but not much, conventional generator capacity can be retired without degrading system security, i.e. wind has a limited capacity credit. As a consequence the graphs show how the spare capacity on the system builds up. This extra wind power capacity on the system would cause much part-loading of conventional plant if used. This in turn would increase emissions and costs due to less efficient operation.

Conclusions These last slides show that there is a need for much more data and understanding of system operation before basing a national electricity supply policy on intermittent resources such as wind. Much has had to be omitted from this paper because of time constraints, in particular energy saving policies and the need to develop hydrogen supply and use technologies. Apart from the questions noted already concerning oil and gas, perhaps the biggest questions remain against the future of nuclear power as a bridge to the future and the extent that renewable resources can be developed economically for electricity supply.

– 27 –

A UK PERSPECTIVE ON FUTURE ENERGY POLICY

Professor Michael Laughton

Participants in energy policy debate

Immortals

Mechanics

Lobbyists

Mortals

DTI projections for power sector by technology TWh 500 imports 400

renewables

300

nuclear

200

gas oil

100 0 1990

Coal 1995

2000

2005

2010

2015

2020

Source: DTI’s EP68 CL data - extended slightly to 2025

2025

UK supply availability for gas Ratio of Supply to Demand 1.5 1998/1999 Base Plan Assumptions 1.2

Self sufficiency

0.9 0.6 2000 Strong Demand scenario 0.3 0.0 2002 Source: Transco

2004

2006

2008

2010

Future UK gas supply •55 –90% of gas requirements having to be met by imports by 2020 •W.European gas supply system was not designed to supply the UK. •The UK gas supply infrastructure was designed to meet a one-in-twenty peak winter demand. It was not designed against annual energy requirements. •At present the UK has about one fifth the level of storage capacity needed. •The UK has little infrastructure for Liquefied Natural Gas (LNG).

Long-term EU gas supplies mtoe 500

Deficit

400 (1%) (11%) (12%) (17%)

300 200

Others

(2%) (15%)

Norway

(10%)

Algeria

(17%) Russia

100

(60%)

(33%)

0 1998

Source

(23%)

Domestic Production

2020 TM / ML / 16-04-02

Natural gas export potential (bcm)

Modular design for simplified construction • Maximise use of modularization: 250 rail-shippable and 50 large structural modules • Centralised manufacture and assembly of modules • Pre-testing and inspection prior to shipment • Streamlined field installation • Major reductions in bulk materials and on-site labour requirements • 36 month construction schedule

UK Coal • Production 1986 – 108.1; Imports – 10.9 mt 2000 – 33.3; – 26.7 mt • CO2 capture

– post-combustion-various systems – pre-combustion with IGCC

• CO2 storage

– many options – saline aquifers most important

BUT MANY LEGAL PROBLEMS

UK daily power demand

Maximum winter demand, 16/01/2001. Typical summer demand, 04/07/2000.

Typical winter demand, 04/12/2000. Minimum summer demand, 30/07/2000. TM/ML/120402

Renewable Energy Sources Marine

Wave (onshore, offshore) Tidal (barrage, stream)

Hydro

Large-scale, Small-scale

Wind

Onshore, Offshore

Solar

Passive-, Active-heating, Photovoltaic

Geothermal

Hot-dry rocks, aquifers

Biofuels

Waste, (combustion, conversion) Crops (combustion, conversion) Landfill gas

UK Electricity Grid

Source: UK Electricity Association’s website

Cubed values of annual mean wind speeds at Southport Marshside proportional to wind turbine power output

Percentage a 5gYear e Period nta c eover P eof rtime

Total power generated by wind to achieve half Government 2010 target

0

800

1,600

2,400

3,200

4,000

4,800

5,600

6,400

7,200

Average hourly generated power MW

Source: National Grid PIU Supplementary Submission 28 Sept 02

TM / ML / 03-04-02

Spare Generation Capacity Zero indicates generation balances load. Area to left of zero is the probability of not meeting 50,000 MW peak demand 10 winters per century

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

-5,000

-10,000

25,000 MW wind 55,000 MW conventional 6SDUH FDSDFLW\ *:

16,000

14,000

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0

-2,000

-4,000

-6,000

7,500 MW wind 57,000 MW conventional 6SDUH FDSDFLW\ *:

-8,000

14,000

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0

-2,000

-4,000

-6,000

-8,000

500 MW wind 59,000 MW conventional 6SDUH FDSDFLW\ *:

BACAS ENERGY IN BEGIUM TOMORROW Taking into account the Greenhouse Effect Palace of the Academies 26 February 2003 REPORT OF THE DISCUSSIONS The first discussion took place after the three presentations on the Belgian situation (Jaumotte, Kretzschmar, Proost). The following points were made: 1. To meet the Kyoto targets an analysis of burden sharing among economic sectors should be made, as some of these sectors have already reduced greenhouse gas emissions significantly (Berger). Proost concurred, stating that detailed studies could reveal which sectors would be most effective in emission reductions. 2. A question was raised on the cost per ton of CO2 reduction and its possible impact on the sector concerned (Caseau). Various figures can be quoted as this will be strongly affected by the regulation in force. The point was made that reduction should be effected where the product is used rather than where it is manufactured (van de Berg). 3. How can one explain why Belgium has such a high CO2 emission per capita and why was co-generation not used more widely, as compared, e.g., with the Netherlands? (a CAWET member). Kretzschmar replied that the high emissions are due to the industrial nature of the economy , Belgium imports raw materials and exports finished or semi-finished products . As to co-generation it is only interesting, in terms of emission reduction, in a limited number of cases where high temperature thermal energy can be used. The second discussion followed the presentations by Persson, Kjellman and Laughton. 1. Caseau asked Laughton if nuclear power was really emission-free and stressed the point that one should look at the whole system to devise a plan for emission reduction. 2. On questions raised by Klees, Persson stated that there was no longer any time limit on the closure of nuclear power plants in Sweden and that compliance with the Kyoto protocol was factored into the Swedish Energy Foresight project carried out by the Swedish Royal Academy of Engineering Sciences. 3. Delmon asked Persson if the Foresight project has had an impact on politicians and the green movement. It seems to have some positive impact in the government. 4. Berger asked Kjellman about the stability of the rock formations where radioactive waste will be stored. Studies have shown that stability is not a problem. Fractures are not expected in the area. 5. It was asked whether the 85% approval rate in the two sites which have been retained for storage was linked to any incentives offered the local inhabitants. Kjellman explained that these two sites already host nuclear installations and that the population is used to them. Of course the storage's are not located directly under the inhabited area.

6. Preining reminded the audience that the reductions in greenhouse gas emissions imposed by the Kyoto protocol are very small. Reductions of the order of 80% are needed to have a significant effect in preventing climate warming.

Klees drew the conclusions and thanked the speakers and other participants. He expressed the view that sequestration (storing away) of carbon dioxide should be developed in order to reduce the negative impact on the climate. He made the point that, in Belgium, scientists were too much afraid of being politically incorrect. They should make their voices heard on the need to keep nuclear energy, in order to comply with Kyoto and the post-Kyoto agreements, considering, inter alia, the high costs involved in CO2 emission reduction. He also insisted on the importance of good communication with the public to make them aware of the emission burdens linked to their consumption patterns (e.g. CO2 emission per km of car travel).

CLOSING REMARKS,

Prof. Ir P. Klees, Chairman of CAPAS

Ladies and Gentlemen, distinguished Guests, I am very grateful to the European Council of Applied Sciences and Engineering (Euro-CASE) and to the Royal Belgian Academy Council for Applied Science (BACAS) for this successful organisation of our today symposium “Shaping the future in energy and environment”. This joint symposium proves again the willingness of both organisations to demonstrate that science and technology have serious impact on our society and form all together a trilogy which cannot be dissociated science – technology – society. At the end of the presentations we just had in both sessions, Belgium and Europe, I have two basic concerns : The first one is related to the sequestration of the CO2 and of the other greenhouse gases. I believe that we should develop as much as we can the methods to trap those gases and consequently reduce their detrimental effect on the climate. My second question is related to the use of nuclear energy. It seems clear, in considering the conclusions of the papers presented today, that there is no hope to meet the Kyoto requirements, at least in the industrial countries, without the use of the nuclear power plants for generating a major part of our electricity needs. Therefore, shouldn’t we “Mortals” (engineers) clearly and loudly declare to the “Immortals” (politicians) that, contrary to the presently correct political statement, the recourse to nuclear energy, which is carbon free, is absolutely required if our society wants to reach at a sustainable cost the Kyoto objectives, not only in the near future but most importantly after 2020 ? I do believe that it is a duty for both Euro-CASE and BACAS to claim this position at all levels in the public world at each occasion. Many thanks again to the organisation team, to the speakers and to the attendees, all “Mortals” who contribute this afternoon to shape the future in energy and its impact on environment for the benefit of mankind.

L’énergie dans la Belgique de demain. Prise en considération de l’effet de serre

CAPAS

Science & industrie

Le Comité de l’Académie pour les Applications de la Science « CAPAS » a été créé en 1987 en tant que société savante par l’Académie Royale de Belgique (Classe des Sciences), ainsi que par les milieux industriels scientifiques intéressés par les applications de la recherche et leurs effets économiques, sociaux et culturels. Le CAPAS a pour mission de servir le pays et ses régions ➢ en offrant des avis indépendants et son expertise pour tout problème d’importance nationale ou régionale se rapportant à la recherche et à l’ingénierie ; ➢ en encourageant les accords au plan national et régional portant sur les choix à adopter en matière de recherche et de politique industrielle pour répondre aux besoins croissants actuels et aux besoins futurs du pays ; ➢ en supervisant le soutien effectif à la recherche et à l’innovation alloué par les pouvoirs publics aux universités, à l’industrie et aux économies nationale et régionale ; ➢ en développant la prise de conscience par le grand public des sciences et de l’ingénierie, et de leur influence sur la vie quotidienne ; ➢ en contribuant à une formation à la fois meilleure et continue des sciences et en ingénierie. Le CAPAS est composé de 40 membres au plus, représentant à parts égales les milieux académiques et industriels. Il est complété par un réseau d’associés choisis pour leur compétence et leur notoriété. Ses travaux sont entrepris, soit de sa propre initiative, soit à la demande de l’Académie, ou des pouvoirs publics, ou encore des organismes ayant vocation d’aide à la recherche. Il collabore avec son homologue flamand, le CAWET (Comite van de Academie voor Wetenschappen en Techniek) pour constituer le BACAS (Royal Belgian Academy Council for Applied Sciences). 3

L’énergie dans la Belgique de demain

Le BACAS représente les Académies belges au sein d’organismes internationaux dont les activités concernent l’ingénierie et les sciences appliquées.

Composition du bureau du BACAS MM. A. Van Cauwenberghe, président V. Van den Balck, P. Klees, past présidents L. Gelders, J.J. Van de Berg, R. Wissaert, membres.

Composition du bureau du CAPAS MM. P. Klees, président L. Bolle, vice-président N.M. Dehousse, président d’honneur J.J. Van de Berg, délégué général A. Delmer, membre.

Les publications du CAPAS sont envoyées gratuitement aux organismes publics, aux universités, ainsi qu’aux participants à ses travaux et aux entreprises qui lui apportent leur soutien. Des exemplaires peuvent être adressés sur demande, au coût unitaire de 500 BEF, à verser au compte n° 210-0079126-26 de « Académie Royale de Belgique – CAPAS » – 1, rue Ducale, 1000 Bruxelles.

4

Table des matières Executive summary ............................................................

6

Introduction au rapport .....................................................

10

1. Industrie Émission de gaz à effet de serre : l’énergie et les combustibles........................................... 2. Le secteur domestique ...................................................

16 23

3. Transport Limites et nécessités d’évolution du transport dans le premier quart du 21e siècle .............................

27

4. La production d’énergie électrique Les émissions de CO2 actuelles et futures ...................

43

5. Recommandations .........................................................

54

5

L’énergie dans la Belgique de demain

ENERGY IN BELGIUM TOMORROW TAKING IN ACCOUNT THE GREENHOUSE EFFECT Executive summary This document is the BACAS contribution to the decision making process of the Belgian Energy Policy for the coming 20-30 years in the frame of European energy studies by Euro-CASE. A brief introduction outlines the scope and limitations of the project : the analysis is basically restricted to Belgium ; the starting point is the principle of Sustainable Development in line with the Precaution Principle. The energy requirements of society are met by the consumption of fossil fuels (coal, oil, gas...) and the “renewable” energies (hydro, wind, sun, biomass etc.) ; nuclear fission takes a particular position in this context. For a long time, energy policies only considered economical and technical aspects. The “cost” of energy disregarded the environmental effects of various energy sources and the future scarcity of fossil fuels. A recent additional constraint was added by the increasing concern over global warming caused by the greenhouse effect. Even if the cause-effect mechanism and the eventual consequences are still unclear, the increase of the CO2 content in the atmosphere and the rising temperature of the planet are well established. The Kyoto protocol is just a first step of a long journey. The document comprises four chapters, industry, households, transportation and electricity generation. Each chapter analyses the present situation and makes recommendations for the future. The CO2 emissions arising from industry remained stable throughout the last decade, despite the increasing energy consumption of the sector, as a result of the shift in the energy mix towards fuels with lower specific emission factors. The main energy consuming sectors, iron and steel, chemicals and non-metallic minerals are reviewed. Owing to energy conservation measures, the energy consumption of the steel industry decreased by 7 % during the last decade. However CO2 emissions remain high as a result of the ongoing use of blast furnaces for steel production in Belgium, and the recycling of scraps in electrical furnaces outside the country. In the chemical sector there was a marked increase in energy consumption, though as a result of energy conservation measures, and a shift towards natural gas, this was well below the increase in production. The energy consumption of the non-metallic minerals decreased by 17 % , and the CO2 emissions by even more. 6

L’énergie dans la Belgique de demain It is therefore recommended to avoid linear measures across the industry and the regions. The potential for improvement in the industrial sector remains significant. The techniques are well known. Capacity expansions or concentrations are often necessary for economic reasons, as well as for maintaining or improving the competitiveness of the industry. The report underlines the difficulty of a correct allocation and understanding of energy consumption and CO2 emissions within the industrial sector. This is due to the use of fossil fuels (or even electrical power) as a raw material that cannot be “saved” and to the numerous transfers of intermediates between plants or companies in and outside the country, making comparisons most difficult. Furthermore, the small size of the country makes many comparisons meaningless. The complete life cycle of each product should also be considered. Any attempt to raise a CO2 tax must consider and preserve the profitability of the industry, generally competing in a global market. In the domestic sector (households and tertiary), the energy consumption on average increased by 2.2 % / year during the last decade as a result of the growing use of household appliances and information / telecommunication technology as well as the improvement of living standards (e.g. central heating, larger dwellings). A shift occurred from coal (and to a latter extent from petroleum products) to natural gas and electrical power. The marked growth of natural gas consumption results from not only larger market penetration of gas and the increase of the heated surfaces, but also from a shift in customer behaviour : the rather low energy prices since the late eighties decreased the willingness of consumers to invest in energy saving devices and adopt conservation attitudes. The same evolution is observed for the electricity consumption. The growth of the tertiary sector, the increase in living standards and the decreased interest in conserving energy, have wiped out the effects of technological improvements introduced since 1985. The report emphasises the need to manage demand, even in a liberalised market. The authorities should better communicate to its citizens the environmental consequences of their behaviour. A CO2 / energy tax, feeding a fund for rational use of energy, could compensate for decreasing prices in a liberalised market. Human activities should be concentrated rather than distributed widely, thereby avoiding unnecessary transport. Introducing better control of the construction regulations and insulation standards, and giving more attention to the refurbishing of old dwellings are also essential. The report suggests the use of less degressive tariffs and more transparent bills, allowing comparison with previous bills and / or similar consumers ; real time information on consumption levels of electricity, water and gas could also be a useful tool. Finally, the consumer should be sensitised to the use of high efficiency appliances, to a changing understanding of the notion “comfort” and to the use of renewable energies. 7

L’énergie dans la Belgique de demain The transportation chapter starts with a short survey of the sector in Belgium, Europe, the OECD and the world : the market share of the different transportation means (in Europe 79 % for the individual car !), their foreseeable increase (one million additional cars in Belgium in 2020), their energy efficiency (15 % for a car in an urban environment) and the resulting emissions (at least 24 % increase of the CO2 emissions from on-land transportation in Belgium between 1990 and 2020, 40 % in the OECD and 110 to 120 % world-wide !). The total external costs, including noise, traffic jams, accidents etc. amounts to 250 billion euro, as compared to an added value of 290 billion euro. The report gives a short overview of the different power sources for transportation over land or by sea (internal combustion engines, electrical and hybrid systems) and their foreseeable evolution (in 2010, an increase from 25 to 30-40 % for diesel cars, 5 % “alternative” solutions, a sharp decrease in all emissions except CO2). For the hybrid systems different options are open, and their future evolution still looks uncertain ; systems based on fuel cells using compressed hydrogen could be available in 2004 with 42 % efficiency. In the short term (< 2010) better links between the different transportation means, a fast realisation of the Regional Express Network and a more attractive urban public transport system are recommended. Whilst it is unthinkable to forbid the use of motorcars by individuals, this transportation system should be put in competition with other systems, such as “car sharing” of “clean” vehicles. Transportation by “simple” means (e.g. walking, cycling) should be encouraged. Hybrid technologies, the combination of electrical and thermal propulsion, with a high efficiency, and running on alternative fuels, e.g. methanol will be available in a few years. In the long run (> 2010) hydrogen emerges as an attractive fuel, but only when it can be produced without CO2 emissions ; the final efficiency of hydrogen based systems in transportation remains very low ; further analysis of the generation, storage, distribution and transformation of hydrogen is necessary. A last chapter focuses on the generation of electricity. The CO2 emissions of the sector decreased by 29 % since 1980, notwithstanding a 67 % increase of the production. The specific emissions (kg CO2 /kWh) are among the lowest in Europe. This is essentially due to the use of nuclear power. In 1999, 59.8 % of the production was from nuclear sources ; the seven Belgian units have an excellent operational record ; the government intends to close the units after 40 years in operation, commencing in 2015. A 13.8 % was generated by coal ; some of the coal stations are ageing and will be closed in the coming years. The use of natural gas in « classical » power plants is also decreasing (3.4 %), but the STAGs (STeam and Gas cycles), using high efficiency gas-turbine technology, take an increasing 16.5 % share in the generation. Other newcomers on the scene are the cogeneration units with 3.6 %. The 8

L’énergie dans la Belgique de demain report discusses the available technologies for the coming 20 years : new nuclear reactors, safer and easier to build and operate, but facing public concern about safety, waste and proliferation ; STAGs, with still higher efficiencies, but facing uncertain future gas prices and gas availability ; modern coal units (pulverised coal, gasification and fluidised bed units), facing high CO2 emissions ; renewable energy sources (wind, biomass, photovoltaic, hydro), facing their limited potential. The possible contribution by cogeneration and fuel cells is also discussed. For each technology the generation costs, including the “external” costs, are estimated. Nuclear plants emerge as the cheapest option followed by STAGs. Coal units have higher total costs and wind turbines can only compete in the most favourable locations, but decreasing investment costs as a function of time are noted. If we ignore the external costs, nuclear stations are only marginally cheaper than STAGs that loose their competitive edge compared with coal units. Wind turbines (and all other renewables) are no longer competitive. In a last paragraph the possible evolution of the generation system and the impact of the nuclear phase-out in the context of the Kyoto-protocol are discussed. The document recommends the introduction of stimuli for renewable energy, e.g. green certificates, and for “high quality” cogeneration. It warns that the respect of the Kyoto protocol looks impossible to reach in the event of nuclear phase-out. It is recommended to replace the older coal stations by STAGs but also emphasised that a complete phase out of coal would be risky for the security of supplies.

9

L’énergie dans la Belgique de demain

Introduction du rapport L’opinion publique est à nouveau intéressée par la problématique de l’énergie. Des ouvrages destinés au grand public sont consacrés au sujet. Des revues d’intérêt général comme des revues de vulgarisation scientifique le traitent. Des recherches scientifiques et techniques l’étudient. Le cadre est celui du développement durable, c’est-à-dire une réponse aux besoins d’aujourd’hui sans compromettre la capacité des générations futures à satisfaire leurs propres besoins (extrait du document de la Commission Mondiale des Nations Unies sur l’Environnement et le Développement, intitulé : « Notre avenir commun », 1987). La notion de développement durable est complétée par le principe de responsabilité, énoncé par H. Jonas en 1979, exprimant l’idée qu’il faut anticiper les conséquences potentiellement destructrices ou irréversibles de nos actions. C’est un principe flou ; il doit être appliqué avec l’objectif de minimiser les risques et non pour tenter de réaliser l’utopie du risque zéro. Les besoins énergétiques des sociétés humaines se traduisent par la consommation de deux catégories de ressources énergétiques : les combustibles fossiles (charbon, pétrole, gaz naturel) et les énergies dites renouvelables (hydraulique, éolienne, solaire, biomasse, géothermie). Mettons à part l’énergie nucléaire de fission. L’énergie de fusion nucléaire est hors de notre propos car elle n’est pas susceptible d’une mise en œuvre pratique avant le milieu du XXIe siècle. Si le prix actuel des énergies ne laisse pas entrevoir leur rareté, il serait bon que tout citoyen ait à l’esprit que les énergies non renouvelables seront en grande partie progressivement épuisées. L’énergie a longtemps été étudiée des points de vue purement technique et économique. On établissait son coût, sans tenir suffisamment compte ni des effets sur l’environnement, ni de l’influence sur le climat et en conséquence sur le niveau des mers, mise en évidence depuis une décennie. L’évaluation du coût indirect (effets sur la santé, l’environnement et le climat) est difficile car elle est liée à une estimation de la sensibilité des milieux naturels. Nous savons que : ➩ la teneur de l’atmosphère en gaz à effet de serre est passée en un siècle de 270 ppm (parties par million) à 368 ppm ; 10

L’énergie dans la Belgique de demain

➩ la température moyenne de la terre a augmenté de 0,6 °C en un siècle ; ➩ les années 1990 ont été les plus chaudes du XXe siècle. Les scientifiques admettent aujourd’hui le réchauffement progressif du climat, partiellement anthropique. Tous les modèles le prévoient. La complexité est telle que la prédiction de la hausse de température moyenne au XXIe siècle reste dans une fourchette large (1,5 à 5,8 °C) *. La valeur la plus basse suppose une action drastique sur la croissance des émissions de gaz à effet de serre. La valeur la plus haute porte sur un modèle où les émissions continueraient de croître au rythme actuel et où le climat réagirait fortement. Ces prévisions se trouvent dans le rapport approuvé en octobre 2001 à Londres par l’Assemblée plénière du groupe intergouvernemental sur l’évolution du climat, mis en place par l’OMM (Organisation Météorologique Mondiale) et le PNUE (Programme des Nations Unies sur l’Environnement). D’après ce rapport, « les politiques doivent réaliser que, quoi qu’ils fassent dans les dix, cinquante ou cent prochaines années, les changements en cours dans le système climatique comme la hausse du niveau de la mer, la fonte des calottes glaciaires, seront très difficilement réversibles ». La réalisation du Protocole de Kyoto n’est qu’un premier pas indispensable sur une longue route. Ce protocole, qui impose une réduction des émissions aux seuls pays industrialisés, a été – on le sait – dénoncé par les États-Unis. Un accord final est indispensable et difficile car il s’agit d’un enjeu à échéance lointaine, hors en tout cas des échéances électorales. Le texte adopté à Londres, y compris par les Représentants des États-Unis, a désormais une valeur onusienne, mais il n’y a aucun automatisme dans sa prise en compte par les décideurs politiques. La plus grande partie de l’émission des gaz à effet de serre provient de la consommation des combustibles fossiles. La question posée par le BACAS au Groupe de Travail en suivi d’une réunion de Euro-CASE à Zurich les 17 et 18 mai 2001, est claire et s’inscrit dans l’optique du développement durable : comment diminuer drastiquement la consommation de combustibles fossiles, donc les émissions de CO2, en dehors de * Une extrapolation, basée sur la réalité observée durant les 25 dernières années du XXe siècle, donnerait 1,7 °C par siècle.

11

L’énergie dans la Belgique de demain

l’aspect des réserves énergétiques et de la sécurité d’approvisionnement. L’analyse est limitée à la Belgique. La base en est un diagramme des flux énergétiques (voir annexe). Ce diagramme provient d’un document intitulé « Effet de serre. Consommation d’énergie. Une même équation », édité par la Fondation Roi Baudouin. Il a été établi par l’Institut Wallon du Développement Economique et Social et d’Aménagement du Territoire. S’il est basé sur l’année 1990, notre analyse porte sur des chiffres actualisés. Le diagramme représente le passage de l’approvisionnement en énergies primaires (gauche), leur transformation suivant trois processus (cokerie et hauts-fourneaux, centrales électriques, raffinage des produits pétroliers) et ensuite leur consommation finale par trois secteurs (par ordre d’importance) : l’industrie, le secteur domestique, les transports. Le Groupe de Travail a considéré séparément la production d’énergie électrique qui n’émet pas de CO2 pour la part nucléaire. Le Rapport que nous présentons comporte donc la synthèse de quatre textes plus détaillés respectivement consacrées à l’industrie, au secteur domestique, aux transports et à la production d’électricité. Chaque secteur a été analysé par un rapporteur, discuté par le Groupe de Travail qui a énoncé, pour chacun d’eux, des recommandations engageant le groupe entier. Ces recommandations ont été groupées à la suite de cette synthèse. La composition du Groupe de Travail, dans chacune de ses composantes, CAPAS et CAWET, est la suivante : ➩ Président : Baron Jaumotte. ➩ Membres représentant le CAPAS : L. Bolle, J. Fraix J.F. Guilmot. P. Hatry P. Kinet P. Klees P. Tonon J.J. Van de Berg Secrétaire : L. Bindler ➩ Membres représentant le CAWET : R. Belmans P. Decraemer 12

L’énergie dans la Belgique de demain

W. Dhaeseleer Ch. Hirsch G. Maggetto S. Ulens F. Vanmassenhove J. Van Mierlo Secrétaire : J. Kretzschmar ➩ Membre invité : Ph. Bourdeau L’objectif du Groupe de Travail a été de donner une réponse réfléchie collective à une question : « Comment diminuer l’utilisation de combustibles fossiles, donc les émissions de CO2, dans la perspective du développement durable qui doit devenir un mode de pensée ? ». Puisse le monde politique trouver dans ce Rapport des éléments d’action dans le cadre institutionnel. Cet opuscule constitue un Executive Summary. Le texte complet des quatre chapitres analysant les cas de l’industrie, du secteur domestique, des transports et de la production d’électricité sera publié par le BACAS sous forme séparée.

13

14

15

L’énergie dans la Belgique de demain

1. INDUSTRIE

Émission de gaz à effet de serre : l’énergie et les combustibles 1.1 Consommation finale d’énergie Une première source d’émission de CO2 provient de l’utilisation de combustibles fossiles par l’industrie. Situons la dans la consommation finale du pays (43,3 Mtep, millions de tonnes d’équivalent pétrole, en 1999). L’industrie consommait 13,2 Mtep/an en 1999, un peu plus de 30 % de la consommation finale d’énergie du pays, entre le secteur résidentiel-et-équivalents (35 %) et le secteur des transports (22 %). Les usages non énergétiques sans production de CO2 représentent un peu moins de 13 %, essentiellement destinés à l’industrie. 1.2 Évolution dans le secteur industriel sur la décennie 1990-1999 Le pourcentage de consommation finale d’énergie par l’industrie est en baisse de 35 à 30,5 % par rapport à l’année 1990, référence du protocole de Kyoto. Mais la consommation absolue est en hausse de 12,2 à 13,2 Mtep/an. Cette hausse de 8 % est inférieure à la moyenne du pays (de 35 à 43,3 Mtep/an, +24 %), poussée par le résidentiel (de 12 à 15,2 Mtep/an, +27 %) et les transports (de 7,7 à 9,6 Mtep/an, +24 %). Avec l’arrêt des charbonnages nationaux et sous la pression de la limitation des rejets, l’usage des combustibles solides s’est réduit en pourcentage de 31 à 24 %, et en valeur absolue de 3,8 à 3,2 Mtep/an. Les solides ne sont pratiquement plus utilisés par l’industrie qu’en sidérurgie (85 %) et dans les produits minéraux non métalliques (9 %) pour des procédés spécifiques. L’usage des combustibles liquides a aussi diminué de 1,6 à 1,3 Mtep/an, de 13 à 10 %, par la concurrence du gaz naturel en progrès de 4,2 à 5,5 Mtep/an, de 34 à 42 %. L’usage d’énergie électrique a crû de 2,6 à 3,2 Mtep/an, de 21 à 25 %. 16

L’énergie dans la Belgique de demain

La quantité de CO2 rejetée par le secteur électrique est faible pour une énergie de cette qualité, de l’ordre de 0,27 kg CO2 / kWh, soit 3,14 t CO2 / tep. Elle reste par ailleurs attribuée à ce secteur dans les statistiques, et non pas aux utilisateurs finaux. La quantité de CO2 produite par combustion varie d’un maximum de 4,5 à 5 t CO2 / tep pour les combustibles solides, à moins de 3 t CO2 / tep pour des gaz combustibles riches en méthane, en passant par 3,1 à 3,4 t CO2 / tep pour les combustibles liquides. Ces productions spécifiques de CO2 se combinent à l’évolution des consommations vers des produits moins riches en carbone citée au paragraphe précédent pour conduire à une stabilisation sur la décennie des rejets de CO2 attribués globalement au secteur industriel. 1.3 évolution des branches industrielles L’évolution pour les 12 branches industrielles donne une image plus contrastée. Les trois plus gros consommateurs 1999 que sont la sidérurgie (4,7 Mtep/an, 35 % du secteur), la chimie (3,2 Mtep/an, 24 % du secteur) et les produits minéraux non métalliques (1,2 Mtep/an, 9 % du secteur) illustrent bien cette diversité. Sidérurgie La consommation énergétique globale de 4,7 Mtep/an en 1999 est en baisse de 7 % sur 1990 et de 26 % sur 1979. C’est l’effet des économies d’énergie et des regroupements et rationalisations des capacités. Contrairement à l’ensemble des industries, la consommation d’énergie électrique n’a guère augmenté et la consommation de solides est restée stable, les économies portant sur les gaz et les produits pétroliers. C’est la conséquence du maintien en Belgique de la production des Hauts Fourneaux, où les oxydes de fer sont réduits à l’intervention de coke. La production au four électrique avec recyclage de mitrailles (un peu plus de 50 % peuvent être récupérées) est effectuée hors du pays, où sont économisés pour une même production les 3/4 de l’énergie nécessaire en Belgique. Les comparatifs entre pays d’émissions spécifiques par tonne d’acier ou par habitant n’ont donc aucune signification de performance quand les filières de production et les échanges entre pays ou régions ne sont pas pris en compte. 17

L’énergie dans la Belgique de demain

Chimie La consommation énergétique globale de 3,2 Mtep/an en 1999 est en hausse de 32 % sur 1990 et de 75 % sur 1979. Cette évolution résulte du développement et d’une meilleure utilisation des capacités de production en Chimie / Pharmacie, notamment en vapocraqueurs, ammoniac et plastiques. FEDICHEM publie un indice de production. L’indice 1999 est en hausse de 43 % sur 1990 et le double du chiffre de 1979. La hausse des productions est plus rapide que l’évolution des consommations énergétiques. On constate ainsi un glissement relatif vers des produits moins énergétiques, et l’amélioration des consommations spécifiques (l’indice FEDICHEM correspondant a progressé de 5 % sur 1990 et de 34 % sur 1979). Les économies d’énergie et son utilisation plus rationnelle ont été partiellement absorbées par la progression de deux autres préoccupations écologiques : la filière des déchets a renforcé ses activités de collecte et d’élimination, avec les consommations énergétiques correspondantes, et le protocole de Montréal a conduit à éliminer les CFC (non repris dans les références du protocole de Kyoto) au profit de substituts moins polluants mais moins performants. Produits minéraux non métalliques La consommation énergétique globale de 1,2 Mtep/an en 1999 est en baisse de 17 % sur 1990 et de 46 % sur 1979. La réduction porte essentiellement sur les combustibles solides, les plus producteurs de CO2 à la tonne de pétrole équivalent. La position de la branche apparaît donc confortable pour la limitation des rejets de CO2 s’il n’y a pas d’extension sensible des capacités. Trois autres branches du secteur se trouvent dans la même situation (industries extractives, machines, et dans une moindre mesure les métaux non ferreux). 1.4 Potentiel d’améliorations Les techniques connues permettent des économies d’énergie de 10 à 30 % des consommations proprement énergétiques (cette notion est discutée au point 1.6) : • Équipements plus performants (transformateurs, moteurs, pompes, turbines, compresseurs, fours ...) 18

L’énergie dans la Belgique de demain

• • • • • • •

Isolation renforcée, frottements réduits Entretien adapté Contrôle amélioré des procédés, modélisation, robotisation Layout optimisé Adoption de la BAT (Best Available Technology) Récupération de chaleur Partage des ressources énergétiques : Analyse de « Pinch » (par procédé et entre procédés), production simultanée d’électricité et vapeur (cogénération), et en plus de froid (trigénération), valorisation énergétique de sous-produits, partage des réserves...

Une étude de l’Académie Suisse des Sciences Techniques évalue à 20 % sur les consommations de 1990 l’économie possible en 30 ans, tout en réalisant une croissance de 60 %. Il s’agit toutefois d’un profil de productions et de consommations bien différentes du cas belge. 1.5 Conditions de réalisation Les améliorations possibles nécessitent des investissements dont certains peuvent être très importants, par exemple un changement de technologie ou la mise en commun de ressources énergétiques (contrairement à l’électricité, la chaleur et le froid ne se transportent pas facilement ; cette mise en commun peut entraîner des délocalisations d’unités de production). Il faut que les investissements soient rentables, socialement acceptables, négociables quand plusieurs sociétés sont impliquées, et autorisés. Les activités industrielles doivent en outre disposer de temps, de ressources suffisantes et d’un horizon de risque acceptable. La rentabilité d’investissements de substitution augmente avec le degré d’amortissement des équipements anciens mais est généralement faible. Les chocs pétroliers successifs depuis 1973 ont en effet déjà provoqué beaucoup d’améliorations justifiées par des prix d’énergie élevés. Les extensions permettent plus facilement la modernisation avec ou sans délocalisation. On constate que paradoxalement l’URE (Utilisation Rationnelle de l’Énergie) est favorisée par la croissance et la concentration sur un même site d’activités consommatrices d’énergie. Il en résulte également qu’il est très difficile pour un territoire limité comme une région ou même le pays de simultanément 19

L’énergie dans la Belgique de demain

maintenir et développer une activité industrielle améliorée grâce à l’utilisation plus rationnelle et aux économies d’énergie, et de respecter un protocole du type Kyoto qui ne tient pas compte des échanges commerciaux. Quand les prix sont fixés par les marchés internationaux, européens ou même mondiaux, ce qui est le cas général pour les produits manufacturés et surtout l’industrie lourde, à l’exception de services localisés, tout accroissement unilatéral de coût ne peut être répercuté sur les clients et réduit donc les ressources disponibles pour la croissance (et l’URE !) ou même pour le maintien d’une activité compétitive. 1.6 Vision correcte des rejets de CO2 Un gros travail de mise au point de l’outil statistique est en cours et doit être poursuivi. La référence de 1990 est malheureusement moins précise. Le CO2 est produit par combustion de matières contenant plus ou moins de carbone dans des usages dits énergétiques. Pour l’industrie il s’agit en 1999 de 13,2 Mtep/an (millions de tonnes d’équivalent pétrole), et de 43,3 Mtep/an pour le pays. Les usages non énergétiques sans combustion et donc sans production de CO2 représentent 5,3 Mtep/an en 1999, un peu moins de 13 % de la consommations du pays, en progression de 76 % sur 1979. Dans ces usages les combustibles sont essentiellement utilisés comme matières premières pour la chimie et se retrouvent dans les produits finis. Il est inutile de vouloir réduire leur usage pour améliorer les rejets de gaz à effet de serre. Une telle réduction au delà de quelques augmentations de rendement implique d’ailleurs pratiquement de réduire les productions. Mais d’autres usages énergétiques sont eux aussi incompressibles sans diminuer les productions. Par exemple la réduction de l’oxyde de fer via le coke et le CO génère 1,2 t CO2 / t fer en rapport stœchiométrique. Pour une production donnée de fer à partir de minerai, on ne peut donc espérer influencer que les quelque 0,5 t CO2 / t fer produites en sus, soit moins de 1/3 de la consommation globale. Il en est de même pour la consommation d’électricité dans les procédés électrolytiques. La loi de Faraday ne laisse place pour les économies qu’à un rapprochement de la tension réversible. C’est aussi le cas de tous les procédés de séparation et de purification. Cette réduction d’entropie du système nécessite, suivant 20

L’énergie dans la Belgique de demain

le second principe de thermodynamique, un apport d’énergie minimum qu’il est impossible d’annuler. Tous ces effets peuvent se calculer moyennant une connaissance approfondie des procédés par société. C’est évidemment très complexe. Des statistiques comparatives (benchmarking) se développent et permettent d’estimer globalement sans calculs compliqués le potentiel d’économie. Leur utilisation requiert toutefois une bonne connaissance de la branche et des procédés utilisés par ses membres. La vision correcte des consommations compressibles est en effet perturbée par les achats, ventes ou échanges de produits énergétiques. Les consommations d’énergie et la production correspondante de CO2 restent généralement attribuées au producteur et ne sont pas transférées à l’acheteur ou utilisateur. Il s’agit de fluides chauds ou froids, de produits actifs (oxydants, réducteurs, acides, etc.). L’achat d’électricité et vapeur produites en cogénération par exemple est sans rejet d’oxyde de carbone pour l’acheteur, alors que la même production autonome le ferait apparaître. La cession de gaz résiduaire de sidérurgie à un électricien plutôt qu’une utilisation propre a le même effet sur les rejets liés à l’acier, bien que leur teneur en CO2 soit important. L’achat de dichloréthane pour la production de VC-PVC élimine les consommations apparentes de la production de chlore, etc. Un autre facteur à considérer est la durée de vie du produit, et en finale les possibilités de recyclage et les procédés d’élimination. Des produits plus résistants ou plus légers peuvent en effet se révéler plus favorables à l’effet de serre que ne l’indique le procédé de production quand on considère aussi l’utilisation au fil du temps et l’élimination ultime. Le transport ne peut pas non plus être négligé. D’une part le transport sous-traité est repris dans le secteur transport, contrairement aux consommations d’une flottille propre, ce qui peut fausser les comparaisons. Par ailleurs il serait illusoire de faire apparaître des économies d’énergie purement formelles affichées en important, au prix de transports supplémentaires, des produits à haut contenu énergétique fabriqués ailleurs et donc non repris dans les statistiques. Enfin on peut se demander pourquoi la production de CO2 reste attachée à des processus intermédiaires comme la production industrielle ou la production d’électricité, au lieu de se retrouver, comme la TVA, à charge de l’utilisateur final. L’émis21

L’énergie dans la Belgique de demain

sion de gaz à effets de serre résultant de la production d’engrais par exemple ne peut être analysée par la branche chimie qu’en comparant des procédés de production, alors qu’il faut aussi, et peut-être surtout, considérer l’usage par l’agriculture et les modes de production agricole. 1.7 Conclusions Pour envisager une amélioration réelle des rejets de gaz à effet de serre il faut développer une vision non linéaire intégrée des usages d’énergie par les acteurs respectifs depuis l’extraction des matières premières jusqu’à l’élimination ultime des produits en tenant compte de leur durée de vie, des transports et des échanges commerciaux. Cette vision intégrée nécessite une participation active des différents acteurs, dont sûrement les branches industrielles et certains de leurs membres. Pour obtenir des résultats il faut établir des programmes précis dans une vision à long terme qui tienne compte des ressources à dégager. Le maintien de la compétitivité de l’industrie est essentiel. La faible dimension du pays, et plus encore des régions rend difficile la fixation d’objectifs significatifs par activité ou par zone géographique, de même que l’insertion dans des accords internationaux qui ne tiennent pas compte des échanges commerciaux.

22

L’énergie dans la Belgique de demain

2. LE SECTEUR DOMESTIQUE 2.1 Évolution des consommations du secteur« domestique » En 1998, la consommation énergétique du secteur domestique regroupant le résidentiel, le tertiaire et l’agriculture, représentait environ 38 % de la demande finale d’énergie, contre 42 % en 1985 en présence de conditions climatiques beaucoup moins favorables. À conditions climatiques comparables, la consommation énergétique du secteur augmente en moyenne de 0.9 % par an depuis 1985, avec toutefois une accélération notable durant la décennie 90 puisque, entre 1990 et 1999 cette consommation s’est accrue en moyenne de 2.2 % par an. Cette augmentation est à mettre en relation avec l’accroissement continu des usages spécifiques (électroménagers, informatique et télécommunication, cuisson) et l’amélioration du niveau de vie (développement du chauffage central et accroissement de la taille moyenne des logements). Durant ces vingt dernières années, les technologies permettant une utilisation plus efficace de l’énergie se sont développées lentement dans le domaine de la construction et le potentiel d’économie encore disponible reste énorme. Les nouvelles techniques de construction, les matériaux et les équipements ont évolué rapidement permettant un très large éventail de mise en œuvre d’utilisation rationnelle de l’énergie dans les bâtiments. Toutefois comme la part des nouveaux logements construits chaque année reste faible par rapport au stock de logements, il est essentiel que ces technologies soient aussi implantées dans des logements existants. En fait la rénovation des logements offre une des meilleures opportunités pour une diffusion rapide des technologies d’utilisation efficace de l’énergie. Une telle politique doit nécessairement être mise en place pour limiter la croissance de la consommation finale d’énergie du secteur « domestique » qui a crû de 21 % depuis 1990. Les statistiques montrent que la consommation a augmenté de 14 % depuis 1990 dans le secteur résidentiel alors que le secteur tertiaire augmentait de 43 % ! 2.2 Évolution de la consommation par type de combustible Pour la répartition de la consommation par type de combustible il faut souligner la quasi-disparition des combustibles solides. 23

L’énergie dans la Belgique de demain

Ceux-ci ont vu leur consommation réduite de 83 % depuis 1985 et ne représentent plus actuellement que 1.4 % de la consommation finale du secteur. La demande de produits pétroliers s’est également légèrement contractée entre 1985 et 1990. Les fluctuations importantes observées depuis 1990 (minimum de 5.2 Mtep en 1990 et maximum de 7.1 Mtep en 1996) sont principalement le reflet des variations climatiques. Les produits pétroliers représentent encore 42 % de la demande totale du secteur, le même niveau qu’en 1985. Le gaz naturel et l’électricité ont augmenté lentement leurs parts de marché pour atteindre 34 % et 21 % de la demande totale contre respectivement 32 % et 15 % en 1985. Depuis 1990, la consommation de gaz naturel a augmenté de 3.4 % par an en moyenne en gagnant de substantielles parts de marché du chauffage au détriment du gasoil de chauffage et des combustibles solides. La croissance de la demande de gaz sur le marché résidentiel a atteint 3.1 % par an depuis 1990 et 4.2 % par an sur le marché du tertiaire. Cette croissance résulte d’une augmentation de part de marché et d’un accroissement des surfaces à chauffer mais les modifications comportementales des usagers doivent également être prises en compte ! Des prix de l’énergie relativement bas depuis la seconde moitié des années 80 ont modifié les décisions d’investissement des propriétaires vis-à-vis des investissements d’utilisation rationnelle d’énergie, d’isolation, de contrôle et de régulation. Tout comme la vigilance des usagers s’est trouvée réduite pour le contrôle des températures. La demande d’électricité durant la seconde moitié des années 80 a crû au rythme de 4 % par an en moyenne soit un tiers plus rapidement que le Produit Intérieur Brut. Mais en augmentant de 3.4 % par an depuis 1990 elle a augmenté deux fois plus rapidement. Les contribution des réseaux de chaleur et des énergies renouvelables sont restées négligeables sur tout l’horizon considéré. 2.3 Évolution de l’intensité énergétique

L’évolution de l’intensité énergétique dans le secteur « domestique » est particulièrement difficile à mesurer. Les indicateurs classiques d’intensité qui se rapportent au PIB agrègent en effet des activités commerciales faisant partie intégrante du PIB, le tertiaire, avec des activités non commerciales, le secteur domestique au sens strict. De plus l’impact des conditions climatiques rend l’analyse d’autant plus difficile que les consommations cor24

L’énergie dans la Belgique de demain

rigées des effets climatiques ne sont pas disponibles au niveau européen. L’indicateur classique de la consommation totale du secteur montre une amélioration globale de 17 % depuis 1985 ; mais sur la même période l’amélioration des conditions climatiques (1999 à comparer à 1985) se traduit par une réduction estimée des besoins de chauffage d’environ 16 %. En corrigeant la demande totale d’énergie par la prise en compte des conditions climatiques moyennes, il apparaît que l’intensité énergétique ne s’est réduite que de façon marginale depuis 1985. L’accroissement du niveau de confort, la moindre importance accordée à l’utilisation rationnelle de l’énergie (compte tenu de son bas prix), et la croissance du secteur tertiaire ont partiellement absorbé les gains de consommation générés par les améliorations technologiques introduites depuis 1985. L’accroissement de la consommation par habitant de 0.6 % par an en moyenne depuis 1990 confirme cette impression. 2.4 Conclusions Contexte

Conditions de la maîtrise des consommations

– baisse des prix – augmentation de la consommation

– faible coût des mesures proposées – implication des pouvoirs publics – prise en compte des coûts externes

Une des principales conclusions de l’analyse des statistiques « consommations d’énergie du secteur domestique » est que la baisse des prix de l’énergie après 1985 s’est accompagnée d’une hausse sensible des consommations de combustibles fossiles et d’électricité, phénomène d’autant plus marqué que les consommations annuelles sont ramenées à climat constant. Cette croissance des consommations n’a pas été perceptible pour le consommateur, car la baisse des prix de l’énergie et la succession d’hivers peu rigoureux se sont traduites par une diminution de sa facture énergétique. C’est sans doute une des principales raisons de la hausse des consommations. Mais d’autres facteurs entrent en jeu : – l’augmentation du nombre de logements et la diminution du nombre d’habitants par logement, tendance existant dans l’ensemble des pays européens (isolés, ménages monoparentaux, réduction du nombre d’enfants par famille) ; 25

L’énergie dans la Belgique de demain

– la plus grande intensité énergétique des logements et des bâtiments du tertiaire (nouveaux appareils électriques, conditionnement d’air, informatisation, …) ; – l’augmentation du revenu avec comme corollaires l’augmentation du confort demandé et un desserrement de la contrainte budgétaire sur les dépenses énergétiques ; – l’augmentation des superficies moyennes tant dans les logements que dans le tertiaire. En outre, dans la perspective de la libération annoncée des marchés du gaz et de l’électricité, il est légitime de se poser la question de la pertinence d’une approche « gestion de la demande » dans les marchés libéralisés qui devraient, du moins à court moyen terme, présenter des réductions sensibles des prix de l’énergie. En effet d’ici la fin de la décennie, les petits consommateurs, que se soient les ménages ou les clients du secteur tertiaire, pourront choisir leur fournisseur d’énergie avec probablement des offres de fourniture d’énergie (électricité, gaz …) à des prix concurrentiels. Face à cette situation, le risque est grand que le consommateur n’investisse pas dans les appareils plus efficaces au niveau énergétique. Devant la diminution relative des dépenses énergétiques tant dans le budget des ménages que dans celui des entreprises les incitants pour investir dans l’utilisation rationnelle de l’énergie se trouvent en effet fortement amoindris. La gestion de la demande doit cependant être tentée. Elle peut réussir si les différents acteurs sont conscients des enjeux et prennent les mesures nécessaires à leur niveau respectif. Les trois principaux acteurs potentiels de cette action sont les pouvoirs publics, les fournisseurs d’énergie et le consommateur final, qu’il s’agisse des ménages ou des gestionnaires des bâtiments du tertiaire.

26

L’énergie dans la Belgique de demain

3. TRANSPORT

Limites et nécessités d’évolution du transport dans le premier quart du 21e siècle 3.1 Quelques faits relatifs à la mobilité des personnes et des marchandises En guise de point de départ de ce voyage dans le futur du transport, il est nécessaire d’éclairer un certain nombre de faits relatifs à la mobilité des personnes et des marchandises. 3.1.1 Emploi - Économie L’industrie européenne du transport constitue un secteur économique important. Elle se situe en effet parmi les trois employeurs les plus importants avec 14 millions de personnes occupées dans le secteur, soit 10 % de la population active, qui se répartissent en 6 millions dans le secteur des services transport, 2 millions dans le secteur de l’équipement transport et plus de 6 millions dans des activités liées au transport. La dépense transport des ménages absorbe 14 % des revenus. La répartition modale du transport de personnes exprimée en p.km est la suivante : 79 % en voiture, 8 % par autobus et autocars, 7 % par air, 6 % par rail et moins de 1 % par le tram et le métro. La répartition modale du transport des marchandises exprimée en t.km présente une structure sensiblement différente : 43 % par la route, 41 % par mer, 9 % par le rail, 4 % par les voies d’eau intérieures et 3 % par pipelines. 3.1.2 Croissance La prévision de croissance européenne du transport de passagers est de 19 % d’ici à 2010 ; elle résulterait d’une croissance de 16 % du transport routier et de 90 % du transport aérien. Pour le transport de marchandises une croissance globale de 38 % est prévue par une croissance de 50 % du transport routier et de 34 % du transport maritime. Pour la Belgique, cette croissance correspond à un passage de 4,56 millions de voitures en 2000 à 5,22 millions en 2010 et à 5,53 millions en 2020. 27

L’énergie dans la Belgique de demain

Plus inquiétante est l’augmentation mondiale du nombre de véhicules. A l’horizon 2030, il y aura autant de véhicules (800 millions) dans les états regroupés au sein de l’OCDE que dans le reste du monde, ce qui signifie une croissance globale de 100 % (un doublement) par rapport à la situation actuelle, pour 65 % en zone OCDE. En zone OCDE, on garderait donc pendant longtemps encore le taux de croissance de 2 % annuels qui prévaut actuellement. 3.1.3 Énergie L’efficacité énergétique des différents moyens de transport varie fortement. Ceci résulte des lois de la thermodynamique mais aussi de la technologie de traction utilisée et du niveau de puissance où on se situe. Constater que le rendement énergétique d’une voiture tombe en dessous de 15 % lorsqu’elle roule en ville (80 % des voitures circulent essentiellement en ville) n’émeut que peu de monde (même aujourd’hui) et pourtant cela veut bien dire que, du réservoir de 50 litres de carburant, seuls 7,5 litres seront utiles et 42,5 litres iront réchauffer et polluer l’atmosphère. Dans la liste des carburants actuels, le diesel est le meilleur suivi par l’essence et les carburants gazeux (gaz naturel, GPL). Une grande prudence s’impose lorsque l’on fait des évaluations de consommation d’énergie : un moyen de transport vide est totalement inutile ; il y a donc lieu d’évaluer l’efficacité par rapport à la fonction à remplir de déplacer des personnes ou des marchandises. Avec des taux d’occupation de 35 % pour la voiture (1,4 personnes), de 40 à 70 % pour le train, de 60 % pour le bus interurbain et également de 60 % pour l’avion sur lignes intérieures, on arrive aux résultats suivants : • le train aura une consommation d’énergie primaire par personne de 15 à 50 % de celle de la voiture ; • le bus interurbain relativement plus léger que le train, se situe à 70 % de la consommation énergétique de ce dernier et à 42 % de la voiture ; • l’avion se situera à 60 % de la voiture mais à 300 % du train rapide (pas à grande vitesse) ; mais ici le facteur temps joue un rôle considérable ; • en ville, le métro se situera aisément en dessous de 50 % par rapport à la voiture. 28

L’énergie dans la Belgique de demain

Pour le transport de marchandises, masse et volume jouent un rôle : • le bateau, pour le transport intérieur, peut se situer au double du rail à cause de sa motorisation diesel ; • le rail pourra se situer à 40-55 % du transport par route. Quel que soit l’exemple considéré, il faut prendre en compte la dépense énergétique de l’ensemble des moyens de transport utilisés entre l’origine du déplacement et sa destination finale. Dans l’appréciation économique du trajet, sa durée aura bien entendu une importance non négligeable. Les chiffres cités sont indicatifs car ils sont liés à un ensemble de trajets typiques ; ils montrent surtout la nécessité d’analyser les déplacements par catégorie et illustrent l’avantage énergétique relatif potentiel des différents modes de transport. L’avantage du rail (tram, métro) n’est pas l’effet du hasard . Il résulte de la combinaison de deux facteurs importants : la capacité de transport et l’utilisation de l’énergie électrique. Les transports à très longues distances (supérieures à 2.000 km) doivent être analysés différemment car les moyens mis en œuvre dépendent de l’objet transporté. Le transport maritime assume 90 % en volume du commerce extérieur de marchandises de l’UE. Il assure en outre 41 % du transport de marchandises intra-communautaire. En conclusion, il est plus qu’aisé d’affirmer que l’utilisation de l’énergie dans les transports actuels n’a rien de commun avec l’URE. 3.1.4 Émissions C’est l’ensembles des émissions locales qui détermine in fine l’état environnemental de la planète. Certaines sont maîtrisables (transport, production d’électricité, industrie,…), d’autres pas du tout (volcans, rayonnement solaire, …). La limitation de la contribution du transport à la pollution atmosphérique ne pourra se faire que par des actions locales et régionales dont le succès dépendra du degré de sensibilisation des populations concernées. Le passage progressif aux normes d’émissions successives EURO I, EURO II, EURO III, EURO IV (2004) et EURO V (véhicules lourds, 2005) conduit à la maîtrise des émissions de CO, NOx, hydrocarbures et particules. Malgré l’accroissement 29

L’énergie dans la Belgique de demain

prévu du parc automobile, l’ensemble de ses émissions subira des diminutions importantes. Cette situation vaut pour la Belgique, l’UE et l’ensemble de pays de l’OCDE. Pour le reste du monde, un accroissement important est prévu conduisant à une augmentation globale de l’ordre de 45 à 55 % pour les divers composants. Une maîtrise semblable des émissions est prévisible et réalisée pour la production d’énergie électrique dont le rôle dans les transports publics (trains, trams, métro, trolleybus) est important. Pour le CO2, la situation est totalement différente car ce gaz est nécessairement émis par la combustion et sa quantité dépend directement de la totalité des p.km pour le transport de personnes et des t.km pour le transport de marchandises. Le rendement des moteurs thermiques subira encore des améliorations dans les dix prochaines années mais les limites sont fixées par les lois de la physique et nous approchons des valeurs asymptotiques. De même, si certains gains peuvent être obtenus par l’allégement et le profilage du véhicule, là aussi les limites sont proches. Quoi qu’il en soit, il est étonnant d’observer que chaque année une voiture rejette en moyenne de 4 à 5 tonnes de CO2 ce qui représente donc quatre à cinq fois la masse d’un véhicule de 1000 kg. En Belgique, l’étude IFEU rapporte qu’une croissance minimale de 6 à 10 % de l’émission de CO2 du transport routier peut être attendue entre 2000 et 2020, c.-à-d. une croissance annuelle de 0.3 % à 0.55 %, résultant de la combinaison de performances meilleures et d’une augmentation du kilométrage total. Si l’on se réfère à l’année de référence 1990 la croissance annuelle est de 1.7 % entre 1990 et 2000 et de 0.86 % entre 2000 et 2020. Mais 40 % de croissance totale sont également possible si l’on considère l’analyse pour l’OCDE. Pour l’UE, 28 % des émissions sont dues au transport et il est prévu que 90 % de leur accroissement futur aura la même origine. Pour l’OCDE et les autres pays réunis, la croissance prévisible est bien plus dramatique : pas moins de 110 à 120 %. D’autres émissions de gaz à effet de serre, notamment du méthane, sont dues au transport. Pour le transport aérien, l’émission de gaz à l’altitude de 10 à 11 kilomètres engendre par formation d’ozone à partir de NOx une 30

L’énergie dans la Belgique de demain

contribution à l’effet de serre deux à trois plus grande que celle résultant de CO2 produit par la combustion du combustible. Le transport aérien produit 10 % des p.km totaux et contribue à moins de 1 % du transport de fret. Les émissions en altitude pourraient ainsi contribuer pour un quart de la part du transport à l’effet de serre. L’aviation présente la croissance la plus rapide en transport de personnes et de marchandises ; en 2030 sa contribution à l’effet de serre pourrait dépasser de 50 % celle des véhicules légers et celle des véhicules lourds, ces deux dernières étant quasiment égales. 3.1.5 Évolution de l’approvisionnement en énergie À l’horizon 2010 le transport de passagers pourrait croître de 19 %, se répartissant en 16 % de croissance de la mobilité routière et 90 % des déplacements aériens. Le transport de marchandises pourrait quant à lui croître de 38 %, se répartissant en une augmentation de 50 % pour la route et de 34 % pour le transport maritime. Globalement la prochaine décennie pourrait ainsi voir une croissance annuelle de 2 %. L’élargissement de l’UE ne fera qu’aggraver considérablement cette situation. L’industrie automobile (groupement ACEA) s’est engagée visà-vis de l’UE à réduire les émissions de CO2 de 190 g/km en 1995 à 120 g/km en 2012 afin de contrecarrer l’effet de la croissance des p.km. L’UE a vu sa dépendance énergétique passer de 60 % en 1973 à 50 % en 1999 mais d’ici à 20 à 30 ans cette dépendance pourrait atteindre 70 % globalement avec en particulier 90 % pour le pétrole, 70 % pour le gaz naturel, et 100 % pour le charbon. Une fois encore, l’élargissement ne fera qu’augmenter ces chiffres. Selon le rapport « L’énergie dans la Belgique de demain » :« Il n’y a pas de pénurie d’énergie à redouter avant l’an 2020. Des scénarios volontaristes permettent d’étendre cette conclusion jusqu’à 2050. » Ce scénario, plutôt optimiste ne dit pas à quel prix cet accès à l’énergie sera possible et ne tient pas compte de la différence croissante qui pourrait s’installer dès 2010-2015 entre la demande en pétrole et la capacité de production. La continuité, ou plutôt la pérennité de l’accès au pétrole conventionnel, dit aussi pétrole bon marché, semble être claire31

L’énergie dans la Belgique de demain

ment remise en question. Selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE - IEA) un maximum de la production de pétrole pourrait se produire d’ici 15 ans, suivi d’un déclin inévitable. D’autres prévisions ont été publiées prédisant un délai plus court. Sans mesures particulières, la demande de pétrole conventionnel continuera à croître et conduira à un accroissement des prix ainsi qu’à la production croissante de pétrole non conventionnel provenant de réserves moins accessibles ou de qualité moindre. Cette situation s’explique par le fait que les découvertes de nouvelles réserves pétrolières ont culminé au début des années 1960 et que depuis leur volume n’a cessé de décroître. Même en considérant l’apport du décalage dans le temps de l’exploitation des réserves non conventionnelles, la situation ne sera guère améliorée et les délais restent courts. Pour le gaz naturel une situation semblable prévaut avec un décalage de 10 à 20 ans. Les tensions, prévisibles, qui résulteront à bref délai de l’épuisement des réserves pétrolières posent le problème dramatique d’une révision fondamentale de l’organisation de la mobilité et des transports. 3.1.6 Bruit Le transport, et plus spécialement le transport routier, est la source principale de nuisance acoustique en région urbaine. Les effets varient entre la perte de confort, 55-60dB (A) et l’agression physique, au-delà de 65-70 dB (A), pouvant ainsi conduire à la perte de sommeil ou à des troubles cardio-vasculaires. De la population de l’UE, 30 % est exposée à un bruit de trafic supérieur à 55dB (A) et 13 % subit plus de 65 dB (A). Le bruit du transport aérien perturbe 10 % de la population en UE. 3.1.7 Coûts externes Les émissions, le bruit, la congestion du trafic, la sécurité, l’occupation du sol créent un ensemble de coûts supplémentaires imputables à la mobilité de l’ordre de 250 milliards d’euro, soit 4 % du PIB selon la DG TREN, à comparer à la valeur ajoutée liée à la mobilité qui atteint, elle, 290 milliards d’euro. Autrement dit, pour un euro de valeur ajoutée, la mobilité crée un euro de coût externes, bien entendu non comptabilisés jusqu’à présent. 32

L’énergie dans la Belgique de demain

3.2 Évolution technologique des moyens de transport Deux facteurs imposeront des évolutions majeures permettant la mise en œuvre de technologies nouvelles pour les moyens de transport et les systèmes de transport : 1. 2.

l’accès à l’énergie l’état de l’environnement

Associés à l’économie, ces deux facteurs sont liés à la notion de développement durable. L’évolution prévisible du transport aérien sera principalement influencée par la mise en œuvre de nouveaux carburants parmi lesquels l’hydrogène pourrait jouer un rôle important. Pour les transports terrestres et maritimes, deux familles de motorisation se partageront la tâche du déplacement des personnes et des marchandises : • les moteurs thermiques • les moteurs électriques Cette répartition des tâches conduit aux technologies hybrides. 3.2.1 Brève analyse des technologies de propulsion Deux types de motorisation se partagent actuellement le transport terrestre de manière dominante en Belgique, en UE et dans les pays OCDE : • la motorisation thermique, diesel, essence ou gaz, pour la traction routière légère ou lourde • la motorisation électrique, en transport ferroviaire ou urbain Pour la traction routière, l’apport très probablement croissant de l’électricité conduira à un ensemble de systèmes de traction apparemment disparates mais dont une analyse plus précise montre la continuité. Structures à moteur à combustion interne Les structures à moteur à combustion interne mettent en œuvre la chaîne énergétique suivante : réservoir de combustible (essence, diesel ou gaz), moteur à explosion, transmission, différentiel, roues. L’arrêt du véhicule nécessite l’emploi d’une structure d’accouplement adéquat (embrayage ou coupleur) pour éviter l’arrêt 33

L’énergie dans la Belgique de demain

du moteur et permettre de développer un effort de traction suffisant au démarrage. Structures électriques Le véhicule électrique présente en fait une structure très semblable : réservoir d’énergie (batterie), convertisseur électronique, moteur électrique, transmission, différentiel, roues. Cette structure ne nécessite pas d’embrayage entre le moteur et les roues. Il est possible d’intégrer directement le moteur dans la roue (en deux ou quatre roues motrices). À l’arrêt, le moteur électrique développe sa force de traction maximale. Structures hybrides L’association de machines thermiques et électriques conduit aux structures hybrides dont nous limiterons la présentation à quatre groupes. La structure hybride série met en œuvre une traction totalement électrique, composée d’un convertisseur, d’un moteur électrique, d’une transmission, d’un différentiel, des roues, alimentée en énergie électrique par une, deux, ou trois sources connectées en parallèle. Dans l’hybride série thermique, une des sources se compose d’un réservoir (diesel, essence, gaz), d’un moteur thermique(ou turbine à gaz), d’un alternateur et d’un convertisseur électronique (redresseur-chargeur). À la sortie du groupe, une batterie et/ou une unité capable de fournir brièvement (quelques secondes) des pointes de puissance peuvent venir se connecter en parallèle. Ces composants peuvent être présents séparément, simultanément ou peuvent être tous deux absents. Dans ce dernier cas on retrouve la chaîne de traction communément appelée « diesel-électrique ». Dans le cas de la structure série à pile à combustible, la source d’énergie comprend une pile à combustible alimentée en hydrogène directement à partir d’un réservoir ou par un ensemble réservoir de combustible / reformeur, ce dernier transformant le combustible en hydrogène. La structure hybride parallèle associe la traction par moteur électrique à la traction par moteur thermique. On y retrouve donc un couple réservoir-moteur thermique additionnant son énergie mécanique au niveau de la transmission à celle prove34

L’énergie dans la Belgique de demain

nant de l’ensemble batterie – convertisseur électronique – moteur électrique pour alimenter les roues à travers le différentiel. La combinaison de la structure hybride série et de la structure hybride parallèle conduit à la structure hybride « complexe » ou « série-parallèle ». La voie parallèle principale se compose des éléments suivants : réservoir, moteur thermique, transmission, moteur électrique. La voie série se retrouve dans la chaîne : réservoir, moteur thermique, transmission, génératrice électrique, chargeur, batterie, convertisseur électronique. Le différentiel est bien entendu commun aux deux voies. La famille des hybrides à pile à combustible appartient au groupe hybride série, la répartition de puissance se faisant cette fois entre la pile à combustible et la batterie. La disparition de la batterie conduit cette fois à une motorisation 100 % électrique associée intégralement à une pile à combustible. On voit donc que le nombre de solutions possibles est très grand mais il est évident qu’elles n’ont pas toutes la même valeur tant du point de vue de l’efficacité énergétique que du point de vue économique. L’évaluation des divers critères à envisager a été systématisée dans un logiciel développé à la « Vrije Universiteit Brussel » dans le cadre d’une thèse de doctorat qui peut être consultée à l’adresse : http ://etecnts1.vub.ac.be/VSP/. 3.2.2 Évolutions et caractéristiques technologiques principales Moteurs thermiques Le groupe des moteurs thermiques subit une évolution continue tant en ce qui concerne l’amélioration de leur fonctionnement qu’en ce qui concerne les carburants. Sur base d’une étude effectuée au VKA/RWTH de Aachen, EUCAR publie des prévisions sur la composition du parc automobile routier pour la période 2000-2010. Selon cette étude, le pourcentage de véhicules à essence passerait de ± 75 % à 50-65 % tandis que la motorisation diesel croîtrait de 25 % à 30-40 %. Ceci est confirmé par une étude de l’« ifeu – Institut für Energie und Umweltforschung – Heidelberg GmbH » effectuée pour le compte de la FEBIAC. Notons en passant que cette même étude ne prévoit, à l’horizon 2010, qu’une part de ± 5 % pour les solutions alternatives rassemblant les hybrides électriques, les véhicules à pile à combustible, les véhicules thermiques au gaz naturel et à l’hydrogène 35

L’énergie dans la Belgique de demain

La généralisation de catalyseurs par oxydation (« oxicat »), de catalyseurs à trois voies, de filtres à particules, de systèmes CRT (Continuous Regenerating Trap), le contrôle des émissions au démarrage à froid conduisent à des prévisions de réduction, à l’horizon 2020, des émissions totales de l’ordre de : • 90 % pour le CO, monoxyde de carbone, • 90 % pour les CxHy, hydrocarbures, • 78 % pour les NOx, oxydes d’azote, • 80 % pour les particules, • 93 % pour le benzène, • 96 % pour le SO2, dioxyde de soufre, par rapport à 1990. Dans cette même comparaison, le kilométrage total aura crû de 50 % et les émissions de CO2 de 26 %. La conclusion pour la famille des moteurs thermiques est claire : les gains réalisables sont importants et doivent faire l’objet d’efforts de recherche et de développement adéquats. Une certaine prudence s’impose cependant car les prévisions de progrès se basent sur l’ajustement des motorisations aux normes EURO (I à V) ce qui n’est pas aisé à réaliser par les constructeurs mais faisable ; par contre le comportement des motorisations en usage réel peut s’écarter considérablement de l’idéal normalisé. Il serait souhaitable de compléter cette amélioration selon les normes par des contrôles par essais dynamiques sur banc en cours de vie des véhicules. Les motorisations électriques, hybrides électriques et à pile à combustible La technologie du démarreur-générateur intégré permettant la récupération de l’énergie cinétique au freinage, aussi appelée hybridation douce (soft hybrid), semble devoir jouer un rôle central dans les motorisations futures. Ceci met en évidence le rôle important que l’on peut prévoir pour la mise en œuvre de l’énergie électrique comme partenaire dans les motorisations à venir. L’association du moteur électrique et du moteur thermique dans des structures parallèles (la structure démarreur-générateur en est une) permet d’utiliser le moteur thermique dans ses meilleures zones de rendement et d’éviter les pertes associées aux régimes transitoires. Une diversification de sources d’énergie devient possible sans trop de difficultés et sans multiplication à l’infini des types d’infrastructure. 36

L’énergie dans la Belgique de demain

Dans le monde des transports routiers une controverse importante se fait jour concernant les technologies hybrides : faut-il que le véhicule soit totalement autonome en ne faisant appel qu’à une seule source d’énergie ou faut-il permettre la connexion à un réseau électrique pour la charge de batteries et l’obtention d’une autonomie purement électrique à émission zéro dans le cadre d’utilisation ? La réponse est évidemment complexe : • le véhicules électrique pur conduit aux gains d’énergie les plus élevés, 40 à 50 %, par rapport au véhicule conventionnel ; • les hybrides électriques peuvent conduire à des gains d’énergie importants, 30 à 40 %, par rapport au véhicule conventionnel ; • la motorisation diesel-électrique utilisée pour des bus urbains offre l’avantage de la grande souplesse du moteur électrique mais conduit à une consommation supplémentaire de 10 à 20 % par rapport au véhicule conventionnel. Un constat final : La connexion au réseau électrique pour réaliser des trajets en mode purement électrique ou des compléments de charge des batteries conduisent à des gains d’énergie et d’émissions de CO2 substantiels et vont dans le sens recherché sans alourdir exagérément la structure du véhicule. La famille des hybrides série permet une mise en œuvre d’un grand nombre de carburants car le moteur thermique travaille à régime de vitesse et de puissance quasiment constant ce qui conduit à un vaste choix de types de moteurs et de carburants. Les véhicules à pile à combustible forment une famille à considérer séparément à cause de la mise en œuvre de l’hydrogène. L’hydrogène en tant que tel est un combustible propre, mais il faut le produire ! Son utilisation dans un moteur à combustion interne pour transport terrestre est considérée par le monde automobile bien que cette voie ne conduise clairement pas à la meilleure utilisation énergétique. C’est la mise en œuvre de la pile à combustible associée à la traction totalement électrique qui représente l’approche la plus rationnelle La pile alcaline (AFC, Alcaline Fuel Cell), associée à une batterie, semble pouvoir s’utiliser pour la propulsion hydraulique intérieure. La pile PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) est plus clairement orientée vers les transports terrestres, voitures, camionnettes et autobus. 37

L’énergie dans la Belgique de demain

La pile SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) pourrait trouver un domaine d’application en traction lourde. À l’horizon 2004, les rendements énergétiques comparés annoncés sont de 42 % pour la voie hydrogène comprimé, 32 % pour la voie hydrogène produite à partir du méthanol, 25 % pour le même véhicule à motorisation diesel et 20 % pour le même véhicule à motorisation essence. Les gains semblent importants. Encore faut-il produire l’hydrogène et le méthanol. La comparaison correcte des rendements ne peut se faire que sur la base de cycles de trajets réalistes et comparables. 3.3 Évolution nécessaire des moyens et systèmes de transport de demain (2000-2010, 2010-2020) Deux objectifs majeurs peuvent être atteints par l’adoption de technologies nouvelles dans les moyens de transport de demain : • la mise en œuvre de sources d’énergie diverses permettant une nouvelle répartition de la demande, assurant une indépendance énergétique relative plus aisée et permettant d’éviter la crise énergétique inévitable qui résultera de l’épuisement des réserves fossiles classiques ; • la réduction impérative de la part des émissions de gaz carbonique (CO2), le plus préoccupant des gaz à effet de serre produit par la combustion des composés hydrocarbonés pour les transports. Le pétrole est aujourd’hui indispensable dans les transports, dont il couvre 95 % des besoins et représente le quart de la consommation d’énergie totale. Les technologies actuelles associées aux améliorations décrites plus haut ne devraient pas perdurer trop longtemps car leur contribution à l’effet de serre ne peut pas être réduite suffisamment par rapport à l’augmentation des kilomètres parcourus. Le droit à la mobilité est une liberté qui pourrait menacer lourdement l’humanité s’il ne peut être assuré par des moyens différents. Des solutions immédiates sont possibles. 3.3.1 Une meilleure intermodalité Les transports publics sont normalement moins gourmands en énergie par personne transportée et le sont d’autant moins qu’ils font appel à l’énergie électrique. 38

L’énergie dans la Belgique de demain

Le développement du RER, mais aussi une plus grande qualité de liaison ferroviaire en général devrait permettre un transfert sensible des déplacements de la voiture vers le train. Il est évident qu’un programme étalant les réorganisations et investissements nécessaires sur 10 à 15 ans est beaucoup trop lent. En ville, le choix d’un moyen de transport public doit devenir attractif par l’offre de confort, de fréquence et d’information. La vitesse de déplacement en transport public ne peut pas être limitée par des obstacles créés par les moyens de transport individuels. L’organisation d’une intermodalité effective entre tous les moyens de transport, du plus simple au plus sophistiqué, devient un devoir de société impératif. 3.3.2 La mobilité individuelle Il est peu raisonnable d’imaginer une interdiction des moyens de transport individuels, essentiellement la voiture. Mais l’usage qui en est fait doit être mis en compétition avec les moyens collectifs à travers une organisation intermodale efficace des trajets, une mise en œuvre de réglementation rationnelle mais effectivement appliquée (vitesse limites, parkings, etc.), et une information efficace. L’accès à la voiture ne doit plus apparaître comme une nécessité vitale et des offres d’accès alternatives devraient se multiplier telles que le véhicule à temps partagé (car sharing), les parcs de véhicules électriques en libre service destinés à couvrir des trajets courts de station (parc) à station. Chaque véhicule peut remplacer quatre à cinq véhicules en propriété individuelle et sera utilisé de manière plus efficace 3.3.3 Une évolution technologique rapide à court et à moyen terme Remplacer un parc de véhicule ne se fait pas par un coup de baguette magique et nécessite une approche s’étalant sur au moins dix ans. Le mariage de la motorisation électrique et de la motorisation thermique offre un potentiel de gain d’énergie et de réduction considérable des émissions (principalement de CO2) qui peut être mis en œuvre sans grand délai. Probablement 30 % du parc automobile circulant en ville pourrait être électrifié. N’oublions pas que 80 % des trajets se situent en ville. 39

L’énergie dans la Belgique de demain

Une centrale électrique à rendement de 55 % permet une utilisation finale de l’énergie primaire correspondant aux déplacements urbains avec un rendement de 25 à 30 %. Ce n’est encore pas extraordinaire mais largement supérieur à ce que le thermique pur (± 15 %) peut offrir de mieux dans les mêmes conditions d’utilisation. L’utilisation de carburants alternatifs (méthanol, éthanol, gaz de biomasse) est plus aisée dans les hybrides et jouit de l’avantage d’une consommation réduite grâce aux rendements plus élevés de la traction hybride comparée à la traction conventionnelle Pour les transports terrestres, il ne fait aucun doute que l’association de l’énergie électrique à l’énergie thermique permet des économies substantielles. Les moyens de produire cette énergie électrique sont connus : thermique, nucléaire, cogénération, éolien, biomasse. Le court et le moyen termes pourraient donc être marqués par les technologies hybrides. 3.3.4 L’évolution technologique à long terme, au-delà de 2010 L’analyse proposée ci-dessus des véhicules électriques et surtout hybrides pose la question de la pertinence de la voie hydrogène quant à la manière dont l’hydrogène sera produit et à la disponibilité de carburants « classiques » ou de substitution. Si le gaz hydrogène (sous sa forme moléculaire) n’existe quasiment pas dans la nature, l’atome hydrogène est extrêmement abondant sur la terre ne serait-ce que dans l’eau des lacs, des rivières et des océans et évidemment dans les combustibles fossiles et provenant de processus biologiques (méthanol, éthanol, biomasse, …) Aujourd’hui 96 % de l’hydrogène produit et consommé dans le monde (essentiellement par les industries chimiques) proviennent de reformage du gaz naturel, c’est à dire d’une énergie fossile. Une image de danger est associée à l’hydrogène : les accidents du dirigeable Hindenburg, et de la navette spatiale Challenger, la ventilation obligatoire de tout local où l’on charge des batteries au plomb, par exemple. Mais il est intéressant comme combustible. Comparé à l’essence il présente une énergie spécifique plus élevée, 120 MJ/kg contre 45 MJ/kg, avec toutefois une densité d’énergie volumique plus faible (4,6 litres d’hydrogène à une pression de 700 bars équivalent à 1 litre d’essence). 40

L’énergie dans la Belgique de demain

La pile à combustible a un rendement propre intéressant (± 50 %) mais il faut analyser sérieusement l’effet multiplicatif du rendement de la chaîne de production de l’hydrogène. Faire appel à des combustibles d’origine fossile pour produire de l’hydrogène n’a pas beaucoup d’intérêt. En effet, une pile à combustible utilisant le reformage de gaz naturel émet un peu plus de gaz carbonique que les nouveaux moteurs diesels en préparation et par conséquent sensiblement plus que les systèmes hybrides qui mettraient ces derniers en œuvre. L’hydrogène sera donc probablement particulièrement intéressant lorsqu’il sera produit à partir de sources d’énergie renouvelables. Trois grandes filières de production sont envisageables et combinables entre elles : l’oxydation de gaz ou de produits organiques d’origine fossile ou végétale, l’électrolyse de l’eau et la production directe à partir de la biomasse ou par l’utilisation de bactéries. La voie la moins polluante en termes d’émissions de CO2 est celle de l’électrolyse de l’eau à partir d’énergie électrique obtenue sans émissions de gaz à effet de serre. Mais on peut se poser des questions quant aux économies d’énergie. En effet, il faut 2,4 kWh d’électricité nucléaire (8 kWh d’énergie nucléaire primaire) pour produire 1 kWh d’hydrogène. Si l’on y associe un rendement de pile à combustible de 50 % et un rendement moyen de propulsion électrique de 70 % on obtient une quantité de 6,9 kWh d’électricité nucléaire pour 1 kWh à la roue du véhicule soit un rendement électrique global de 14,5 % et de 4,3 % de l’énergie nucléaire primaire. Le même kWh d’hydrogène demandera 3,3 kWh d’énergie hydraulique, 4,5 kWh d’énergie en gaz naturel (centrale TGV), et 20 kWh d’énergie solaire. Le cas de l’énergie solaire passant par l’hydrogène et la pile à combustible est le plus ahurissant car cela nous conduit à un rapport de 1 kWh à la roue pour 57 kWh d’énergie solaire soit un rendement de 1,8 % ! Par comparaison un moteur thermique avec le même hydrogène nous conduirait à un rendement global de 0,9 % ! ! ! L’énergie solaire est gratuite, sauf à installer une surface de panneau solaire suffisante. Le stockage de l’hydrogène nécessite également une évaluation sérieuse. Sous forme liquide il se trouve à très basse température (20°K) et subit des pertes variant de 0,1 % à 1 % par jour selon la taille du réservoir. 41

L’énergie dans la Belgique de demain

Le stockage sous haute pression (700 bars) conduit à la perte de l’énergie de compression. Une capacité massique de 5 % (rapport entre le poids de l’hydrogène stocké et le poids du réservoir) est réalisable. Une alternative à l’utilisation du réservoir sous pression gazeuse consiste à stocker l’hydrogène sous formes d’hydrures métalliques ou par absorption en nanotubes de carbone. Dans tous les cas une capacité de stockage massique se situant au moins entre 5 et 10 % est indispensable pour une utilisation utile dans un système de transport. Par rapport à la pile à combustible du type PEMFC, la pile de type SOFC fonctionnant à haute température (700-1000°C) permet l’utilisation directe d’hydrocarbures, en premier lieu du gaz naturel, avec catalyseur à base de métaux nobles. Elle fournit une chaleur élevée facilement exploitable en cogénération : le rendement global augmente ainsi jusqu’à atteindre 80 %. Son inconvénient principal est sa mise à température longue qui ne permet guère une utilisation à cycles courts et répétitifs. Cette pile se prête particulièrement bien à la production d’électricité décentralisée et à la cogénération (de 1 kWe à quelques dizaines de MWe). Pouvant fonctionner facilement avec des hydrocarbures liquides, elle est considérée pour la propulsion navale et terrestre lourde (trains, camions, …) Sous forme stationnaire elle pourrait aisément être associée à l’alimentation en électricité de flottes de véhicules électriques et hybrides. En conclusion pour la pile à combustible, une analyse approfondie des problèmes de production, de stockage, de distribution et d’utilisation de l’hydrogène s’impose ainsi qu’une comparaison entre cette voie et les solutions offertes par les véhicules électriques et hybrides électriques, sans oublier la famille des véhicules à motorisation thermique « traditionnels ».

42

L’énergie dans la Belgique de demain

4. LA PRODUCTION D’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE Les émissions de CO2 actuelles et futures 4.1 Grandeur et évolution des émissions La production d’énergie électrique constitue une quatrième source d’émissions de CO2. En 1996 elle rejetait 22 555 ktonnes soit 17,5 % des émissions totales de CO2 en Belgique. Par rapport à 1980, année dans laquelle 31 600 ktonnes furent émises, ceci signifie une réduction importante, malgré une augmentation de 67 % de la production d’énergie électrique. Cette réduction est due principalement à la mise en service des quatre dernières centrales nucléaires à Doel et à Tihange. K. Smekens et J. Kretzschmar ont calculé que sans énergie nucléaire en 1998, les émissions de CO2 dues à la production d’énergie électrique auraient été majorées de 84 %, 132 % ou 180 % selon que l’énergie nucléaire eut été remplacée par du gaz, un mélange de combustibles usuels ou par du charbon. 4.2 Émissions spécifiques de CO2 Cette tendance favorable apparaît aussi si l’on considère les émissions « spécifiques » de CO2. Exprimées en kg de CO2 par kWh produit en Belgique les émissions spécifiques ont décru entre 1980 et 1998 de 0.67 à 0.27 kg CO2 /kWh. La Belgique se classe bien pour ce critère : en 1998, seules la France, la Suisse et la Norvège firent mieux en Europe. 4.3 Composition du parc de production belge L’analyse du parc des producteurs belges, Electrabel et SPE, conduit fin 1999 à la composition suivante : • 5 713 MW ou 39.0 % unités nucléaires • 2 573 MW ou 17.6 % unités au charbon (la plupart polyvalentes) • 1 403 MW ou 9.6 % unités fioul/gaz • 2 370 MW ou 16.2 % unités TGV (unités gaz-vapeur en cycle combiné) 43

L’énergie dans la Belgique de demain

• 1 164 MW ou 7.9 % centrales de pompage (surtout COO) • 648 MW ou 4.4 % unités CHP (Combined Heat and Power, cogénération) • 236 MW ou 1.6 % « turbojets », turbines à gaz pour situations d’urgence • 233 MW ou 1.6 % turbines à gaz (groupes de pointe et de tête) • 161 MW ou 1.1 % groupes diesel (idem) • 87 MW ou 0.6 % centrales hydrauliques • 62 MW ou 0.4 % groupes à récupération d’énergie Total : 14 650 MW La majorité des 78,1 TWh produits en 1999 par ELECTRABEL et SPE provient des centrales nucléaires (59.8 %) ; 20.5 % ont été produits à partir de gaz, 13.8 % à partir de charbon, 2.7 % à partir de gaz résiduaires (hauts-fourneaux, etc.) et 1.1 % à partir de fioul ; l’énergie hydraulique incluant la centrale de pompage de COO représente 1.8 % et la récupération d’énergie par combustion de déchets 0.5 %. 4.4 Évaluation du parc de production actuel Les centrales nucléaires de Doel et de Tihange forment donc l’épine dorsale du parc belge de production d’énergie électrique. Ces centrales relativement jeunes (les unités principales ont été mises en service entre 1982 et 1985) ont fonctionné de manière remarquable jusqu’à présent ; leur facteur de charge de plus de 80 % dépasse largement la moyenne réalisée dans le monde occidental. Il faut observer que la technique n’impose pas de durée de vie pour une centrale nucléaire, c’est un problème économique : à un certain moment les coûts d’une exploitation sûre et efficace deviennent si élevés que l’arrêt s’impose. Le gouvernement belge actuel a en fait exprimé son intention de limiter la durée de vie du parc existant à 40 ans. Les centrales au charbon ont fourni 13.8 % de la production. Elles se répartissent en deux groupes : • Les unités d’une puissance de 125 MW construites dans les années cinquante et soixante ; un certain nombre de centrales de ce type ont déjà été mises hors service, aussi bien pour des raisons environnementales qu’économiques ; le reste suivra dans les prochaines années. • Les unités plus récentes d’une puissance de 300 MW, équipées (ou qui le seront) d’installations de désulfuration et de déni44

L’énergie dans la Belgique de demain

trification ; elles peuvent encore longtemps jouer un rôle significatif dans la production d’électricité. Les centrales « traditionnelles » avec chaudière et turbine à vapeur principalement basées sur le gaz et un peu sur le fioul ont fourni 3.4 % de la production ; elles sont de la même génération que les centrales au charbon, et jouent le rôle soit de consommateur de gaz résiduaires (ex. gaz de hauts-fourneaux) soit de centrales de pointe. Les groupes TGV (les groupes combinés de Turbines à Gaz et à Vapeur) sont basés sur la technologie moderne des turbines à gaz ; ils ont un rendement élevé et ont fourni 16.6 % de la production. Les unités de production simultanée de chaleur et d’électricité (CHP) sont des groupes décentralisés installés sur le site des utilisateurs de chaleur ; elles ont fourni 3.6 % de la production. La centrale de pompage de COO doit être considérée plus comme un groupe de stockage qu’un groupe de production (pompage d’eau la nuit et turbinage de cette eau en journée ou en secours) ; elle a fourni 1.4 % de la production. Les autres unités (turbines à gaz de pointe, diesels, centrales hydrauliques, incinérateurs de détritus, etc.) n’ont joué qu’un rôle secondaire à environ 0.9 % de la production totale. On peut conclure que la Belgique dispose d’un parc de production d’énergie électrique diversifié et efficace s’appuyant principalement sur les unités nucléaires et TGV. Beaucoup de centrales au charbon sont vieilles et ne répondront plus aux normes environnementales futures. Les centrales traditionnelles au fioul et au gaz ne jouent qu’un rôle de centrales de pointe. Les groupes CHP de production combinées de chaleur et d’électricité sont en plein développement. Les centrales hydrauliques jouent un rôle minime, tandis que les autres sources d’énergie renouvelable n’ont pas (pas encore) un rôle significatif. 4.5 Quels sont les moyens de production pour les prochaines décennies ? La réponse à cette question doit tenir compte des facteurs suivants : • La « sortie du nucléaire » après quarante ans de fonctionnement. Ceci n’empêche pas de devoir étudier des scenarii conservant l’option nucléaire. 45

L’énergie dans la Belgique de demain

• L’engagement de réduire pour 2012 les émissions de CO2 de 7.5 % par rapport à 1990. • La volonté exprimée par l’autorité publique, tant européenne, que fédérale et régionale, de développer les sources d’énergies renouvelables. Une première option concerne les centrales nucléaires. Divers types de réacteurs s’offrent en remplacement des centrales actuelles, comme le European Pressurized Reactor (EPR) de Framatome-Siemens, le AP-600 de Westinghouse, le High Temperature Gas Reactor (en développement en Afrique du Sud) etc. Le problème réside en l’acceptation publique et politique de ces techniques de production : une crainte persiste des risques d’accidents de grande envergure, du stockage définitif des résidus nucléaires et de la non-prolifération. Pourtant un intérêt nouveau peut être observé ces dernières années, notamment en liaison avec le problème du CO2. Une seconde option concerne la technologie des turbines à gaz, et en tout premier lieu des groupes TGV (cycle combiné de turbines à gaz et à vapeur) qui réalisent de bonnes performances sur le plan écologique grâce à l’utilisation du gaz naturel, combustible propre à émissions de CO2 relativement basses, et à leur rendement élevé. Une troisième filière concerne les centrales au charbon. Le charbon offre moins d’atouts sur le plan écologique avec des émissions de SO2, de NOx et de CO2 importantes. On peut distinguer trois types de technologies : • Les centrales à charbon pulvérisé. Il s’agit du développement ultime de la technologie la plus utilisée aujourd’hui. Il comporte la mise en œuvre de filtres (coûteux) pour le SO2 et le NOx , et de pressions et de températures plus élevées pour augmenter le rendement et réduire (quelque peu) les émissions de CO2. • Les centrales basées sur la gazfication du charbon (IGCC : Integrated Gasification Combined Cycle). Ce type de centrale peut atteindre des rendements élevés grâce à la mise en œuvre de turbines à gaz. Leurs performances environnementales sont aussi meilleures que celles des centrales au charbon pulvérisé, mais cette technologie n’est encore qu’au stade du développement. • Les centrales à lit fluidisé. Cette technologie où le combustible est maintenu en suspension dans la chaudière par un flux 46

L’énergie dans la Belgique de demain

d’air ascendant est encore en plein développement. Leurs performances environnementales sont également meilleures que celles des centrales au charbon pulvérisé. Une quatrième famille de techniques de production part des sources d’énergies renouvelables, principalement l’énergie éolienne, la biomasse, l’énergie photovoltaïque et l’énergie hydraulique. • Le potentiel total de l’énergie éolienne en Belgique, aussi bien off-shore que on-shore, peut être estimé à 1500 à 2000 MW, avec une production annuelle de 4.2 à 5.4 TWh (5 à 6.5 % de la production actuelle). L’impact environnemental réside en nuisances acoustiques et visuelles. • Le potentiel de la biomasse, en ce compris la récupération d’énergie par la combustion des déchets, est estimé à 0.9 à 3.6 TWh/an (1.2 à 4.6 % de la production actuelle). Les émissions de CO2 dues à la mise en œuvre de la biomasse sont en principe neutres. Les autres émissions sont plus basses ou comparables à celles des autres techniques de combustion. • Bien que le potentiel de production d’énergie par la voie photovoltaïque soit très important (10-20 TWh/an), les cellules photovoltaïques ne sont guère utilisées en raison de leur prix, quoique toujours décroissant, pour la production d’énergie électrique à grande échelle en Belgique. • La capacité d’extension de production de l’énergie hydraulique se situe à 25 MW pour une production annuelle de 0.08 TWh/an, soit 0.1 % de la production actuelle d’énergie électrique. Parmi les énergies renouvelables seules l’énergie éolienne et la biomasse pourront donc jouer un rôle significatif dans la production d’énergie des dix prochaines années en Belgique. Ensemble elles pourraient couvrir 7 à 8 % de la production en 2020 avec une croissance de la consommation de 2 % par an. Une autre technologie réduisant la consommation d’énergie primaire est la production combinée de chaleur et d’électricité (CHP ou cogénération). Différentes techniques sont possibles : turbines à vapeur avec soutirage, turbines à contre pression, turbines à gaz avec chaudière de récupération, moteurs diesel ou à gaz etc. Dans chaque cas on tente de réutiliser la chaleur résiduelle qui, selon la deuxième loi de la thermodynamique, est nécessairement libérée à la fin du processus de production 47

L’énergie dans la Belgique de demain

d’énergie électrique par voie thermique. Il en résulte certes une réduction de la production d’électricité, mais on obtient globalement une économie d’énergie par rapport aux productions séparées de chaleur et d’électricité. Des économies d’énergie primaire de 15 à 25 % sont possibles par rapport à ces productions séparées même si elles étaient réalisées à l’aide des technologies les plus avancées. La simultanéité parfaite de la demande d’électricité et de chaleur est nécessaire pour obtenir ce résultat. Selon une analyse de la commission AMPERE, confirmée par des études du VITO et de l’Institut Wallon, une capacité de 1000 MW pour une production d’environ 6 TWh est une estimation réaliste du potentiel encore réalisable efficacement en Belgique, à savoir économiquement et avec gain d’énergie primaire. Il en résulterait une réduction de 2 à 3 % des émissions de CO2 actuelles. La famille des piles à combustible constitue une ultime technologie à considérer. L’énergie chimique du combustible est ici transformée directement en électricité avec de multiples avantages : des rendements électriques élevés non limités par la deuxième loi de la thermodynamique (jusqu’à 60 % pour certains types), pas d’émissions nocives quand l’hydrogène est utilisé comme combustible (ces émissions pouvant bien se produire lorsque l’hydrogène est produit à partir de combustibles fossiles), pas de parties en mouvement, des possibilités de production combinée de chaleur et d’électricité etc. Cette technologie prometteuse n’est pas encore commercialisable et reste très chère. Elle ne jouera pas un rôle important pour la production massive d’énergie électrique dans la prochaines décennie et restera ainsi confinée à des applications de niches. Enfin il y a lieu de citer les développements récents tendant à résoudre le problème de la production de CO2 due à la combustion de combustibles fossiles par la captation de ce CO2 et son stockage dans les océans, les couches d’eau salée, les champs gaziers épuisés ou les mines de charbon. On peut imaginer qu’une solution économique pourra être trouvée pour ce problème ; il est clair que toutefois que ces technologies n’ont pas atteint une maturité suffisante pour être prises en considération dans cette étude en Belgique. 4.6 Coût des technologies considérées. Le coût du kWh est évidemment un critère important de choix des moyens de production futurs. La méthodologie et les chiffres 48

L’énergie dans la Belgique de demain

utilisés dans ce rapport sont extraits en grande partie du rapport de la commission AMPERE. Le calcul a été effectué pour l’année 2010 en deux étapes : Dans une première étape on ne considère que les coûts « internes » ou coûts « réels » c.-à-d. les coûts liés aux investissements (en ce compris les coûts de démantèlement ), les coûts de combustible et les coûts d’exploitation. Pour les coûts de combustible les valeurs suivantes ont été retenues telles que fournies par l’Agence Internationale de l’énergie : Combustible

Coût en 2010 (€2000/GJ)

Uranium Charbon Gaz naturel Fuel à basse teneur en S Diesel

0.87 1.81 3.54 3.97 5.78

Tableau 1 Le taux d’intérêt à été fixé à 5 %. Les résultats pour les technologies les plus significatives sont reproduits à la Fig. 1 :

Coût de l’électricité produite par diverses technologies

Ch

ar b

on

Fig. 1 49

Vent

Bio

Ve n

H TG R t, Cô Ve te nt ,P ol Ve de nt , O rs ffs ho Ve re nt ,I nt ér ie Bo ur In is ci ga né z ra éi te fié ur sd éc he ts

Nucléaire

PW R A P6 00

Gaz

TG V

Charbon

pu Ch lv ar ér bo isé n A ga SC zé ifi éI G Tu CC rb in es àg az

ct€/kWH

9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

L’énergie dans la Belgique de demain

4.7 Coût global de la production d’énergie électrique Dans une deuxième étape des coûts externes sont ajoutés aux coûts précédents, à savoir les coûts liés à la pollution de l’air, au bruit, aux gaz à effet de serre, aux radiations ionisantes, etc. Ces coûts ne sont pas repris dans les coûts calculés par les producteurs d’électricité. Les paramètres les plus importants retenus par la commission AMPERE sont les suivants : Nuisance

Facteur Gaz à effet de serre

Combustibles fossiles SOx (€/ton) NOx (€/ton) PM10 (€/ton) Gaz à effet de serre (€/ton CO2 equival.) Exploitation, bruit (ct€/kWh) Charbon/huile Gaz Centrale nucléaire (ct€/kWh) Vent, côte & pleine mer (ct€/kWh) Vent, intérieur pays(ct€/kWh)

Autres 6122 5106 12245

18.37

0.027 0.050 0.1

0.027 0.0040 0.069 0.050 0.3

Tableau 2 Les résultats sont reproduits à la Fig. 2 Coût de l’électricité produite par diverses technologies

Coûts externes effet de serre Autres coûts externes

Ve n

PW R A P6 00

TG V

Coûts de production

H TG R t, Cô Ve te nt ,P ol Ve de nt , O rs ffs ho Ve re nt ,I nt ér ie Bo ur In is ci g né a z ra éi te fié ur sd éc he ts

Ch

ar

bo

n

pu Ch lv ar ér bo isé n A ga SC zé ifi éI G Tu CC rb in es àg az

ct€/kWH

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

Fig. 2

L’énergie dans la Belgique de demain

Cette analyse nous conduit aux conclusions suivantes : • Les centrales nucléaires du type PWR, que ce soit le type PWR modifié ou le type AP-600, conduisent aux coûts totaux les plus bas. Si pour quelque raison que ce soit la solution nucléaire était rejetée, les centrales TGV constituent alors une alternative (plus coûteuse). Les incertitudes sur le prix du gaz naturel incitent en outre à la prudence. Les centrales au charbon conduisent à des coûts totaux sensiblement plus élevés. Les parcs d’éoliennes ne sont pas compétitifs par rapport aux centrales TGV, à moins qu’elles ne soient implantées de façon optimales (on-shore à la côte). Les parcs off-shore peuvent soutenir la comparaison avec les centrales au charbon. • Si l’on ne tient pas compte de l’effet de serre, mais bien des autres coûts externes (par exemple des émissions acides), les centrales TGV se rapprochent des centrales nucléaires et perdent une partie de leur avantage par rapport aux centrales au charbon. Les éoliennes sont également moins compétitives que les groupes TGV et les centrales au charbon. • Si l’on ne tient pas du tout compte des coûts externes, alors les centrales nucléaires ne sont plus que marginalement moins chères que les TGV. Ces dernières ne présentent également plus qu’une marge faible sur les centrales au charbon. Les éoliennes ne sont plus concurrentielles. • Les centrales à gazéification de bois ne sont pas compétitives quelle que soit l’hypothèse considérée. Les centrales à combustion de déchets supportent la comparaison avec les centrales au charbon, même dans l’hypothèse où les émissions sont entièrement portées en compte de la production d’électricité. 4.8 Évolution dynamique du parc de production Ce dernier chapitre consacré à l’évolution du parc de production reproduit les résultats d’une étude effectuée par le Centre d’Études Économiques de l’Université Catholique de Louvain. Cette étude utilise le modèle MARKAL qui tient compte de toutes les activités énergétiques depuis l’importation d’énergie, sa transformation en diverses formes d’énergies secondaires, son transport, sa distribution jusqu’à son utilisation finale en services énergétiques. Les services énergétiques sont représentés par quelques centaines de technologies, aussi bien du côté de la demande (techniques de chauffage, mesures d’économie d’énergie ...) que du côté de l’offre (centrales ...). Le modèle étudie 51

L’énergie dans la Belgique de demain

l’équilibre du marché pour la période 2000-2030 en maximisant la somme du surplus de consommation et du surplus de production, ceci en tenant compte de certaines contraintes comme le respect du protocole de Kyoto, la suppression de l’énergie nucléaire après quarante années de vie, le potentiel en sources d’énergie renouvelable etc. Dans un premier scénario où il n’est pas tenu compte des accords de Kyoto et où les centrales nucléaires ne sont pas interdites, le modèle permettant même d’ajouter 2500 MW de centrales nucléaires, la consommation atteindrait 113 TWh en 2030. Jusqu’en 2010 la production suit les tendances actuelles : une production nucléaire pratiquement constante, la réduction de l’emploi du charbon, l’augmentation des centrales au gaz. Après 2010, 2500 MW de centrales nucléaires sont mis en service, la consommation de gaz diminue et les centrales au charbon se développent fortement. La cogénération se stabilise et les sources renouvelables ne jouent aucun rôle (pas de subsides). Dans un deuxième scénario, ne tenant toujours pas compte des limitations de Kyoto mais imposant la disparition du nucléaire, la production atteindrait 106 TWh en 2030. Les centrales nucléaires existantes sont remplacées par des centrales au charbon à partir de 2015. Les sources renouvelables ne démarrent pas non plus. Un troisième scénario tenant compte des limitations de Kyoto tout en maintenant les centrales nucléaires conduit à une consommation de 100 TWh en 2030 et est caractérisé par une production nucléaire maximale, une production plus élevée à partir de gaz et de cogénération, et une production minimale à partir du charbon. Les sources renouvelables croissent à partir de 2020. Dans un quatrième scénario où les limitations de Kyoto et la suppression du nucléaire sont introduites, la consommation se limite à 98 TWh en 2030. La production nucléaire est remplacée par des centrales au gaz. La production à partir de charbon est réduite au minimum et les sources renouvelables croissent fortement à partir de 2010. L’étude montre également que si l’on ne tient pas compte des limitations de Kyoto, le coût de la suppression du nucléaire reste limité tandis qu’il atteint 2.1 % du Produit National Brut (PNB) en 2030 si Kyoto est ratifié. Inversement le coût du respect de la norme de Kyoto reste limité à 1 % du PNB dans le cas où le nucléaire est maintenu, mais il atteint 3 % du PNB en 2030 si le nucléaire est supprimé. 52

L’énergie dans la Belgique de demain

4.9 Conclusions Environ 18 % des émissions de CO2 en Belgique (1996) sont dues à la production de l’électricité. La Belgique est en position favorable par rapport à d’autres pays industrialisés, principalement grâce à la part des centrales nucléaires dans le parc de production. Les émissions croissent progressivement suite à la croissance de la demande et à l’entrée en vigueur du moratoire sur les centrales nucléaires. Pour l’instant cette croissance est compensée par le remplacement progressif des centrales au charbon par des centrales modernes TGV. Mais cette substitution touche à sa fin. Il est par ailleurs souhaitable de maintenir une partie de la production à partir du charbon pour des raisons de diversification et de régulation du parc. La question se pose donc de déterminer les moyens de production à retenir pour le futur. Si l’on s’en tient aux coûts stricts de production, sans tenir compte des coûts « externes » ou environnementaux, les centrales nucléaires du type EPR ou AP 600 sont les plus performantes, suivies par les centrales TGV et les centrales au charbon. L’énergie éolienne est la plus économique des sources renouvelables, mais reste, pour les localisations les plus favorables, 40 à 50 % plus chère que les centrales nucléaires. Si l’on tient compte en outre des coûts externes, les centrales nucléaires augmentent leur avantage compétitif par rapport aux centrales TGV, qui à leur tour sont nettement plus économiques que les centrales au charbon. Pour les localisations les plus favorables les centrales éoliennes sont compétitives au niveau des centrales TGV. Pour les autres localisations leurs coûts sont comparables à ceux des centrales à charbon. L’extension du parc nucléaire semble donc économique et écologique (cf. coûts externes) et la voie la plus indiquée pour répondre à la demande future. Si cette solution devait être rejetée pour quelque raison que ce soit, les centrales TGV sont alors le « second meilleur » choix si le gaz est disponible à bon prix. Parmi les sources d’énergie renouvelables ce sont les centrales éoliennes qui peuvent revendiquer la meilleure place. Une étude récente montre que le coût du respect des accords de Kyoto s’accroît considérablement en cas de maintien du moratoire sur les nouvelles centrales nucléaires (jusqu’à 3.1 % du PNB en 2030) ; exprimé autrement, il apparaît que le coût du rejet des nouvelles centrales nucléaires est très élevé si l’on veut respecter le protocole de Kyoto (jusqu’à 2.1 % PNB en 2030). 53

L’énergie dans la Belgique de demain

RECOMMANDATIONS

A. Industries A.1 Il est important que l’industrie, sans perdre sa compétitivité ni sa capacité de développement, réduise ses émissions de CO2 dont le protocole de Kyoto, qu’il soit ou non ratifié, ne serait qu’une étape intermédiaire. A.2 Afin d’obtenir de tous les acteurs économiques une contribution optimale, il convient de différencier les produits, les sociétés productrices, les branches d’industrie, et même les secteurs, quant à leur capacité de réduire leur consommation d’énergie et leurs émissions. A.3 Une analyse exhaustive des consommations d’énergie d’un produit pendant son cycle de vie est très complexe. On doit en effet tenir compte de la demande de l’utilisateur final, de la production, des transports, des échanges entre différentes sociétés ou même secteurs distincts, et de l’élimination finale des sousproduits. Il convient donc d’impliquer dans le processus l’ensemble des acteurs de la production à la consommation. Les accords de branches qui prennent en compte les spécificités d’une industrie donnée sont à encourager. A.4 L’ampleur du travail à accomplir justifie la fixation de priorités. Une analyse très simplifiée devrait identifier quels 20 % des produits, procédés, sociétés ou branches provoquent 80 % des rejets réductibles de CO2 ou présentent une efficacité énergétique insuffisante. La même analyse par sous-groupe permettrait aussi d’identifier les produits et les sociétés susceptibles des plus importantes améliorations au coût le plus bas. A.5 Le potentiel d’améliorations des rejets de CO2 par des techniques prouvées est encore élevé. Il s’agit d’utiliser des équipements et surtout des procédés plus performants, en particulier les meilleures technologies disponibles (Best Available Technology), et le partage des ressources énergétiques (notamment les co- et tri-génération). 54

L’énergie dans la Belgique de demain

A.6 Ces améliorations exigent des investissements considérables. La rentabilité nécessitera le plus souvent une extension de capacité et la concentration d’activités consommatrices d’énergie sur un même site. L’acceptation sociale et réglementaire de ces projets devra être assurée. A.7 Il faut en outre rester compétitif sur le marché, le plus souvent l’Europe ou même le Monde, et disposer des ressources voulues. L’introduction d’une taxe sur l’énergie réduirait ces ressources. Une taxe CO2 ne peut en tout cas être envisagée que pour l’ensemble des pays industrialisés susceptibles d’être concurrents. Le maintien de la compétitivité est essentiel. Toute décision unilatérale fédérale ou régionale en matière de taxation pourrait avoir des répercussions graves sur le développement de notre industrie et de notre économie sans contribuer le moins du monde à la réduction des rejets de CO2 si les produits concernés sont fabriqués ailleurs. A.8 Il faut éviter de pénaliser l’industrie. Il convient au contraire de l’aider à réduire ses consommations énergétiques et ses rejets de CO2 sur base de programmes précis, avec des objectifs et étapes mesurables. A.9 Il ne faudrait pas que la faible dimension du territoire belge et plus encore des régions, compétentes en matière d’Utilisation Rationnelle de l’Énergie, empêche d’assurer des productions à une échelle optimale et d’exporter des produits. Il importe de trouver des mécanismes et critères adéquats qui n’entravent pas notre capacité de production industrielle, ni au niveau régional ni fédéral. A.10 Il faut éviter de se voir opposer par des pays tiers des indices et critères non significatifs pour la Belgique sans tenir compte des exportations et des échanges. Il est nécessaire de développer les outils qui permettront de ne pas être victimes des négociations internationales.

55

L’énergie dans la Belgique de demain

B. Secteur Domestique Les trois principaux acteurs potentiels intervenant dans la gestion de la demande sont les pouvoirs publics, les fournisseurs d’énergie et le consommateur final qu’il s’agisse des ménages ou des gestionnaires des bâtiments du tertiaire. B.1 Les pouvoirs publics Les actions des pouvoirs publics (nationaux, régionaux ou locaux) se déclinent à plusieurs niveaux, ceux ci sont complémentaires et se renforcent. Au niveau de l’information du citoyen Informer le ménage et l’entreprise de l’impact de leurs consommations d’énergie directe (chauffage, applications électriques…) sur l’environnement ; Éduquer les adolescents au sein des écoles à la notion de développement durable ; Informer le citoyen sur la raréfaction lente mais inéluctable des combustibles fossiles les plus utilisés aujourd’hui (gaz naturel et produits pétroliers) Au niveau des prix et tarifs Il faut lancer un signal « politique » clair sur les impacts environnementaux et économiques qui découlent d’une consommation croissante d’énergie. Cette démarche doit se faire à l’échelle géographique la plus large possible, de préférence au niveau européen. L’instauration d’une taxe CO2 énergie qui corrigerait les baisses des prix des marchés pourrait être un instrument efficace. Les pouvoirs publics devraient inciter (obliger) les fournisseurs d’énergie à proposer des unités tarifaires qui permettent au consommateur la comparaison des prix par type d’usage (chauffage, production d’eau chaude, cuisson…). Une option complémentaire pourrait être d’instaurer une taxe énergétique destinée à alimenter un fond URE qui servirait à promouvoir les actions d’utilisation rationnelle de l’énergie Au niveau de l’aménagement du territoire Il faut veiller à une densification (concentration) des activités plutôt qu’une dilution des implantations du logement (habitat 56

L’énergie dans la Belgique de demain

diffus en campagne) et des établissements tertiaires (centres villes plutôt que zoning d’activité proches des autoroutes). Les nouvelles implantations importantes doivent être desservies par des transports en commun fréquents et de qualité. Au niveau des normes des bâtiments Si les normes d’isolation des nouveaux bâtiments sont d’ores et déjà plus strictes, l’isolation des bâtiments existants doit être sérieusement étudiée (60 % des logements datent d’avant 1970). Le contrôle effectif sur le terrain du respect des normes et prescriptions est indispensable pour vérifier les caractéristiques annoncées sur plan des bâtiments concernés. Les bâtiments publics doivent répondre à des exigences minimales élevées. B.2 Les fournisseurs d’énergie Au niveau des tarifs Il faut favoriser la minimisation de la dégressivité des tarifs en fonction de la quantité d’énergie consommée. À terme, le kWh ou le GJ supplémentaire ne devrait pas coûter moins cher au consommateur que les premières consommations facturées. Lisibilité des factures Les unités énergétiques des différents vecteurs énergétiques devraient être comparables entre elles (voir supra). Dans la facture ou dans le relevé de consommation, la comparaison des consommations actuelles avec celle des périodes précédentes doit permettre au consommateur de connaître l’évolution de ses consommations d’énergie. C’est un outil pour mieux appréhender des changements de comportements ou de consommation des appareils. Un outil de comparaison avec des logements semblables ou des bâtiments du même secteur d’activité tertiaire, notamment sous la forme de consommation spécifique par m2, par personne, etc. devrait être fourni par le fournisseur d’énergie. Lecture de la consommation en temps réel Une bonne façon de faire prendre conscience aux utilisateurs d’un bâtiment de la consommation de celui-ci est de leur permettre de voir ses différentes consommations (électricité, gaz, 57

L’énergie dans la Belgique de demain

eau, …) et ceci sur différentes périodes (instantanée, dernière heure, jour, semaine, …). L’affichage devrait être suffisamment explicite de façon à pouvoir permettre à l’utilisateur de constater immédiatement une surconsommation B.3 Le consommateur final Veiller, tant pour les ménages que l’entreprise tertiaire, à la localisation de son implantation. Celle-ci n’est pas sans effet sur les consommations indirectes d’énergie, liées aux déplacements. La proximité des transports en commun doit être une condition de sélection de l’emplacement. Agir au niveau de la régulation du chauffage tant au point de vue de l’équipement (thermostat, vannes thermostatiques, fonctionnement du circulateur et de la chaudière uniquement lors de la demande de chaleur) que de la notion de confort (20 °C au lieu de 21 °C, une baisse de la température ambiante de 1 °C engendre une réduction de la consommation de 7 %). Favoriser l’installation des appareils à haut rendement, qui ont des performances énergétiques accrues, en veillant au déclassement effectif des équipements obsolètes. Promouvoir les énergies renouvelables qui offrent un potentiel non négligeable. La substitution d’une partie de l’énergie consommée par des énergies renouvelables fait directement prendre conscience aux utilisateurs de leur niveau de consommation globale.

C. Transport Deux objectifs majeurs peuvent être atteints par l’adoption de technologies nouvelles dans les moyens de transport de demain : la réduction impérative de la part des émissions de gaz carbonique (CO2), le plus préoccupant des gaz à effet de serre produit par la combustion des composés hydrocarbonés, dues aux transports. la mise en œuvre de sources d’énergie diverses permettant une nouvelle répartition de la demande, assurant une indépendance énergétique relative plus aisée et permettant d’éviter la crise énergétique inévitable qui résultera de l’épuisement des réserves fossiles classiques. 58

L’énergie dans la Belgique de demain

La mise en œuvre de l’énergie électrique est indispensable afin d’atteindre des objectifs réalistes et efficaces. C.1 Des solutions immédiates existent pour le transport terrestre C.1.1 L’organisation rapide d’une meilleure intermodalité autour du transport public L’organisation d’une intermodalité effective entre tous les moyens de transport, du plus simple (la marche) au plus sophistiqué (le TGV), devient un devoir de société impératif. La réduction du trafic pendulaire vers la ville constitue un moyen important d’économie d’énergie et de réduction des émissions de CO2. Le développement du RER (Réseau Exprès Régional), mais aussi une plus grande qualité de liaison ferroviaire en général devrait permettre un transfert sensible des déplacements de la voiture vers le train. Il est évident qu’un programme étalant les réorganisations et investissements nécessaires sur 10 à 15 ans est beaucoup trop lent. En ville, le choix d’un moyen de transport public doit devenir attractif par l’offre de confort, de fréquence et d’information. Le passage d’un mode de transport public à un autre doit pouvoir se faire sans inconvénients et de manière efficace. L’utilisation du transport public nécessite un déplacement à pied dont le confort et la sécurité ne peuvent être perturbés par le transport motorisé individuel. C.1.2 La mobilité individuelle Il est peu raisonnable d’imaginer une interdiction des moyens de transport individuels, essentiellement la voiture, mais l’usage qui en est fait doit être mis en compétition avec les moyens collectifs à travers une organisation intermodale efficace des trajets, une mise en œuvre de réglementation rationnelle mais effectivement appliquée (vitesse limites, parkings, etc.), une information efficace. L’accès à la voiture ne doit plus apparaître comme une nécessité vitale et des offres d’accès alternatives devraient se multiplier telles que le véhicule propre à temps partagé (car sharing), les parcs de véhicules électriques en libre service destinés à couvrir des trajets courts de station (de location) à station. Il est nécessaire que l’offre de véhicules propres soit suffisamment grande et diversifiée, ceci allant de pair avec une définition et 59

L’énergie dans la Belgique de demain

une classification des véhicules dits « propres » ainsi qu’avec la détermination d’une série de mesures d’encouragement à l’acquisition adaptées à un « degré de propreté » à définir. La mobilité individuelle mettant en œuvre des moyens de transport « simples » (la marche, les deux roues ,…) doit être fortement encouragée. C.1.3 Une évolution technologique rapide à court et à moyen terme Remplacer un parc de véhicule ne se fait pas par un coup de baguette magique et nécessite une approche s’étalant sur au moins dix ans. Le mariage de la motorisation électrique et de la motorisation thermique, c.-à-d. la motorisation hybride, offre un potentiel de gain d’énergie et de réduction des émissions de CO2 (principalement) considérable. Les technologies de transport électriques et hybrides peuvent être mises en œuvre sans délais importants, et même immédiatement, en complément aux moyens de transport thermiques améliorés ou de substitution. L’utilisation de carburants alternatifs (méthanol, éthanol, gaz de biomasse) est plus aisée dans les hybrides et jouit de l’avantage d’une consommation réduite grâce aux rendements plus élevés de la traction hybride. Le court et le moyen termes pourraient donc être marqués par les technologies hybrides. C.2 Des solutions complémentaires sont possibles à long terme, au-delà de 2010 C.2.1 L’utilisation continuée des techniques de traction électriques et hybrides. Les perspectives d’économie d’énergie et de réduction des émissions liées aux véhicules électriques et surtout hybrides restent valables. Ceci pose la question de la pertinence de la voie hydrogène surtout par rapport à la manière dont l’hydrogène sera produit et par rapport à la disponibilité de carburants « classiques » ou de substitution. Une analyse comparative approfondie s’impose. C.2.2 La voie hydrogène Si le gaz hydrogène (sous sa forme moléculaire) n’existe quasiment pas dans la nature, l’atome hydrogène est extrêmement 60

L’énergie dans la Belgique de demain

abondant sur la terre ne serait-ce que dans l’eau des lacs, des rivières et des océans et évidemment dans les combustibles fossiles et provenant de processus biologiques (méthanol, éthanol, biomasse, …). Il ne fait aucun doute que l’hydrogène deviendra un important vecteur d’énergie mais cette perspective ne peut pas freiner la mise en œuvre de solutions plus classiques. On ne peut pas perdre de vue qu’un véhicule à pile à combustible est en toute logique essentiellement un véhicule électrique ; brûler de l’hydrogène dans un moteur thermique est un non-sens énergétique. La pile à combustible a un rendement propre intéressant (± 50 %) mais il faut analyser sérieusement l’effet multiplicatif du rendement de la chaîne de production de l’hydrogène. Faire appel à des combustibles d’origine fossile pour produire de l’hydrogène n’a pas beaucoup d’intérêt. En effet, une pile à combustible utilisant le reformage de gaz naturel émet un peu plus de gaz carbonique que les nouveaux moteurs diesels en préparation et par conséquent sensiblement plus que les systèmes hybrides qui mettraient ces derniers en œuvre. L’hydrogène sera donc probablement particulièrement intéressant lorsqu’il sera produit à partir de sources d’énergie renouvelables. La voie la moins productrice en termes d’émissions de CO2 est celle de l’électrolyse de l’eau à partir d’énergie électrique produite sans émissions de gaz à effet de serre. Mais on peut se poser des questions quant aux économies d’énergie. Le stockage de l’hydrogène nécessite également une évaluation sérieuse. En conclusion pour la pile à combustible, une analyse approfondie des problèmes de production, de stockage, de distribution et d’utilisation de l’hydrogène s’impose ainsi qu’une comparaison entre cette voie et les solutions offertes par les véhicules électriques et hybrides électriques, sans oublier la famille des véhicules à motorisation thermique « traditionnels ». C.3 Solutions pour le transport maritime et aérien Le transport par voies hydrauliques intérieures mérite une meilleure exploitation et doit être envisagé dans le cadre du développement de solutions intermodales. Le transport maritime devrait contribuer à la réduction des consommations d’énergie et à l’amélioration de l’environnement 61

L’énergie dans la Belgique de demain

par la mise en œuvre de systèmes de propulsion utilisant principalement l’énergie électrique. Le transport aérien doit être plus rationalisé pour les distances courtes et moyennes (quelques centaines de km) et ceci en faveur des transports terrestres (surtout par rail). Leurs systèmes de propulsion créent des effets non négligeables sur l’environnement. Des solutions doivent être recherchées comme c’est le cas pour les transports terrestres.

D. Production d’énergie électrique D.1 Avant de formuler des recommandations quant à la limitation des émissions de gaz à effet de serre résultant de la production d’énergie électrique, il convient de concentrer toute l’attention sur la maîtrise de la demande d’électricité. Il s’agit d’encourager et de mettre en œuvre toutes les mesures économiquement raisonnables, c.-à-d. dont l’ordre de grandeur des coûts équivaut à celui d’investissements dans de nouvelles unités de production destinées à satisfaire une demande croissante, à remplacer ou à améliorer des unités obsolètes. Dans cette recherche de réduction de la production d’électricité, il faut prendre en compte la substitution croissante de certains processus énergétiques par des processus électriques (par ex. secteur sidérurgique, transport, etc.) qui augmente la consommation électrique mais diminue la consommation totale d’énergie primaire ainsi que les émissions de gaz à effet de serre. D.2 Il convient d’évaluer dans quels secteurs (production d’électricité, transport, industrie, secteur domestique,…) les émissions de gaz à effet de serre peuvent être réduites au moindre coût économique. D.3 Il existe en Belgique un potentiel certain, quoique limité, d’énergies renouvelables, potentiel qu’il faut exploiter au maximum. L’énergie éolienne, l’énergie hydraulique et la biomasse peuvent ensemble fournir 8 % de la production en 2020, leur handicap économique pouvant être éliminé par un système de certificats verts. Afin d’éviter de fausser la concurrence, ces mécanismes de soutien devraient être harmonisés à travers l’Europe (et à fortiori pour toute la Belgique !). Il serait souhaitable d’instaurer un système simple permettant aux consommateurs d’opérer un choix 62

L’énergie dans la Belgique de demain

volontaire et d’acheter du « courant vert », c.-à-d. de l’électricité dérivée de sources renouvelables, dont le prix serait plus élevé pour financer le coût de production plus important. D.4 Le potentiel de marché encore disponible pour des installations de cogénération de qualité (« Chaleur-Électricité ») s’élève à environ 1000 MW. L’utilisation de ce potentiel devrait être stimulée par exemple par des tarifs de rachat favorables. En outre, il faut réaliser qu’une utilisation peu judicieuse de la cogénération peut entraîner une augmentation des émissions de CO2. D.5 La Belgique ne peut conserver sa position relativement positive en matière d’émissions de CO2/kWh que si le pourcentage de l’énergie nucléaire dans le parc de production se maintient. Ceci implique le remplacement du parc nucléaire actuel par de nouvelles unités nucléaires, et ce à partir de 2020-2025 date à laquelle on peut présumer atteindre la durée de vie des unités les plus anciennes. Arriver et se maintenir à la norme de Kyoto semble donc extrêmement difficile, et économiquement difficilement viable, en cas de sortie du nucléaire. Entre-temps le savoir-faire nucléaire existant en Belgique doit être maintenu et la recherche scientifique doit être stimulée, en particulier pour l’enfouissement définitif des déchets et le développement de nouveaux types de réacteurs. D.6 La construction de centrales nouvelles et le remplacement d’anciennes centrales au charbon devront de préférence faire appel à des unités combinées de turbines à gaz et à vapeur (TGV) en raison de leur haut rendement et faibles rejets de CO2. D.7 Cependant, afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement et la stabilité des prix à long terme, on ne peut éliminer complètement l’utilisation du charbon. La génération la plus récente de centrales au charbon équipée d’installations d’épuration des gaz de combustion doit poursuivre son rôle stabilisateur dans le parc de production, et doit être remplacée en fin de vie par des unités de charbon pulvérisé avancées ou, à plus long terme, par des unités à charbon gazéifié. D.8 La recherche scientifique pour le captage et le stockage de CO2 avant ou après la combustion doit être stimulée au niveau national et international afin de permettre l’utilisation optimale des énormes réserves mondiales de charbon, tout en contenant les émissions de CO2. 63

L’énergie dans la Belgique de demain

D.9 La recherche scientifique relative aux cellules photoélectriques (coût !) et aux piles à combustibles (durée de vie, fiabilité) doit être stimulée. Quoique ces technologies ne peuvent offrir une solution à court terme pour la production d’électricité à grande échelle, des applications intéressantes existeront à plus long terme pour ces deux processus de production.

64

BACAS Royal Belgian Academy Council of Applied Sciences

CAWET Comité van de Academie voor Wetenschappen en Techniek

ENERGIE in BELGIË MORGEN Het in overweging nemen van het Broeikaseffect ENERGY in BELGIUM TOMORROW Taking in account the Greenhouse Effect juni 2002

Koninklijke Vlaamse Academie van België voor Wetenschappen en Kunsten Paleis der Academiën Hertogsstraat 1, 1000 Brussel

EXECUTIVE SUMMARY This document is the BACAS contribution to the decision making process of the Belgian Energy Policy for the coming 20-30 years in the frame of European energy studies by Euro-CASE. A brief introduction outlines the scope and limitations of the project: the analysis is basically restricted to Belgium; the starting point is the principle of Sustainable Development in line with the Precaution Principle. The energy requirements of society are met by the consumption of fossil fuels (coal, oil, gas;.) and the “renewable” energies (hydro, wind, sun, biomass etc.); nuclear fission takes a particular position in this context. For a long time, energy policies only considered economical and technical aspects; the energy “cost” disregarded the environmental effects of energy sources and the future scarcity of fossil fuels. A recent additional constraint was added by the increasing concern over global warming caused by the greenhouse effect; even if the cause-effect mechanism and the eventual conseque nces are still unclear, the increase of the CO2-content in the atmosphere and the rising temperature of the planet are well established; the Kyoto protocol is just a first step of a long journey. The document comprises four chapters, industry, households, transportation and electricity generation. Each chapter analyses the present situation and makes recommendations for the future. The CO2 -emissions arising from industry remained stable throughout the last decade, despite the increasing energy consumption of the sector as a result of the shift in the energy mix towards fuels with lower specific emission factors. The main energy consuming sectors, iron and steel, chemicals and non- metallic minerals are reviewed. Owing to energy conservation measures, the ene rgy consumption of the steel industry decreased by 7 % during the last decade. However CO2 -emissions remain high as a result of the ongoing use of blast furnaces for steel production in Belgium, and the recycling of scraps in electrical furnaces outside the country. In the chemical sector there was a marked increase in energy consumption, though as a result of energy conservation measures, and a shift towards natural gas, this was well below the increase in production. The energy consumption of the non- metallic minerals decreased by 17 %, and the CO2 -emissions by even more. It is therefore recommended to avoid linear measures across the industry and the regions. The potential for improvement in the industrial sector remains significant. The techniques are well known. Capacity expansions or concentrations are often necessary for economic reasons, as well as for maintaining or improving the competitiveness of the industry. The report underlines the difficulty of a correct allocation and understanding of energy consumption and CO2 -emissions within the industrial sector. This is due to the use of fossil fuels (or even electrical power) as a raw material that cannot be “saved” and to the numerous transfers of intermediates between plants or companies in and outside the country, making comparisons most difficult. Furthermore, the small size of the country makes many comparisons meaningless. The complete life cycle of each product should also be considered. Any attempt to raise a CO2 -tax must consider and preserve the profitability of the industry, generally competing in a global market. In the domestic sector (households and tertiary), the energy consumption on average increased by 2,2%/year during the last decade as a result of the growing use of household appliances and information/telecommunication technology as well as the improvement of living standards (e.g. central heating, larger dwellings). A shift occurred from coal (and to a lesser extent, from petroleum products) to natural gas and electrical power. The marked growth of natural gas consumption results from not only larger market penetration of gas and the increase of the heated surfaces, but also from a shift in customer behaviour: the rather low energy prices since the late eighties decreased the willingness of consumers to invest in energy saving devices and adopt conservation attitudes. The same evolution is observed for the electricity consumption. The growth of the tertiary sector, the increase in living standards and the decreased interest in energy conservation, have wiped out the effects of technological improvements introduced since 1985. 1

The report emphasises the need to manage demand, even in a liberalised market. The authorities should better communicate to its citizens the environmental consequences of their behaviour; a CO2 /energy tax, feeding a fund for rational use of energy, could compensate for decreasing prices in a liberalised market. Human activities should be concentrated rather than distributed widely, thereby avoiding unnecessary transport. Introducing better control of the construction regulations and insulation standards and giving more attention to the refurbishing of old dwellings are also essential. The report suggests the use of less degressive tariffs and more transparent bills, allowing comparison with previous bills and/or similar consumers; real time information on consumption levels of electricity, water and gas could be a useful tool. Finally, the consumer should be sensitised to the use of high efficiency appliances, to a cha nging understanding of the notion “comfort” and to the use of renewable energies. The transportation chapter starts with a short survey of the sector in Belgium, Europe, the OECD and the world: the market share of the different transportation means (in Europe 79 % for the individual car!), their foreseeable increase (one million additional cars in Belgium in 2020), their energy efficiency (15% for a car in an urban environment) and the resulting emissions ( at least 24% increase of the CO2-emissions from on- land transportation in Belgium between 1990 and 2020, 40 % in the OECD and 110 to 120 % world-wide!). The total external costs, including noise, traffic jams, accidents etc. amount to 250 billion euro, as compared to an added value of 290 billion euro. The report gives a short overview of the different power sources for transportation over land or by sea (internal combustion engines, electrical and hybrid systems) and their foreseeable evolution (in 2010, an increase from 25 to 30-40% for diesel cars, 5% “alternative” solutions, a sharp decrease in all emissions except CO2 ). For the hybrid systems different options are open, and their future evolution still looks uncertain; systems based on fuel cells using compressed hydrogen could be available in 2004 with 42% efficiency. In the short term (2010) hydrogen emerges as an attractive fuel, but only when it can be produced without CO2 -emissions; the final efficiency of hydrogen based systems in transportation remains very low; further analysis of the generation, storage, distribution and transformation of hydrogen is necessary. A last chapter focuses on the generation of electricity. The CO2 -emissions of the sector decreased by 29 % since 1980, notwithstanding a 67% increase of the production. The specific emissions (kg CO2 /kWh) are among the lowest in Europe. This is essentially due to the use of nuclear power. In 1999, 59,8 % of the production was from nuclear sources. The seven Belgian units have an excellent operational record. The government intends to close the units after 40 years in operation, commencing in 2015. 13,8 % was generated by coal; some of the coal stations are ageing and will be closed in the coming years. The use of natural gas in “classical” power plants is also decreasing (3,4 %), but the STAGs (STeam and Gas cycles), using high efficiency gas-turbine technology, take an increasing 16,5 % share in the generation. Other newcomers on the scene are the cogeneration units with 3,6%. The report discusses the available technologies for the coming 20 years: new nuclear reactors, safer and easier to build and operate, but facing public concern on safety, waste and proliferation; STAGs, with still higher efficiencies, but facing uncertain future gas prices and gas availability; modern coal units, (pulverised coal, gasification and fluidised bed units), facing high CO2 -emissions; renewable energy sources (wind, biomass, photovoltaic, hydro), facing their limited potential. The possible contribution by cogeneration and fuel cells is also discussed. For each technology the generation costs, including the “external” costs, are estimated. Nuclear plants emerge as the cheapest option followed by 2

STAGs. Coal units have higher total costs and wind turbines can only compete in the most favourable locations, but decreasing investment costs as a function of time are noted. If we ignore the external costs, nuclear stations are only marginally cheaper than STAGs that loose their competitive edge compared with coal units. Wind turbines (and all other renewables) are no longer competitive. In a last paragraph the possible evolution of the generation system and the impact of the nuclear phase-out in the context of the Kyoto-protocol are discussed. The document recommends the introduction of stimuli for renewable energy, e.g. green certificates and for “high quality” cogeneration. It warns that the respect of the Kyoto protocol looks impossible to reach in the event of nuclear phase-out. It is recommended to replace the older coal stations by STAGs but also emphasised that a complete phase out of coal would be risky for the security of supplies.

3

INLEIDING TOT HET RAPPORT

De openbare opinie interesseert zich opnieuw aan het energieprobleem. Werken bestemd voor een breed publiek worden aan het onderwerp gewijd. Algemeen informerende evenals wetenschappelijk vulgariserende tijdschriften handelen er over. Wetenschappelijke en technische studies hebben het als voorwerp. Het algemeen kader is dit van een duurzame ontwikkeling, waarbij een oplossing gevonden wordt voor de huidige noden zonder de mogelijkheden voor de toekomstige generaties om aan hun eigen behoeften te voldoen in gevaar te brengen (citaat uit het document van de Wereldcommissie van de Verenigde Naties voor Milieu en Ontwikkeling, met als titel: “Onze gemeenschappelijke toekomst”, 1987). Het begrip “duurzame ontwikkeling” wordt aangevuld door het voorzorgsbeginsel, geformuleerd door H. Jonas in 1979; het geeft te kennen dat men de eventueel vernietigende of onomkeerbare gevolgen van onze handelingen moet voorkomen. Het blijft een vaag begrip; bij zijn toepassing moet men als doel hebben de risico’s tot een minimum te herleiden, eerder dan de utopie van het zero risico na te streven. De energiebehoeften van de menselijke gemeenschap kenmerken zich door het verbruik van twee soorten energiebronnen: de fossiele brandstoffen (steenkool, petroleum, aardgas) en de “hernieuwbare” energieën (waterkracht, wind, zon, biomassa en geothermische energie). Een afzonderlijke plaats moet worden toegekend aan energie uit kernsplijting. Kernfusie valt buiten ons bestek, want zij komt niet in aanmerking voor praktische toepassing vóór het midden van de 21ste eeuw. Al weerspiegelen de huidige prijzen de zeldzaamheid van de energie niet, toch is het wenselijk dat elke burger zich bewust weze van het feit dat de niet hernieuwbare energiebronnen geleidelijk in belangr ijke mate zullen uitgeput raken. De energieproblematiek werd lange tijd vanuit louter technisch en economisch standpunt bestudeerd. De kostprijs van de energie werd bepaald zonder voldoende rekening te houden noch met milieueffecten noch met de invloed op het klimaat en dus op het peil van de oceanen, invloed die sinds een tiental jaren werd aangetoond. De waardering van de indirecte kosten (gezondheids-, milieu-, en klimaatseffecten) wordt bemoeilijkt door het feit dat zij gekoppeld is aan een inschatting van de gevoeligheid van het natuurlijk milieu. Het staat vast dat § in een eeuw tijd, het gehalte aan broeikasgassen gestegen is van 270 ppm (delen per miljoen) naar 368 ppm § in dezelfde tijdspanne, de gemiddelde temperatuur van de aarde toenam met 0,6 °C § de jaren negentig de warmste waren van de twintigste eeuw De wetenschap erkent vandaag de geleidelijke opwarming van het klimaat, gedeeltelijk te wijten aan menselijke activiteit. Alle modellen voorspellen dit. Het probleem is echter zo complex dat de onzekerheidsmarge voor de voorspelling van de stijging van de gemiddelde temperatuur gedurende de 21ste eeuw groot blijft (1,5 tot 5,8 °C). De laagste waarde veronderstelt drastische maatregelen inzake de toename van de lozingen van broeikasgassen. De hoogste waarde heeft betrekking op een model waar de lozingen blijven stijgen aan het huidig tempo en het klimaat hevig reageert. 4

Deze vooruitzichten vindt men terug in het rapport dat in oktober 2001 te Londen werd goedgekeurd door de voltallige vergadering van de intergouvernementele groep betreffende de evolutie van het klimaat, opgericht door de WMO (World Meteorological Organization) en de UNEP (United Nations Environment Programme). Volgens dit rapport, “moeten de bewindvoerders zich rekenschap geven van het feit dat, welke maatregelen zij ook mogen treffen in de komende tien, vijftig of honderd jaar, de huidige wijzigingen in het klimaatsysteem zoals de stijging van het zeepeil en het wegsmelten van de ijskappen, zeer moeilijk omkeerbaar zullen zijn”. Het tot uitvoering brengen van het Protocol van Kyoto is slechts een eerste onvermijdelijke stap op een lange weg. Dit protocol, dat enkel en alleen emissieverminderingen oplegt aan de geïndustrialiseerde landen, werd -zoals bekend- opgezegd door de Verenigde Staten. Een eindakkoord is absoluut noodzakelijk maar moeilijk, want de vervaldag van wat op het spel staat situeert zich in de verre toekomst, in elk geval verder dan de verkiezingsvervaldagen. De tekst die, met inbegrip van de Verenigde Staten, in Londen werd goedgekeurd, heeft voortaan een UNO-draagkracht, maar geen enkel automatisme garandeert het in aanmerking nemen door de politieke bewindvoerders. Het overgrote deel van de lozingen van broeikasgassen vindt zijn oorsprong in de aanwending van fossie le brandstoffen. De vraag die door BACAS, als gevolg van een vergadering van Euro-CASE op 17 en 18 mei 2001 te Zürich, aan de werkgroep werd gesteld is duidelijk en kadert in een visie van duurzame ontwikkeling: hoe het verbruik van fossiele brandstoffen, dus de CO2 -lozingen, drastisch verminderen.Daarbij komt het aspect van de energiereserves en de zekerheid van bevoorrading. De analyse beperkt zich tot België. Vertrekbasis is een diagram van de energiestromen (zie bijgevoegd diagram), ontleend aan het document “Effet de serre. Consommation d’énergie. Une même équation”, uitgegeven door de Koning Boudewijn Stichting. Het werd opgesteld door het “Institut Wallon du Développement Economique et Social et d’Aménagement du Territoire”. Dit document is weliswaar opgesteld voor het jaar 1990, maar onze analyse gebruikt geactualiseerde cijfers. Het diagram geeft de bevoorrading weer inzake primaire energie (links), de transformatie ervan in drie processen (cokesfabrieken en hoogovens, elektrische centrales, raffinaderijen voor petroleumproducten) en vervolgens het finaal verbruik door drie sectoren (in volgorde van belangrijkheid): de industrie, de huishoudelijke sector, het transport. De werkgroep heeft de productie van elektrische energie, die voor haar nucleair aandeel geen CO2 loost, afzonderlijk behandeld. Het voorgesteld rapport omvat dus de samenvatting van vier meer uitgebreide texten, respectievelijk gewijd aan de industrie, aan de huishoudelijke sector, aan het transport en aan de elektriciteitsproductie. Elke sector werd onderzocht door een rapporteur en besproken in de werkgroep, die voor elke sector aanbevelingen formuleerde die door de volledige groep gedragen worden. Deze aanbevelingen werden samengevoegd en volgen op deze samenvattingen.

5

6

De samenstelling van de werkgroep, ingedeeld volgens zijn componenten, CAPAS en CAWET, is als volgt: §

Voorzitter : Baron Jaumotte

§

Leden, vertegenwoordigers van CAPAS: L. Bolle, J. Fraix J.F. Guilmot, . P. Hatry P. Kinet P. Klees P. Tonon J.J. Van de Berg Secretaris: L. Bindler,

§

Leden, vertegenwoordigers van CAWET: R. Belmans P. Decraemer W. Dhaeseleer Ch. Hirsch G. Maggetto, S. Ulens F. Vanmassenhove J. Van Mierlo Secretaris: J. Kretzschmar

§

Uitgenodigd lid: Ph. Bourdeau

De werkgroep had als doelstelling een doordacht collectief antwoord te geven op één vraag: “Hoe het gebruik van fossiele brandstof, en bijgevolg de CO2-lozingen, verminderen in een optiek van duurzame ontwikkeling.” Moge de politieke wereld in dit rapport elementen vinden voor actie in het institutionele kader. Dit document geeft een Executive Summary weer. De volledige tekst van de vier hoofdstukken die respectievelijk de industrie, de huishoudelijke sector, het transport en de productie van elektriciteit behandelen zullen door BACAS onder de vorm van een afzonderlijke publicatie worden uitgegeven.

7

1. INDUSTRIE Lozing van broeikasgassen: energieverbruik en brandstoffen

1.1 Eindenergieverbruik Een eerste bron van CO2 -lozingen spruit voort uit het gebruik van fossiele brandstoffen door de industrie. In 1999 bedroeg het totaal eindenergieverbruik van het land 43,3 Mtpe (miljoen ton petroleumequivalent). De industrie verbruikte in 1999 13,2 Mtpe/jaar, iets meer dan 30 % van het eindenergieverbruik van het land; hierbij situeert zij zich tussen de sector “ Huishoudelijk en equivalenten” (35 %) en de transportsector (22%). Het niet-energetisch gebruik, voornamelijk door de industrie, zonder productie van CO2 , vertegenwoordigt iets minder dan 13 %. 1.2 Evolutie van het industrieel energieverbruik tussen 1990 en 1999 Het aandeel van de industrie in het eindenergieverbruik van het land daalde tussen 1990 referentiejaar voor het protocol van Kyoto - en 1999 van 35 naar 30,5 %. In absolute termen stijgt het verbruik evenwel van 12,2 tot 13,2 Mtpe/jaar. Deze toename ligt lager dan de gemiddelde stijging voor het land (van 35 naar 43,3 Mtpe/jaar, +24 %); deze toename is te wijten aan de stijging in de huishoudelijke sector (van 12 naar 15,2 Mtpe/jaar, +27 %) en in de transportsector (van 7,7 naar 9,6 Mtpe/jaar, +24%) Na de sluiting van de binnenlandse steenkoolmijnen en onder druk van de lozingsbeperkingen is het aandeel van de vaste brandstoffen teruggelopen van 31 naar 24 %, nl. van 3,8 naar 3,2 Mtpe/jaar. In de industrie worden ze praktisch uitsluitend nog gebruikt in de staalnijverheid (85 %) en in de industrie van de minerale niet- metallische producten (9%) voor specifieke toepassingen. Het gebruik van vloeibare brandstoffen nam eveneens af van 1,6 naar 1,3 Mtpe/jaar (van 13 naar 10 %), als gevolg van de concurrentie door aardgas, dat van 4,2 naar 5,5 Mtpe/jaar steeg (van 34 naar 42 %). Het gebruik van elektrische energie steeg van 2,6 naar 3,2 Mtpe (van 21 naar 25 %).

De CO2-lozingen van de elektriciteitssector zijn gering niettegenstaande de hoge kwaliteit van deze energie; zij bedragen ongeveer 0,27 kg CO2 /kWh of 3,14 t CO2 /tpe. Op te merken valt dat deze lozingen in de statistieken aan de elektriciteitssector toegewezen zijn en niet aan de eindverbruikers. De door verbrandingsprocessen voortgebrachte hoeveelheid CO2 varieert van een maximum van 4,5 à 5 t CO2 /tpe voor de vaste brandstoffen naar minder dan 3 t CO2 /tpe voor gassen met hoog methaangehalte; de vloeibare brandstoffen situeren zich daartussenin, met 3,1 à 3,4 t CO2 /tpe. De combinatie van deze specifieke emissiefactoren voor CO2 met de in de vorige paragraaf geciteerde evolutie naar brandstoffen met lager koolstofgehalte heeft ertoe geleid dat de CO2 emissies door de industrie gedurende het laatste decennium stabiel gebleven zijn.

8

1.3 Evolutie per industrietak De evolutie binnen de 12 industrietakken vertoont een meer uiteenlopend beeld. Deze verscheidenheid wordt aangetoond door de analyse van de drie grootste verbruikers in 1999: de staalnijverheid (4,7 Mtpe/jaar, 35 % van de sector), de scheikunde (3,2 Mtpe/jaar, 24 %) en de niet- metallische delfstoffen (1,2 Mtpe, 9 %). IJzer en staal Het globaal energetisch verbruik van 4,7 Mtpe/jaar in 1999 ve rtoont een daling met 7 % t.o.v. 1990 en van 26 % t.o.v. 1979. Dit is het gevolg van energiebesparende maatregelen en rationalisatie der productiecapaciteiten. In tegenstelling met het geheel van de industrie nam het verbruik van elektrische energie amper toe en bleef het verbruik van vaste brandstoffen stabiel; de besparingen betroffen in de eerste plaats de gasvormige brandstoffen en de petroleumproducten. Dit vloeit voort uit de blijvende aanwending van hoogovens in de Belgische staalindustrie; hierin wordt het ijzeroxide gereduceerd met behulp van cokes. De recyclage met elektro-ovens van schroot - iets meer dan 50 % hiervan kan gerecycleerd worden - gebeurt in het buitenland; hierbij bespaart men 3/4 van de in België benodigde energie. Specifieke emissies per ton staal of per inwoner gaan vergelijken tussen verschillende landen heeft dus geen zin wanneer men geen rekening houdt met het verschil in productietechnieken en de uitwisselingen tussen landen of regio’s. Chemie Het globaal energieverbruik va n 3,2 Mtpe/jaar ligt 32 % hoger t.o.v. 1990 en 75 % t.o.v. 1979. Dit is het gevolg van de uitbreiding en betere utilisatie van de productiecapaciteiten in de scheikundige en farmaceutische nijverheid, meer in het bijzonder inzake stoomkrakers, ammoniak en kunststoffen. Volgens de door FEDICHEM gepubliceerde productieindex steeg de productie met 43 % t.o.v. 1990 en verdubbelde zij t.o.v. 1979. Men stelt vast dat de productiestijging de toename van het energieverbruik overtreft: er doet zich een verschuiving voor naar minder energie-intensieve producten en een verbetering van het specifieke energieverbruik (wat dit laatste betreft, verbeterde de FEDICHEM index met 5 % t.o.v. 1990 en met 34 % t.o.v. van 1979). De energiebesparingen door een meer rationele aanwending zijn gedeeltelijk tenietgedaan door de stijgende belangstelling voor twee andere ecologische bekommernissen: enerzijds namen de activiteiten inzake afvalophaling en - verwerking toe, samen met het hieraan gekoppelde energieverbruik; anderzijds heeft het protocol van Montreal geleid tot de eliminatie van de CFC’s (welke niet opgenomen werden in de referenties van het Kyoto-protocol) en tot de vervanging ervan door minder vervuilende, maar minder efficiënte producten. Niet-metaalhoudende mineralen Het globaal energieverbruik van 1,2 Mtpe/jaar in 1999 daalde met 17 % t.o.v. 1990 en met 46 % t.o.v. 1979. De vermindering betreft hoofdzakelijk de vaste brandstoffen, de grootste bron van CO2-lozingen per ton petroleumequivalent. Zolang er zich geen belangrijke capaciteitsuitbreidingen voordoen, kent deze bedrijfstak dus geen problemen inzake beperking van de CO2 lozingen. Drie andere bedrijfstakken bevinden zich in dezelfde situatie (extractieve nijverheid, machines en, in mindere mate, de non- ferro metalen).

9

1.4 Verbeteringspotentieel Gekende technieken laten toe energiebesparingen te realiseren gaande van 10 tot 30 % van het “eigenlijk” energieverbruik (dit begrip wordt besproken in § 1.6): • meer efficiënte uitrustingen (transformatoren, motoren, pompen, turbines, compressoren, ovens…) • verhoogde isolatie, verminderde wrijving • aangepast onderhoud • verbeterde procescontrole, modelisering, robotisering • optimisatie van de layout • aanwending van de BAT (Best Available Technology) • warmterecuperatie • gemeenschappelijk gebruik van energiebronnen: “Pinch”-analyse (per procédé en tussen procédés), gelijktijdige productie van elektriciteit en warmte (co- generatie), en daarenboven van koude (tri- generatie), energetische valorisatie van bijproducten, gemeenschappelijke reserves…. Een studie door de “Académie Suisse des Sciences Techniques” raamt dat, over een tijdsspanne van 30 jaar, een besparing van 20 % van het 1990-verbruik kan gerealiseerd worden, en dit niettegenstaande een groei van 60 %. Hierbij moet opgemerkt worden dat het productie- en verbruiksprofiel beduidend verschillend zijn van de Be lgische situatie. 1.5 Voorwaarden voor de verwezenlijking van de besparingen De mogelijke verbeteringen vereisen investeringen die soms zeer hoog kunnen oplopen, bij voorbeeld wanneer men van technologie verandert of energiebronnen gemeenschappelijk wil maken voor verschillende gebruikers (in tegenstelling met elektriciteit, laten warmte en koude zich niet gemakkelijk vervoeren; het gemeenschappelijk maken van de energiebron kan leiden tot delocalisatie van productie-eenheden). De investeringen moeten rendabel zijn, sociaal aanvaardbaar en bespreekbaar voor alle partijen wanneer meerdere maatschappijen betrokken zijn; tenslotte moeten zij vergund kunnen wo rden. Daarenboven moeten industriële activiteiten over de nodige tijd en middelen beschikken evenals een aanvaardbare risico-horizon hebben. De rendabiliteit van vervangingsinvesteringen stijgt met de graad van afschrijving van de oude installaties, maar blijft in het algemeen gering. De opeenvolgende petroleumschokken sedert 1973 lagen aan de basis van heel wat verbeteringen die gerechtvaardigd werden door de hoge energieprijzen. Uitbreidingen met of zonder delocalisatie laten gemakkelijker moderniseringen toe. Men komt tot de paradoxale vaststelling dat het Rationeel Energiegebruik (REG) bevoordeligd wordt door de groei en het samenbrengen op een enkele vestiging van energieverbruikende activiteiten. Ook vloeit hieruit voort dat het zeer moeilijk is voor een beperkt territorium zoals een regio of zelfs een land, enerzijds een industriële activiteit, waarvan de prestaties verbeterden dank zij rationeel energiegebruik, te behouden en te ontwikkelen, en anderzijds het Kyoto-protocol na te leven; dit protocol houdt immers geen rekening met commerciële uitwisselingen. Wanneer de prijzen bepaald worden door de internationale markten, hetzij op Europees of op wereldvlak - wat meestal het geval is voor de verwerkende nijverheid en vooral voor de zware industrie, met uitzondering van plaatselijke diensten -, dan is het onmogelijk een eenzijdige kostenverhogingen te verhalen op het cliënteel; de middelen die beschikbaar zijn voor de groei (en voor REG!) of zelfs voor de instandhouding van de activiteit worden hierdoor beperkt.

10

1.6 Juiste visie op de CO2 –emissies Een grondige oppuntstelling van het statistisch materiaal werd aangevat en moet voortgezet worden. Spijtig genoeg is de referentie 1990 weinig precies. CO2 wordt voortgebracht door de verbranding voor “energetische” doeleinden van stoffen die min of meer koolstof bevatten. Voor de industrie betreft het hier in 1999 13,2 Mtpe/jaar en voor het land 43,3 Mtpe/jaar. De niet-energetische toepassingen, zonder verbranding en dus zonder CO2 -productie, bedroegen in 1999 5,3 Mtpe/jaar, iets minder dan 13 % van het totaal Belgisch verbruik; dit betekent een stijging met 76 % t.o.v. 1979 (en ook t.o.v. 1990, maar de betrouwbaarheid van dit cijfer is twijfelachtig). In dergelijke toepassingen worden de brandstoffen hoofdzakelijk als grondstof gebruikt voor de scheikundige industrie; men vindt ze terug in de afgewerkte producten. Het is zinloos dit gebruik te willen verminderen met het oog op een vermindering van de CO2 -emissies. Een dergelijke vermindering - op enkele percenten door eventuele rendements-verhoging na komt er in de praktijk op neer de productie te beperken. Andere - energetische - gebruiken kunnen eveneens niet verminderd worden zonder productiebeperkingen. De reductie van ijzeroxide met cokes en CO genereert 1,2 t CO2 /t ijzer en dit in stochiometrische verhoudingen. Voor een gegeven productie van ijzer, vertrekkende van erts, kan men slechts invloed uitoefenen op de 0,5 t CO2 /t ijzer die bijkomend geproduceerd worden, t.t.z. minder dan 1/3 van het totaal verbruik. Hetzelfde doet zich voor met het elektriciteitsverbruik in elektrolysetoepassingen. Volgens de wet van Faraday kan alleen een betere benadering van de omkeerbare spanning leiden tot energiebesparingen. Hetzelfde geldt voor alle scheidings- en zuiveringsprocédés. De hierbij horende entropievermindering van het systeem vereist, volgens de tweede hoofdwet van de thermodynamica, een hoeveelheid energie die onmogelijk kan uitgeschakeld worden. Al deze effecten kunnen - mits een grondige kennis van de procédés - per maatschappij berekend worden; het is evenwel duidelijk dat dit erg complex is. Er wordt evenwel gewerkt aan vergelijkende statistieken (benchmarking); deze laten toe globaal, zonder ingewikkelde berekeningen, het besparingspotentieel te becijferen. Het gebruik ervan veronderstelt evenwel een goede kennis van de bedrijfstak en de gebruikte procédés. De correcte visie op de verbruiken wordt evenwel bemoeilijkt door de aankopen, verkopen en uitwisselingen van energiehoudende producten; het energieverbruik en de bijhorende CO2 productie wordt meestal aan de producent ervan aangerekend en niet doorgerekend aan de verbruiker of koper. Het gaat hier bij voorbeeld over warme of koude fluida, actieve producten (oxiderende en reducerende stoffen, zuren etc). De aankoop van elektriciteit en warmte, bij voorbeeld geproduceerd in een cogeneratie-eenheid, wordt de koper niet aangerekend wat CO2 emissies betreft; wanneer eenzelfde hoeveelheid autonoom zou geproduceerd worden, zou dit wel het geval zijn. Wanneer het afvalgas van hoogovens doorverkocht wordt aan een elektriciteitsmaatschappij, eerder dan het zelf te verwerken, worden de uit de verbranding voortvloeiende lozingen ook niet aan de staalproductie aangerekend, ook al is hun CO2-inhoud groot. De aankoop van dichloorethaan voor de productie van VC-PVC vermijdt het verbruik veroorzaakt door de chloorproductie enz. Een ander aspect betreft de levensduur van het product en tenslotte ook de mogelijkheden voor recyclage en eliminatie. Wanneer men de volledige levensloop en de uiteindelijke verwerking in de analyse betrekt, kunnen sterkere of lichtere producten beter scoren inzake emissie van broeikasgassen, en dit in tegenstelling met wat men alleen maar uit het productieproces zou kunnen afleiden.

11

Ook het transport mag niet uit het oog verloren worden. Enerzijds wordt het transport “in onderaanneming” ingedeeld in de sector “Transport”, in tegenstelling met het energieverbruik van een transportvloot in eigen beheer; dit vervalst de vergelijkingen. Anderzijds is het oogverblinding zuiver formele energiebesparingen in rekening te brengen die b.v. ontstaan wanneer men, weliswaar ten koste van supplementair vervoer, producten met hoge energieinhoud invoert waarvan het energieverbruik niet in de statistieken verschijnt. Men kan zich tenslotte afvragen waarom de CO2 -productie toegerekend wordt aan intermediaire processen zoals de industriële productie of de elektriciteitsproductie; het ware logischer dat men ze zou terugvinden, zoals de BTW, bij de eindverbruiker. Bij voorbeeld, de emissie van broeikasgassen veroorzaakt door de productie van meststoffen kan, binnen de tak scheikunde, slechts geanalyseerd worden door vergelijking van productieprocédés; in werkelijkheid zou men op de eerste plaats het gebruik in de landbouw moeten bekijken en de verschillende wijzen waarop aan landbouw gedaan wordt. 1.7 Besluit Indien men de lozing van broeikasgassen werkelijk wil verminderen, is het onontbeerlijk een geïntegreerde visie op te bouwen van het energiegebruik door de verschillende actoren, vanaf de ontginning der grondstoffen tot de finale verwerking der producten; hierbij moet rekening worden gehouden met de levensduur van het product, het transport en de commerciële uitwisselingen. Deze geïntegreerde visie vereist een daadwerkelijke medewerking van de diverse actoren, waaronder zonder twijfel de vertegenwoordigers van de ind ustrietakken en bepaalde leden ervan. Wil men resultaten bekomen, dan moeten nauwkeurige programma’s opgesteld worden die kaderen in een lange-termijn visie en die rekening houden met de vereiste middelen. Het behoud van de competitiviteit is hierbij essentieel. De beperkte uitgestrektheid van het land, en meer nog van de regio’s, maakt het moeilijk significante objectieven vast te leggen per activiteit of per geografisch gebied; hetzelfde geldt voor de deelname aan internationale akkoorden, die geen rekening houden met commerciële uitwisselingen.

2. HUISHOUDELIJK SECTOR 2.1 Evolutie van het verbruik in de huishoudelijke sector Het energieverbruik van de huishoudelijke sector - die het residentieel, het tertiair en het landbouwverbruik omvat - bedroeg in 1998 38 % van het finaal energieverbruik van het land; in 1985, een jaar met veel mildere temperaturen bedroeg dit nog 42 %. Sinds 1985 stijgt het energieverbruik van deze sector gemiddeld met 0,9 % per jaar; gedurende de jaren negentig was dit stijgingspercentage merkelijk hoger, nl. 2,2 % per jaar, en dit bij vergelijkbare klimatologische omstandigheden. Deze stijging moet in verband gebracht worden met de gestadige toename van de specifieke toepassingen (huishoudapparaten, informatica en telecommunicatie, kookfornuizen) en de verhoging van de levensstandaard (ontwikkeling van de centrale verwarming en toename van de gemiddelde afmetingen van de woningen). In het domein van de bouw hebben de technieken die gepaard gaan met een efficiënter energiegebruik de laatste 20 jaar maar langzaam ingang gevonden; het nog beschikbaar besparingspotentieel is enorm. Nochtans hebben nie uwe bouwtechnieken, materialen en uitrustingen zich snel ontwikkeld en hebben een brede waaier van toepassingen op gebied van rationeel energiegebruik in gebouwen mogelijk gemaakt. Maar 12

vermits de nieuwbouw elk jaar maar een klein percentage van het totaal aantal bestaande woningen uitmaakt, is het van essentieel belang dat deze technologieën ook in de bestaande woningen zouden toegepast worden. De renovatie van een woning biedt een uitstekende gelegenheid om de technieken voor rationeel energiegebruik ingang te doen vinden. Sedert 1990 steeg het eindenergiegebruik van de huishoudelijke sector met 21 %; wil men deze toename inperken, dan moet werk gemaakt worden van een dergelijke renovatiepolitiek. Overigens blijkt uit de statistieken dat het verbruik in de residentiële sector sedert 1990 met 14 % en in de tertiaire sector met liefst 43%! 2.2 Evolutie van het verbruik per brandstofsoort Wanneer men de verdeling van het energieverbruik over de verschillende types brandstof bekijkt, valt het op dat de vaste brandstoffen bijna volledig verdwenen zijn; het verbruik ervan daalde sinds 1985 met 83% en zij vertegenwoordigen vandaag maar 1,4% van het verbruik van de sector. De vraag naar petroleumproducten liep ook lichtjes terug tussen 1985 en 1990; de belangrijke schommelingen die men in het verbruik ervan vaststelt sedert 1990 (met een minimum van 5,2 Mtpe in 1990 en een maximum van 7,1 Mtpe in 1996) zijn hoofdzakelijk te wijten aan klimaatschommelingen. De petroleumproducten vertegenwoordigen nog 42% van de totale vraag van de sector; hun aandeel is daarmee hetzelfde als in 1985. Aardgas en elektriciteit verhoogden hun marktaandeel lichtjes en nemen nu respectievelijk 34 en 21% voor hun rekening, t.o.v. respectievelijk 32 en 15% in 1985. Sedert 1990 stijgt het aardgasverbruik gemiddeld met 3,4% per jaar; het marktaandeel ervan stijgt ten nadele van gasolie voor verwarming en de vaste brandstoffen. In de residentiële sector stijgt het aardgasverbruik sinds 1990 gemiddeld met 3,1 % per jaar en in de tertiaire sector met 4,2%. Deze groei is het gevolg van het verhoogd marktaandeel en van de toename van de te verwarmen oppervlakten, maar er moet ook rekening gehouden worden met gedragswijzigingen bij de verbruikers! De relatief lage energieprijzen die we sinds de tweede helft van de jaren 80 kenden, hebben de investeringsbeslissingen bij de verbruikers beïnvloed inzake uitrustingen voor rationeel energiegebruik en isolatie evenals controle en regeling; terzelfdertijd verminderde de oplettendheid van de gebruikers bij de controle van de temperatuur. De vraag naar elektriciteit steeg gedurende de tweede helft van de jaren 80 met gemiddeld 4% per jaar, 33% sneller dan het Bruto Binnenlands Product; maar sinds 1990 stijgt ze gemiddeld met 3,4 %, tweemaal vlugger dan het BBP. Het aandeel van de afstandsverwarming en va n de hernieuwbare energiebronnen bleef verwaarloosbaar gedurende de beschouwde periode. 2.3 Evolutie van de energieintensiteit De meting van de evolutie van de energieintensiteit in de huishoudelijke sector wordt bemoeilijkt door het feit dat de klassieke indicatoren, die meestal refereren naar het BBP, er toe le iden commerciële activiteiten die integraal deel uitmaken van het BBP (tertiaire sector) samen te brengen met niet-commerciële activiteiten (huishoudelijke sector sensu stricto, residentiële sector). Ook de impact van de klimatologische omstandigheden bemoeilijkt de analyse, te meer dat er op Europees niveau geen statistieken bestaan van voor klimaatschommelingen gecorrigeerde verbruiken. De klassieke indicator die de volledige sector omvat, vertoont een verbetering van de energieintensiteit met 17% t.o.v. 1985; maar als men de weersomstandigheden vergelijkt, dan stelt men vast dat de verwarmingsbehoeften in 1999 16% lager lagen dan in 1985. Verbetert men de totale energievraag rekening houdend met de gemiddelde klimaatomstandigheden, dan stelt men vast dat de op die wijze herberekende energieintensiteit slechts marginaal daalde sinds 1985. Men kan er uit afleiden dat de groei van de sector, de toename van het niveau van comfort en de geringere aandacht voor rationeel energiegebruik omwille van de lage energiekost, de technologische verbeteringen die sinds 1985 op de markt kwamen geneutraliseerd hebben. De toename met 0,6% per jaar van het verbruik per inwoner bevestigt deze indruk. 13

2.4 Besluit

Context

Voorwaarden voor beheersing van het verbruik

-daling van de energieprijzen

-lage kost van de voorgestelde maatregelen

-stijging van het verbruik

-betrokkenheid van de overheid -inachtname van de externe kosten

Een der voornaamste besluiten uit de analyse van de statistieken van het energieverbruik in de “huishoudelijke” sector is de vaststelling dat de daling van de energieprijzen, na 1985, samenvalt met een merkbare stijging van brandstof- en elektriciteitsverbruik; dit verschijnsel is des te opmerkelijk wanneer de jaarlijkse verbruiken herleid worden naar standaard weeromstandigheden. Deze toename is de verbruikers niet opgevallen omdat de daling van de energieprijzen en de opeenvolgende zachte winters geleid hebben tot een vermindering van de energiefactuur voor de eindgebruiker. Wellicht is dit een der belangrijkste redenen voor de stijging van het verbruik; toch moet men rekening houden met andere factoren: § § § §

de toename van het aantal woningen en de vermindering van het aantal bewoners per woning (eenoudergezinnen, vermindering van het aantal bewoners per huishouden); een grotere energieintensiteit van de woningen en van de gebouwen van de tertiaire sector (nieuwe elektrische toestellen, airconditioning, informatisering waarvan het aandeel steeds blijft toenemen…); de stijging van de inkomens met als corollarium de stijging van het gewenste comfort; de toename van de gemiddelde oppervlakten, zowel van de woningen als in de tertiaire sector.

Daarbij komt dat, met het oog op de aangekondigde vrijmaking van de markten voor elektriciteit en gas, men zich de vraag kan stellen in hoeverre een energiepolitiek waarin men tracht de vraag naar elektriciteit te beïnvloeden (lees te verminderen), nog toepasselijk is in een markt waarin de energieprijzen vrij gemaakt worden. Inderdaad, op het einde van dit decennium zullen de kleine verbruikers (zowel de huisho udens als de klanten van de tertiaire sector), hun energieleverancier kunnen kiezen; energie zal aangeboden worden aan prijzen onderhevig aan concurrentie. Met dit voor ogen is het risico groot dat de verbruiker niet investeert in toestellen met grotere energie-efficiëntie. Wanneer het aandeel van de energieuitgaven daalt, zowel in het huishoud- als in het ondernemingsbudget, zijn de verbruikers minder geneigd om te investeren in rationeel energiegebruik. Toch blijft het noodzakelijk de vraag bij te sturen : het blijft mogelijk de vraag te verminderen indien de verschillende actoren zich bewust zijn van de inzet en zij elk op hun niveau de nodige maatregelen nemen. De drie belangrijkste actoren zijn de overheid, de energieleveranciers en de eindverbruiker, zowel de huishoudens als de bedrijven in de tertiaire sector. 14

3. TRANSPORT Noodzaak en Beperkingen van de Evolutie van het Transport in het eerste kwart van de 21e eeuw

3.1 Enkele feiten met betrekking tot het personen- en goederenvervoer Als startpunt voor deze reis in de toekomst van het transport is het nodig enkele feiten met betrekking tot het personen- en goederentransport te verduidelijken. 3.1.1 Werkgelegenheid - Economie De Europese transportindustrie is een belangrijke economische sector. Ze is één van de drie belangrijkste werkgevers. Er worden 14 miljoen mensen of 10% van de actieve bevolking tewerkgesteld, waarvan 6 miljoen in activiteiten verbonden aan transportdiensten, 2 miljoen in de sector van transportuitrusting en meer dan 6 miljoen bij activiteiten verbonden aan transport. 14% van de huishoudelijke inkomsten wordt besteed aan transport. De modale opsplitsing van personenvervoer uitgedrukt in aantal passagiers vermenigvuldigd met het aantal kilometers (p.km) is als volgt: 79% met de auto, 8% met de autobus, 7% met het vliegtuig, 6% per trein en minder dan 1% met de tram of metro. Voor het goederenvervoer heeft men volgende modale opsplitsing (uitgedrukt in ton.km): 43% langs de weg, 41% over de zee, 9% via het spoor, 4% langs de binnenvaart en 3% via pijpleidingen. 3.1.2 Toename De voorziene toename van nu tot in 2010 van het Europees personenvervoer bedraagt 19%, waarvan een toename van 16% in het wegvervoer en 90% toename in het luchtvervoer. Voor het goederenvervoer wordt een globale toename van 38% verwacht, waarvan een toename van 50% in het vervoer via de weg en 34% in het maritiem transport. Voor België betekent deze groei een toename vertrekkende van 4,56 miljoen wagens in 2000 tot 5,22 miljoen in 2010 en 5,53 miljoen in 2020. Meer zorgwekkend is de mondiale toename van het aantal voertuigen. Tegen 2030 zullen er evenveel wagens zijn in de OESO-landen als in de rest van de wereld (elk 800 miljoen), hetgeen een toename van 100% (verdubbeling) betekent ten opzichte van de huidige situatie. In de OESO-zone behoudt men dus nog een lange tijd de jaarlijkse voorziene procentuele toename van 2%. 3.1.3 Energie Het energetisch rendement van de verschillende transportmiddelen varieert sterk. Dit is het gevolg van de thermodynamische wetten, maar ook van de technologie van de gebruikte aandrijfsystemen en van het vermogenniveau waar men zich bevindt. Het laat velen onverschillig (zelfs vandaag nog) dat het energetisch rendement van een voertuig lager is dan 15% in een stedelijke omgeving (80% van de voertuigen verplaatsen zich voornamelijk in de stad). Nochtans wil dit zeggen dat van de 50 liter brandstof er minder dan 7,5 liter gebruikt wordt om te rijden en dat de overige 42,5 liter wordt omgezet in warmte. In de lijst van huidige brandstoffen scoort diesel het beste gevolgd door benzine en de gasvormige brandstoffen (aardgas en LPG).

15

Bij de evaluatie van het energieverbruik dient men voorzichtig te zijn: een leeg transportmiddel is volledig nutteloos; zodoende dient men zijn doeltreffendheid te evalueren in verhouding tot de functie die het vervult namelijk het verplaatsen van goederen of personen. Met een gemiddelde bezettingsgraad van 35% voor de wagen (1,4 personen), 40% tot 70% voor de trein, 60% voor interstedelijke bussen en eveneens 60% voor binnenlandse vluchten, bekomt men volgend resultaat: - de trein heeft een primair energieverbruik per persoon van 15 tot 50% ten opzichte van de wagen; - de interstedelijke bus, relatief gezien lichter dan de trein, kan zich situeren op 70% van het energieverbruik van de trein en op 42% van dat van de wagen; - het vliegtuig situeert zich op 60% van de wagen, maar op 300% van de sneltrein (maar niet aan grote snelheid); maar hier speelt de factor “tijd” een belangrijke rol; - in de stad situeert de metro zich gemakkelijk onder de 50% ten opzichte van de wagen. Voor het goederenvervoer spelen massa en volume een rol: - voor binnenlands transport kan de boot zich situeren op het dubbele van de spoorweg tengevolge van zijn dieselaandrijving; - de spoorweg plaatst zich op 40 tot 55% ten opzichte van het transport via de weg. Onafhankelijk van het beschouwde voorbeeld moet men steeds het energieverbruik beschouwen van het geheel aan transportmiddelen die gebruikt werden tussen de oorsprong en de uiteindelijke bestemming. Bij de economische appreciatie van het traject is de tijdsduur natuurlijk ook een belangrijke factor. De geciteerde cijfers zijn indicatief daar ze gebonden zijn aan een geheel van typische trajecten. Ze tonen voornamelijk de noodzaak om verplaatsingen te analyseren per categorie en om het mogelijk energetisch voordeel van de verschillende transportmodi te bestuderen. Het energetisch voordeel van het spoor (tram en metro) is geen toeval. Het is het resultaat van de combinatie van twee factoren: de transportcapaciteit en het gebruik van elektrische energie. Het transport over zeer lange afstanden (meer dan 2000 km) dient op een andere manier te worden geanalyseerd daar de middelen die gebruikt worden afhankelijk zijn van het getransporteerde object. Van de handel buiten de EU neemt het maritiem vervoer 90% van de goederen (in volume) voor zijn rekening en binnen de EU 40%. Om te besluiten is het evident te stellen dat het gebruik van energie in de huidige transportsector niet in overeenstemming is met de notie van rationeel energiegebruik (REG). 3.1.4 Emissies Alle lokale emissies samen bepalen uiteindelijk de milieutoestand van de planeet. Sommige hiervan (afkomstig van het vervoer, de energieproduktie, de industrie,...) kunnen beheerst worden, andere (afkomstig van vulkanen, zonnestraling,;.) helemaal niet. De reductie van de bijdrage van het vervoer aan de luchtvervuiling kan slechts gebeuren door middel van lokale en regionale acties, waarvan het succes zal afhangen van de sensibilisatie van de betrokken bevolkingsgroepen. De geleidelijke invoering van de emissierichtlijnen Euro I, Euro II, Euro III, Euro IV (2004) en Euro V (zware voertuigen 2005) laat de beheersing toe van CO-, NOX-, koolwaterstof- en stofemissies. Niettegenstaande de voorziene toename van het aantal auto’s zullen deze emissies in hun geheel gevoelig dalen. Dit geldt voor België, de EU en het geheel van de OESO- landen. Voor de rest van de wereld is er een gevoelige groei voorzien, zodat de globale emissies met 45 tot 55% zullen stijgen.

16

Een gelijkaardige emissiebeheersing kan en moet verwezenlijkt worden voor de elektriciteitsproduktie, die eveneens een rol speelt in het vervoer. Treinen, trams, metrostellen en trolleybussen worden immers reeds elektrisch aangedreven. Voor CO2 is de toestand helemaal anders: de CO2 -emissie is immers rechtstreeks afhankelijk van de totale hoeveelheid reizigerskilometer voor het personenvervoer en tonkilometer voor het goederenvervoer. Het rendement van de thermische motoren zal nog enigszins verbeteren gedurende de komende tien jaar, maar het is inherent beperkt door de wetten van de fysica en zal een asymptotische waarde benaderen. Enige winsten kunnen eveneens gemaakt worden door de gewichtsvermindering en de vormgeving van de voertuigen, maar daar zijn de mogelijkheden ook bijna uitgeput. Wat er ook van zij, het is opvallend vast te stellen dat een gemiddelde auto per jaar 4 tot 5 ton CO2 uitstoot, hetzij vier tot vijfmaal zijn eigen gewicht! Volgens een IFEU(Institut für Energieund Umweltforschung Heidelberg)-studie zal in België de CO2 -uitstoot met minimum 6 tot 10% toenemen tussen 2000 en 2020, hetgeen een jaarlijkse groei betekent van 0,3% tot 0,55%. Dit houdt rekening met zowel de verbeterde prestaties van de voertuigen als met het groeiend aantal gereden kilometers. Indien men 1990 als referentie neemt bedraagt de jaarlijkse CO2 -toename 1,7% tussen 1990 en 2000 en 0,86% tussen 2000 en 2020. Indien men de analyse uitvoert voor de OESO is zelfs een totale stijging van 40% te voorzien. In de EU komen 28% van de emissies voor rekening van het vervoer, dat 90% zal bijdragen tot de voorziene groei van emissies. Voor de OESO en de andere landen samen, is de voorziene toename van CO2 -emissies dramatisch: 110 tot 120% ! Andere broeikasgassen zoals methaan komen eveneens voor rekening van het vervoer. Voor wat betreft het luchtvervoer draagt de emissie van gassen op 10 tot 11 km hoogte twee tot driemaal meer bij tot het broeikaseffect en dit eerder door de vorming van ozon vanaf NOX dan door de vorming van CO2 ten gevolge van de verbranding van de brandstof. Het luchtvervoer voorziet in 10% van de totale reizigerskilometer, en in minder dan 1% van het goederenvervoer. De emissies op grote hoogte kunnen een kwart van de totale bijdrage van het vervoer tot het broeikaseffect bedragen. Luchtvervoer neemt bovendien snel toe, tegen 2030 kan zijn bijdrage tot het broeikaseffect me t 50% die van de zware en de lichte voertuigen (die ongeveer gelijk zijn) overtreffen. 3.1.5 Evolutie van de energievoorziening Tegen 2010 kan het personenvervoer met 19% toenemen, verdeeld over 16% stijging van de mobiliteit over de weg en met 90% voor het luchtvervoer. Goederenvervoer kan met 38% stijgen, verdeeld over 50% voor de weg en 34% voor het vervoer te water. Gedurende de komende tien jaar wordt globaal een jaarlijkse groei met 2% verwacht. De uitbreiding van de EU zal dit nog doen toenemen. De automobielnijverheid (ACEA groep) heeft zich vrijwillig verbonden tegenover de EU om de CO2-emissies terug te brengen van 190 g/km in 1995 tot 120 g/km in 2012 teneinde de toename van de reizigerkilometers te compenseren. De afhankelijkheid van externe energiebronnen in de EU is teruggelopen van 60% in 1973 tot 50% in 1999, maar binnen 20 à 30 jaar kan deze afhankelijkheid gemiddeld 70% bedragen. In het bijzonder is deze afhankelijkheid 90% voor aardolie, 70% voor aardgas en 100% voor steenkool. De uitbreiding van de EU zal deze cijfers eens te meer doen toenemen. “Er is geen energietekort te voorzien tegen 2020. Voluntaristische scenario’s laten toe deze verklaring uit te breiden tot 2050.”; citaat uit het rapport “Energie in het België van morgen”. Dit eerder optimistische scenario zegt echter niet tegen welke prijs deze energie zal beschikbaar zijn, en houdt geen rekening met het toenemend verschil tussen de toenemende vraag naar aardolie en de produktiecapaciteit die afneemt vanaf 2010-2015. 17

De continuïteit van de beschikbaarheid van “conventionele” (goedkope) olie wordt duidelijk terug in vraag gesteld. Volgens het Internationaal Energie Agentschap (IEA) zal er binnen 15 jaar een maximale aardolieproduktie worden bereikt, onvermijdelijk gevolgd door een terugval. Andere voorspellingen spreken zelfs van een nog kortere termijn. Zonder bijzondere maatregelen zal de vraag naar conventionele olie nog stijgen en leiden tot een stijging van de prijzen en een toename van de produktie van “niet-conventionele” olie afkomstig van minder toegankelijke of minder kwalitatief hoogstaande reserves. Dit is te verklaren doordat de nieuw ontdekte aardoliereserves hun hoogtepunt hebben bereikt rond het begin van de jaren ’60 en dat hun volume sindsdien enkel is afgenomen. Zelfs wanneer men rekening houdt met de verschuiving in de tijd door de exploitatie van de niet-conventionele reserves, zal de situatie nauwelijks verbeteren, en de termijnen zullen zeer kort blijven. Voor aardgas is een gelijkaardige situatie te voorzien, met een verschuiving van 10 à 20 jaar. De voorziene spanningen die op korte termijn zullen voortvloeien uit de uitputting van de oliereserves onderlijnen op dramatische wijze het probleem van een fundamentele herziening van mobiliteit en vervoer. 3.1.6 Lawaai Het vervoer, en meer in het bijzonder het wegvervoer, vormt de grootste bron van lawaaihinder in het stedelijk milieu. De effecten van lawaai variëren tussen verminderd comfort (55-60 dB(A)) en de pijndrempel (meer dan 65-70 dB(A)) en leiden tot slaapstoornissen of cardiovasculaire problemen. 30% van de bevolking van de EU heeft te maken met verkeerslawaai boven 55 dB(A), en 13% ondergaat meer dan 65 dB(A). Vliegtuiglawaai stoort 10% van de bevolking van de EU. 3.1.7 Externe kosten Emissies, lawaai, verkeersopstoppingen, verkeersonveiligheid, en de benutting van de grond creëren supplementaire kosten toe te schrijven aan de mobiliteit. Deze externe kosten zijn van de orde van 250 miljard €, hetzij 4% van het BBP volgens de Europese Commissie (DG TREN). Dit is te vergelijken met de toegevoegde waarde gecreëerd door de transportsector die 290 miljard € bedraagt. Anders gezegd, voor elke euro toegevoegde waarde van de mobiliteit, wordt ongeveer één euro aan externe kosten veroorzaakt, die tot op heden weliswaar niet verrekend worden. 3.2 Technische evolutie van de transportmiddelen Er zijn twee factoren die aanleiding geven tot grote evoluties en zodoende aansporen om nieuwe technologieën te gebruiken voor de transportmiddelen en -systemen: - de beschikbaarheid van de energie; - de toestand van het milieu. Deze twee factoren, gezien in het kader van de globale economie, zijn nauw verbonden met het begrip "duurzame ontwikkeling". De evolutie in het luchttransport zal voornamelijk beïnvloed worden door het in gebruik nemen van nieuwe brandstoffen, waarin waterstof een belangrijke rol kan spelen. Voor landelijk en maritiem transport zullen twee soorten aandrijfsystemen de taken verdelen en dit voor zowel de verplaatsingen van goederen als van personen: - de thermische motor; - de elektrische motor. Deze taakverdeling tussen beide systemen resulteert in hybride technologieën. 3.2.1 Korte analyse van de aandrijftechnieken

18

Op dit ogenblik zijn er in België, in de EU en de landen van OESO twee aandrijfsystemen voor landelijk vervoer die zich op een dominante manier als volgt verdelen: - de thermische motorisatie, diesel, benzine of gas, voor het zwaar en licht wegtransport; - de elektrische motorisatie voor het transport per trein of in de steden. Voor het wegtransport zal de, waarschijnlijk sterk toenemende inbreng van de elektriciteit, leiden tot een geheel van nieuwe aandrijfsystemen. Aandrijfsystemen met verbrandingsmotoren Het aandrijfsysteem met verbrandingsmotor bestaat uit de volgende energetische keten: brandstoftank (benzine, diesel of gas), verbrandingsmotor, overbrenging, differentieel en wielen. Het stoppen van het voertuig vereist het gebruikt van een ontkoppeling om te vermijden dat de verbrandingsmotor stilvalt. De koppeling dient eveneens om een voldoende groot startkoppel te kunnen ontwikkelen. Elektrische structuren Elektrische voertuigen vertonen een vergelijkbare structuur: energieopslagplaats (batterij), elektronische omvormer, elektrische motor, overbrenging, differentieel en wielen. Deze structuur vereist geen ontkoppeling tussen de motor en de wielen. Men heeft zelfs de mogelijkheid de motor te integreren in de wielen (zowel voor een twee- of vierwielaandrijving). Vanuit stilstand kan de elektrische motor zijn maximaal koppel ontwikkelen. Hybride structuren Door elektrische en thermische machines samen te brengen krijgt men hybride structuren, waarvan wij ons beperken tot de presentatie van vier mogelijke groepen. De serie hybride structuur is samengesteld uit een volledig elektrische aandrijving bestaande uit een omvormer, een elektrische motor, een overbrenging, een differentieel en de wielen. Deze aandrijving wordt elektrisch gevoed door één, twee of drie energiebronnen, die elektrisch parallel met elkaar verbonden zijn. In een thermisch hybride structuur bestaat één van de bronnen uit een brandstoftank (diesel, benzine, gas), een thermische motor (of gasturbine), een generator en een elektronische omvormer (gelijkrichter - lader). Aan de uitgang van deze groep kan men in parallel een batterij plaatsen en/of een eenheid die gedurende een korte tijd (enkele seconden) piekvermogens kan leveren. Deze componenten kunnen elk afzonderlijk aanwezig zijn, te samen of helemaal niet aanwezig zijn. In dit laatste geval, dus enkel een generator-groep zonder batterij, bekomt men de aandrijving die gewoonlijk het “diesel-elektrisch” systeem wordt genoemd. In het geval van een structuur met brandstofcel bevat de energiebron een brandstofcel gevoed met waterstof ofwel afkomstig van een opslagtank ofwel van eenheid bestaande uit een brandstoftank en een ‘reformer’, die de brandstof omzet in waterstof. De parallel hybride structuur bestaat uit een aandrijving met een elektrische motor en een aandrijving met een thermische motor. Men vindt er dus een koppel brandstoftank – thermische motor die zijn mechanische energie toevoegt aan die afkomstig van de eenheid batterij – elektronische omvormer –elektrische motor ter hoogte van de transmissie om zodoende de wielen aan te drijven via de differentieel. De combinatie van een serie hybride structuur en een parallel hybride structuur wordt een “complexe” of “serie - parallelle” structuur genoemd. De parallelle weg bestaat uit de volgende elementen: brandstoftank, thermische motor, overbrenging, elektrische motor. De seriestructuur is terug te vinden in de keten: brandstoftank, thermische motor, overbrenging, elektrische 19

generator, lader, batterij en elektronische omvormer. Het differentieel is natuurlijk gemeenschappelijk voor beide paden. De familie van hybride brandstofcel-aandrijvingen behoort tot de serie hybride groep. De verdeling van het vermogen gebeurt deze keer tussen de brandstofcel en de batterij. Indien er geen batterij aanwezig meer is bekomt men een 100% elektrische aandrijving gekoppeld aan een brandstofcel. Men ziet dus dat er zeer vele mogelijkheden zijn, maar het is evident dat ze niet allen dezelfde waarde hebben op het gebied van energetisch rendement als ook op ecologische en economisch gebied. De evaluatie van de te beschouwen criteria werd ondergebracht in een computermodel, dat ontwikkeld werd aan de Vrije Universiteit Brussel in het kader van een doctoraatsonderzoek en dat geraadpleegd kan worden op de volgende website: http://etecnts1.vub.ac.be/VSP/ . 3.2.2 Evolutie en voornaamste technologische karakteristieken Thermische motoren De groep van thermische motoren ondergaat een continue evolutie zowel op het gebied van de verbetering van hun werking als op het gebied van de gebruikte brandstoffen. Op basis van een studie uitgevoerd door VKA/RWTH van Aachen heeft EUCAR voorspellingen gepubliceerd van de samenstelling van het wagenpark voor de periode 2000-2010. Volgens deze studie daalt het percentage benzinevoertuigen in Europa van ± 75% naar 50 tot 65%. Daarentegen zal het aandeel van dieselvoertuigen stijgen van 25% naar 30 tot 40%. Dit wordt bevestigd door een studie van IFEU (Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg) die uitgevoerd werd in opdracht van FEBIAC (Belgische Federatie van de Automobielindustrie). Deze studie voorziet slechts tegen 2010 vijf procent alternatieve oplossingen, die zowel hybride-, brandstofcel-, aardgas- als waterstofvoertuigen bevat. Volgens deze studie zal de veralgemeende invoering van oxydatiekatalysatoren (Oxicat), driewegs-katalysatoren, deeltjesfilters, CRT systemen (Continuous Regenerating Trap) en emissiecontrolesystemen bij koude start tegen 2020 leiden tot een verwachte emissiereductie t.o.v. 1990 van : 90% CO-emissies (koolstofoxide) 90% KWS-emissies (koolwaterstoffen) 78% NOx-emissies (stikstofoxides) 80% stofdeeltjes-emissies 93% benzeen-emissies (koolwaterstoffen) 96% SO2-emissies (zwaveldioxide) Daarentegen zal het totaal aantal afgelegde kilometers met 50% stijgen en de CO2 (koolstofdioxide) emissies met 26%. De minder sterke toename van CO2 -emissies is het gevolg van de geprogrammeerde verbetering van het energetisch rendement van de voertuigen. Het besluit voor de familie van thermische motoren is duidelijk: de realiseerbare wins ten zijn belangrijk en zullen uit aangepast onderzoeks- en ontwikkelings- inspanningen resulteren. Een zekere voorzichtigheid dringt zich op daar de voorziene vooruitgang zich baseert op de aanpassing van de motorisatie aan de EURO-normen (I tot V). Het gedrag van de motorisatie in reëel gebruik kan daarentegen nog echter sterk van deze normen afwijken, waardoor de voorziene emissiereductie niet zomaar realiseerbaar zal zijn. Het is dus wenselijk om deze genormeerde toestand verder te controleren met behulp van dynamische testen op rollenbank en dit tijdens de ganse levensduur van het voertuig. De elektrische, elektrisch hybride en brandstofcel-aandrijvingen

20

De technologie van de geïntegreerde alternator-starter die toelaat de kinetische energie te recupereren tijdens het remmen, lijkt centraal te staan in de evolutie van de aandrijving van de toekomst. Dit bevestigt dat de elektrische energie een belangrijke rol zal spelen als partner in de toekomstige aandrijvingen. Het samenbrengen van een elektrische motor met een thermische motor in de parallelle structuur (waarvan de alternator-starter één voorbeeld is) laat toe de thermische motor te benutten in een beter werkingsgebied met hoger rendement en de verliezen tengevolge van overgangsregimes te vermijden. Een diversifiëring van energiebronnen wordt mogelijk zonder al teveel moeilijkheden en zonder vermeerdering van verschillende soorten infrastructuur. Betreffende de hybride technologieën bestaat er een controverse in de automobielwereld: dient het voertuig volledig autonoom te zijn door gebruik te maken van slechts één energiebron of moet het mogelijk zijn het voertuig te verbinden met het elektriciteitsnet om de batterijen te kunnen bijladen en over een zuiver elektrische autonomie zonder emissies te kunnen beschikken? Het antwoord is natuurlijk niet eenvoudig: - het zuiver elektrisch voertuig geeft aanleiding tot de grootste energiewinsten van 40 tot 50% t.o.v. een conventioneel voertuig; - de elektrisch hybride voertuigen kunnen energiewinsten opleveren van 30 tot 40% t.o.v. een conventioneel voertuig; - de diesel-elektrische aandrijving (dus zonder batterij), gebruikt voor stedelijke bussen, biedt het voordeel van de grote soepelheid van de elektrische motor, maar geeft aanleiding tot een meerverbruik va n 10 a 20% t.o.v. een conventioneel voertuig. Tot slot kan men vaststellen dat de aansluiting aan het elektriciteitsnet, teneinde een traject in zuiver elektrische mode te kunnen afleggen of voor een bijkomende lading van de batterij, aanleiding geeft tot grotere energiewinsten en reductie van CO2-emissies. Bij de serie hybride aandrijvingen kunnen een groot aantal verschillende soorten brandstoffen gebruikt worden, daar de verbrandingsmotor kan werken aan een bijna constante snelheid en vermogen, hetgeen een veelzijdig gamma aan motoren en brandstoffen toelaat. De brandstofcelvoertuigen vormen een groep die afzonderlijk dient beschouwd te worden daar zij gebruik maken van waterstof. Waterstof op zich is een propere brandstof, maar waterstof moet worden opgewekt. Het gebruik van waterstof in een verbrandingsmotor wordt door een meerderheid in de automobielindustrie beschouwd als een weg die duidelijk niet tot de beste energetische oplossing leidt. De meest rationele oplossing is het gebruik maken van de brandstofcel geassocieerd met de zuivere elektrische aandrijving. De alkalische brandstofcel (AFC, Alcaline Fuel Cell) is gekoppeld aan een batterij, bruikbaar voor toepassingen in de binnenvaart. De PEMFC brandstofcel (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) is duidelijk meer gericht naar het wegtransport, auto’s, bestelwagens en autobussen. De SOFC brandstofcel (Solid Oxide Fuel Cell) kan gebruikt worden voor zwaar vervoer. Tegen 2004 verwacht men een energetische rendement van 42% voor toepassingen die gebruik maken van samengeperste waterstof, 32% indien waterstof geproduceerd wordt op basis van methanol, 25% voor hetzelfde voertuig uitgerust met een dieselmotor en 20% voor een benzine voertuig. De mogelijke winst lijkt dus belangrijk, maar hierbij dient nog rekening gehouden te worden met de productie van waterstof of methanol. Een correcte vergelijking van rendementen kan maar gebeuren op basis van vergelijkbaar realistische rijcyclussen! 3.3 Nodige evoluties van de transportmiddelen en -systemen van morgen (2000-2010, 20102020) Door aanpassing van de technologie kunnen bij de transportmiddelen van morgen twee belangrijke doelstellingen bereikt worden: 21

- het in dienst nemen van verschillende energiebronnen die toelaten een herverdeling van de energievraag te realiseren, waardoor een energetische onafhankelijkheid gemakkelijker verzekerd wordt en zodoende een onvermijdbare energiecrisis ontweken wordt, die het gevolg zou zijn van de uitputting van de reserves van de klassieke fossiele brandstoffen; - de dwinge nde vermindering van de koolstofdioxide(CO2 )-emissies, het belangrijkste broeikasgas ten gevolge van de verbranding van koolwaterstoffen. Petroleum is op dit ogenblik onmisbaar in de transportsector. Het dekt 95% van de noden en komt overeen met een kwart van het totale energieverbruik. De nieuwe aandrijftechnologieën mogen niet te lang op zich laten wachten want anders zal de vermindering van het broeikaseffect onvoldoende zijn in vergelijking met de toename van de afgelegde kilometers. Het recht op mobiliteit is een vrijheid die het overleven van de mensheid kan bedreigen indien ze niet kan verzekerd worden met behulp van alternatieve oplossingen. Onmiddellijke oplossingen zijn mogelijk.

3.3.1 Een betere intermodaliteit Het openbaar vervoer verbruikt minder energie per getransporteerd persoon en des te minder indien ze gebruik maken van elektrische energie. De ontwikkeling van het GEN (Gewestelijk Expres Net), maar ook een grotere kwaliteit van de treinverbindingen in het algemeen, zou een gevoelige transfer moeten toelaten van de verplaatsingen per wagen naar die met de trein. Het is duidelijk dat een programma die de herorganisatie en investeringen verspreidt over een periode van 10 tot 15 jaar veel te traag is. In de stad moet het openbaar vervoer aantrekkelijk worden op het gebied van comfort, frequentie en informatie. De realisatie van een daadwerkelijke intermodaliteit tussen de verschillende transportmiddelen, van heel eenvoudig tot zeer ingewikkeld, wordt een plicht van de maatschappij. 3.3.2 De individuele mobiliteit Het is niet denkbaar een volledig verbod op te leggen op het individueel vervoer per wagen, maar het gebruik dat ervan gemaakt wordt, moet in competitie geplaatst worden met het collectief vervoer via een intermodale organisatie van de reisroutes en het in dienst stellen van rationele reglementen die effectief worden uitgevoerd (snelheidsbeperkingen, parkings, enz.) en een doeltreffende informatie. De wagen zou niet meer aanzien moeten worden als levensnoodzakelijk en een alternatief aanbod zou moeten vermeerderd worden zoals ‘car sharing’ met schone voertuigen en individueel openbaar vervoer met elektrische voertuigen bedoeld om korte afstanden af te leggen van het ene uitleenstation naar het andere. Elk uitgeleend voertuig kan vier tot vijf privé voertuigen vervangen en zal op een veel doeltreffendere manier benut worden. 3.3.3 Een snelle technologische evolutie op korte en middellange termijn. Men kan het wagenpark niet van de ene dag op de andere vervangen. Dit vereist een aanpak verspreid over een periode van minstens tien jaar. Het huwelijk van de elektrische aandrijving met de thermische aandrijving, nl. de hybride aandrijving, geeft aanleiding tot een belangrijke potentiële energiewinst en vermindering van CO2 -emissies. Deze technologie kan zonder al te grote vertraging in gebruik genomen worden. Ongeveer 30% van het stedelijk automobielpark kan ongetwijfeld elektrisch zijn. Laten we niet vergeten dat 80% van de ritten plaats vinden in de stad. Een elektriciteitscentrale met een rendement van 55% laat toe de primaire energie te benutten met een rendement van 25 tot 30% overeenstemmende met deze stedelijke verplaatsingen. Dit is nog steeds niet buitengewoon, 22

maar ver boven hetgeen de thermische wagen (± 15%) kan leveren voor deze lfde gebruiksomstandigheden. Het gebruik van alternatieve brandstoffen (methanol, ethanol, biogas) is eenvoudiger in hybride voertuigen en heeft het voordeel dat de vraag naar brandstof minder groot zal zijn t.g.v. het hoger rendement van de hybride aandrijving in vergelijking met een conventioneel voertuig. Voor het vervoer over het land is er geen twijfel mogelijk dat het samenbrengen van elektrische en thermische energie tot substantiële besparingen kan leiden. De middelen om deze elektrische energie op te wekken zijn gekend: thermisch, nucleair, co- generatie, wind, biomassa. De korte en middellange termijn kan dus gekenmerkt worden door hybride technologieën. 3.3.4 Technologische evolutie op lange termijn, verder dan 2010 De hierboven beschreven analyse betreffende elektrische en vooral hybride voertuigen geeft aanleiding tot de vraag van de toepasbaarheid van waterstof; zeker betreffende de manier waarop waterstof zal worden opgewekt en de beschikbaarheid van ‘klassieke’ brandstoffen. Waterstof op zich komt slechts in beperkte mate voor in de natuur, maar het waterstofatoom is overvloedig aanwezig in water van meren, rivieren en oceanen en natuurlijk ook in fossiele brandstoffen en geassocieerd in biologische processen (methanol, ethanol, biomassa, ...). Op dit ogenblik wordt 96% van het verbruikte waterstof (voornamelijk in de chemische industrie) geproduceerd uit aardgas (CH4 ), dus uit een fossiele brandstof. Waterstof heeft het imago een gevaarlijke stof te zijn (het Hindenburg ongeluk, het Challenger ongeluk, de verplichte verluchting van lokalen waar loodbatterijen worden opgeladen), maar het is een interessante brandstof. In vergelijking met benzine heeft het een hogere specifieke energie- inhoud nl. 120MJ/kg t.o.v. 45MJ/kg, maar wel een kleinere ene rgiedichtheid, 4,6 liter waterstof aan 700 bar komt namelijk overeen met 1 liter benzine. De brandstofcel heeft een zeer interessant eigen rendement (± 50%), maar men dient het rendement te analyseren van de hele waterstofproductieketen. Het is niet zo interessant om fossiele brandstoffen te gebruiken om waterstof te produceren. In feite emitteert een brandstofcel die gebruik maakt van aardgas een beetje meer koolzuurgas dan de nieuwe dieselmotoren en gevoelig meer dan hybride voertuigen. Waterstof zal interessant zijn wanneer het geproduceerd wordt uit hernieuwbare energiebronnen. Drie productiesystemen zijn denkbaar en onderling kombineerbaar: oxidatie van gas afkomstig van organische plantaardige of fossiele stoffen, elektrolyse van water en de directe productie uit biomassa of door gebruik te maken van bacteriën. De elektrolyse van water geeft geen CO2 -emissies indien gebruik gemaakt wordt van elektriciteit dat zelf opgewekt wordt zonder uitstoot van broeikasgassen. Men kan zich echter vragen stellen over het spaarzaam gebruik van de energie. Men heeft 2,4 kWh nucleaire elektriciteit (8 kWh nucleaire primaire energie) nodig om 1 kWh waterstof te produceren. Voor een rendement voor de brandstofcel van 50% en een rendement van de elektrische aandrijving van 70%, bekomt men 6,9 kWh nucleaire elektriciteit voor 1 kWh energie ter hoogte van de wielen van het voertuig. Hetgeen een globaal elektrische rendement van 14,5% of een primair energetisch rendement van 4,3% betekent. Om dezelfde kWh waterstof te produceren heeft men 3,3 kWh hydraulische energie, 4,5 kWh energie uit aardgas (STEG centrale) of 20 kWh zonne-energie nodig. Door gebruik te maken van zonne-energie voor de productie van waterstof verkrijgt men een nog meer verbijsterend resultaat. Dit geeft aanleiding tot een verhouding van 1 kWh ter hoogte van de wielen tot 57 kWh zonne-energie, hetgeen een rendement van 1,8% betekent. In vergelijking met een thermische motor die waterstof zou gebruiken zou dit zelfs een rendement van 0,9% opleveren! Zonne-energie is ‘gratis’, maar een voldoende grote oppervlakte van zonnepanelen moet worden geïnstalleerd. Ook de opslag van waterstof dient grondig te worden geëvalueerd. De vloeibare opslag vereist zeer lage temperaturen (20°K) en geeft aanleiding tot verliezen variërend van 0,1 tot 1% in 23

functie van de grootte van de opslagtank. De opslag onder hoge druk (700 bar) gaat gepaard met grote verliezen voor de compressie van het gas. Een massa- verhouding van 5% (verhouding van het gewicht van de grootte opgeslagen waterstof t.o.v. het gewicht van de opslagtank) is realiseerbaar. Een alternatieve oplossing is de opslag van waterstof in metaalhydride-structuren of door absorptie in nanotubes uit koolstof. In al de gevallen is een massa- verhouding tussen 5 en 10% noodzakelijk voor het gebruik in transportsystemen. In tegenstelling tot de PEM-brandstofcel werkt de SO-brandstofcel bij hoge temperaturen (700 tot 1000°C) en laat een direct gebruik van koolwaterstoffen (in eerste instantie aardgas) toe, gebruikmakend van een katalysator op basis van edelmetalen. Ze levert een voldoende hoge warmte op om gebruik te kunnen maken van co-generatie, waardoor het globaal rendement stijgt tot 80%. Het voornaamste nadeel van deze brandstofcel is de lange tijd die nodig is om ze op temperatuur te brengen, waardoor korte repetitieve cyclussen bijna niet mogelijk zijn. Deze brandstofcel kan dan ook voornamelijk gebruikt worden voor gedecentraliseerde elektriciteitsproductie en co-generatie (1 kWe tot enkele tientallen MWe). Aangezien ze kan functioneren met vloeibare koolwaterstoffen is deze brandstofcel bruikbaar voor scheepstoepassingen en zwaar landtransport (treinen, vrachtwagens, ;.). In stationaire vorm kan ze gemakkelijk gebruikt worden voor het laden van vloten van elektrische en hybride voertuigen. Om te besluiten kan men stellen dat een grondige analyse noodzakelijk is betreffende productie, opslag, distributie en gebruik van waterstof. Eveneens is een vergelijking nodig van deze soort van brandstofcelsystemen met de oplossingen geboden door elektrische en hybride voertuigen, alsook met de familie van “traditionele” thermische aandrijvingen.

4. ELEKTRICITEITSPRODUCTIE Huidige en toekomstige CO 2-emissies

4.1 Grootte en evolutie der emissies Een vierde bron van CO2 -emissies is de elektriciteitsproductie. Van de totale Belgische CO2 lozingen in 1996 werd 17,5 % of 22555 kton veroorzaakt door de productie van elektriciteit. Dit betekent, niettegenstaande de met 67 % toegenomen productie, een opmerkelijke daling t.o.v. 1980, in welk jaar nog 31600 kton geloosd werden. Deze daling is hoofdzakelijk te wijten aan de indienstname der 4 laatste kerncentrales in Doel en Tihange. K.Smekens en J.Kretzschmar berekenden dat zonder kernenergie in 1998 de CO2-lozingen door elektriciteitsproductie 84 %, 132 % of 180 % hoger zouden geweest zijn, naargelang men de kernenergie door gas, een representatieve brandstofmix of door kolen zou vervangen hebben. 4.2 Specifieke CO2 -emissies Deze gunstige trend blijkt ook uit de “specifieke” CO2-lozingen, t.t.z. de uitgedrukt in kg CO2 per kWh geproduceerd in België; de specifieke lozingen daalden tussen 1980 en 1998 van 0,67 kg CO2 /kWh naar 0,27 kg/kWh. België scoort goed voor dit criterium: in 1998 deden in Europa slechts Frankrijk, Zwitserland en Noorwege n beter. 4.3 Samenstelling van het Belgisch productiepark Wanneer men het productiepark van de Belgische producenten Electrabel en SPE analyseert, dan komt men eind 1999 tot volgende samenstelling: 24

• • • • • •

5713 MW 2573 MW 1403 MW 2370 MW 1164 MW 648 MW

of of of of of of

39,0 % 17,6 % 9,6 % 16,2 % 7,9 % 4,4 %

• • • • •

236 MW 233 MW 161 MW 87 MW 62 MW

of of of of of

1,6 % 1,6 % 1,1 % 0,6 % 0,4 %

nucleaire eenheden (meestal polyvalente) koleneenheden fuel/gas-eenheden STEG’s (Stoom en Gaseenheden in gecombineerde cyclus) pompcentrales (voornamelijk Coo) WKK (Warmte-Kracht-Koppeling, eenheden die zowel elektriciteit als warmte produceren) “turbojets”, gasturbines voor noodsituaties gasturbines (piekaggregaten en oorschakelturbines) dieseleenheden (idem) hydraulische centrales energierecuperatie-eenheden

Totaal: 14650 MW Het leeuwenaandeel van de 78,1 TWh die in 1999 geproduceerd werden door Electrabel en SPE was afkomstig van de nucleaire centrales (59,8 %); 20,5 % werd geproduceerd op basis van gas, 13,8 % op basis van steenkool, 2,7 % op basis van restgassen (hoogovens e.a.) en 1,1 % op basis van stookolie; waterkracht (met inbegrip van de pompcentrale van Coo) nam 1,8 % voor zijn rekening en energierecuperatie (afvalverbranding) 0,5 %. 4.4 Evaluatie van het huidig productiepark De nucleaire centrales van Doel en Tihange vormen dus de ruggengraat van het Belgisch elektriciteitspark Deze vrij jonge centrales - de belangrijkste eenheden kwamen in dienst tussen 1982 en 1985 – hebben tot nu toe uitstekend gepresteerd; de gemiddelde belastingsfactor van meer dan 80 % overtreft ruimschoots het gemiddelde van de Westerse wereld. Op te merken valt dat er geen technische levensduur bestaat voor een kerncentrale; de levensduur is een economisch probleem: op een bepaald ogenblik lopen de kosten voor een veilige en efficiënte uitbating zo hoog op, dat het stilleggen zich opdringt; de huidige Belgische regering heeft echter de intentie de levensduur van het bestaande park tot 40 jaar te beperken. De kolencentrales leverden 13,8 % van de productie. Zij vallen uiteen in twee groepen: • eenheden met een vermogen van 125 MW, gebouwd in de vijftiger- en zestigerjaren; een aantal centrales van dit type werd reeds buitendienst gesteld, zowel om milieu- als om economische redenen; wat nog overblijft zal volgen in de komende jaren; • recentere eenheden van 300 MW, die uitgerust werden (of zullen worden) met ontstikkings- en ontzwavelingsinstallaties; deze kunnen nog jaren een relevante rol blijven spelen in de elektriciteitsproductie. “Klassieke “ centrales - t.t.z. met een stoomketel en stoomturbine - op basis van (hoofdzakelijk) gas en (weinig) stookolie - leverden 3,4 % van de productie; zij behoren tot de dezelfde generaties als de kolencentrales, en vervullen een rol hetzij als verwerkers van restgassen (b.v. hoogovengas) of als piekcentrales. De STEG’s (Stoom- En Gascentrales) zijn gebaseerd op de moderne gasturbinetechnologie; zij hebben een hoog rendement en leverden 16,6 % van de productie. De WKK-eenheden brengen zowel warmte als elektriciteit voort; zij worden decentraal opgesteld op de sites van de warmteverbruikers en zorgden voor 3,6 % van de productie van de sector. De pompcentrale van Coo (die eigenlijk eerder als een stockage- dan als een productie-eenheid dient te worden aanzien: oppompen van water ‘s nachts, turbineren overdag of bij noodgevallen), leverde 1,4 % van de productie. De overige eenheden (piek- gasturbines, diesels, hydraulische centrales, afvalverbrandingsovens enz.) speelden slechts een ondergeschikte rol (ongeveer 0,9 % van de totale productie). 25

Men kan besluiten dat België over een gediversifieerd en efficiënt productiepark beschikt met voornamelijk nucleaire eenheden en STEG’s als ruggengraat; vele steenkoolcentrales zijn verouderd en zullen niet meer voldoen aan toekomstige milieunormen. Klassieke centrales op stookolie en gas spelen slechts een rol als piekcentrales; WKK-eenheden zijn in volle ontwikkeling; hydraulische centrales spelen een minieme rol, terwijl de overige hernieuwbare energiebronnen (nog) geen rol van betekenis spelen.

4.5 Welke productiemiddelen voor de komende decennia? Bij het beantwoorden van deze vraag dient rekening gehouden met volgende factoren: • de vooropgestelde “nucleaire uitstap” na 40 jaar werking, wat niet belet dat ook scenario’s dienen onderzocht te worden waarin de nucleaire optie wel behouden wordt; • de verbintenis de CO2 -emissies tegen 2012 met 7,5% te verminderen t.o.v. 1990; • de uitdrukkelijke wil van de overheid (zowel Europese, federale als gewestelijke) om de hernieuwbare energiebronnen te ontwikkelen. Een eerste optie betreft de nucleaire centrales. Een reeks reactortypes biedt zich aan ter vervanging van de huidige centrales, zoals de European Pressurized Reactor(EPR) van Framatome-Siemens, de AP-600 van Westinghouse, de High Temperature Gas Reactor (in ontwikkeling in Zuid-Afrika) enz. Het probleem is de publieke en politieke aanvaarding van deze productietechniek: er bestaat blijvende bezorgdheid over de mogelijkheid van grootschalige ongevallen, de definitieve berging van he t afval en de non-proliferatie. Toch is er de laatste jaren een hernieuwde belangstelling waar te nemen, o.a. in het licht van de CO2 -problematiek. Een tweede optie betreft de gasturbinetechnologie, en dan wel in de eerste plaats de STEG’s (gecombineerde gas-stoomcyclus); door het gebruik van aardgas (zuivere brandstof met relatief lage CO2 -uitstoot) en hun hoog rendement scoren zij goed op ecologisch vlak. Een derde filière betreft de kolencentrales. Kolen hebben minder troeven op milieugebied: belangrijke SO2 - en NOx-uitstoot, hoge CO2 -emissies. Men kan drie grote technologieën onderscheiden: • de poederkoolcentrales: dit is de verdere ontwikkeling van de huidig meest aangewende technologie. Zij vereist het gebruik van (dure) SO2 - en NOx -filters; om de CO2- uitstoot (enigzins) te beperken moet het rendement opgedreven worden door gebruik van hogere temperaturen en drukken; • centrales op basis van kolenvergassing (IGGC: Integrated Gasification Combined Cycle): dit type kan,dank zij het gebruik van de gasturbinetechnologie, hoge rendementen bereiken; ook milieutechnisch scoren zij beter dan de poederkoolcentrales, maar de technologie is nog in volle ontwikkeling; • wervelbedcentrales: ook deze technologie - waarbij de brandstof in de ketel door een opstijgende luc htstroom in suspensie wordt gehouden - is nog in volle ontwikkeling; milieutechnisch scoren ook zij beter dan de poederkoolcentrales. Een vierde familie van productietechnieken vormen de hernieuwbare energiebronnen (voornamelijk windenergie, biomassa, fotovoltaische energie en waterkracht). • Voor windenergie kan het totaal potentieel in België (zowel off-shore als on-shore) op 1500 à 2000 MW geschat worden, met een jaarproductie van 4,2 à 5,4 TWh (5 à 6,5 % van de huidige productie); hun milieuimpact bestaat uit geluids- visuele hinder. • Voor biomassa - met inbegrip energierecuperatie bij afvalverbranding – wordt het potentieel op 0,9 à 3,6 TWh/jaar geschat, t.t.z. 1,2 à 4,6 % van de huidige elektriciteitsproductie. De CO2 -emissies van productie op basis van biomassa zijn in principe neutraal; de overige emissies zijn lager dan of vergelijkbaar met andere verbrandingstechnieken.

26

•

Niettegenstaande hun theoretisch zeer belangrijk potentieel (10-20 TWh), komen fotovoltaische cellen door hun (weliswaar steeds dalende) kostprijs niet in aanmerking voor grootschalige elektriciteitsproductie in België. • Waterkracht: de mogelijkheden tot uitbreiding worden op 25 MW geraamd met een jaarproductie van 0,8 TWh/jaar, of 0,1% van de huidige elektriciteitsproductie. Men kan dus aannemen dat, wat de hernieuwbare energieën betreft, in de komende decennia alleen windenergie en biomassa een beduidende rol kunnen spelen in de elektriciteitsproductie; samen kunnen zij bij een geraamde stijging van het verbruik met 2 % per jaar, in 2020 7 à 8 % van de productie uitmaken. Een andere technologie om het gebruik van primaire energie te verminderen, is de Warmte Kracht Koppeling (WKK of co-generatie), waarbij zowel warmte als elektriciteit wordt gegenereerd. Vele vormen zijn mogelijk: stoomturbines met aftap, tegendrukturbines, gasturbines met recuperatieketel, gas- en dieselmotoren enz. Telkens tracht men de afvalwarmte te benuttigen die volgens de tweede hoofdwet van de thermodynamica onvermijdelijk vrijkomt bij elektriciteitsproductie langs thermische weg; hierbij vermindert weliswaar meestal de elektriciteitsopbrengst, maar globaal treedt een energiebesparing t.o.v. de gescheiden productie van warmte en elektriciteit. Zelfs wanneer men de vergelijking maakt met de gescheiden productie met behulp van de meest geavanceerde technologieën zijn besparingen aan primaire energie van 15 tot 25 % mogelijk; een perfect samenvallen van de warmte- en elektriciteitsvraag zijn hierbij wel een noodzaak. Volgens een analyse van de AMPERE-commissie, gesteund op studies van het VITO en het Institut Wallon, is 1000 MW (met een productie van ongeveer 6 TWh) een realistische schatting van het nog realiseerbaar potentieel aan zinvolle (economisch aantrekkelijke en energiebesparende) WKK in België. Hierdoor zou een besparing van 2 à 3 % van de huidige CO2 -emissie mogelijk zijn. Een laatste in aanmerking komende technologie wordt gevormd door de familie van de brandstofcellen. Hier wordt de chemische energie van de brandstof rechtstreeks in elektriciteit omgezet. Zij hebben vele voordelen:hoge elektrische rendementen (tot 60 % voor bepaalde types) zijn mogelijk (geen tweede hoofdwet), geen schadelijke emissies waneer waterstof als brandstof gebruikt wordt (waarbij moet opgemerkt worden dat deze wel kunnen vrijkomen in de omzetting van de fossiele brandstof tot waterstof), geen bewegende delen, mogelijkheid tot WKK enz. Op dit ogenblik is deze veelbelovende technologie nog niet marktrijp en zeer duur; in de eerstkomende decennia zullen zij geen beduidende rol spelen in de massaproductie van elektriciteit en beperkt blijven tot niche-toepassingen. Tenslotte moet gewezen worden op de recente ontwikkelingen waarbij men de problematiek van de CO2 -emissies door verbranding van fossiele brandstof tracht op te lossen door de CO2 te capteren (hetzij voor of na de verbranding) en te stockeren b.v. in oceanen, zoutwaterlagen, uitgeputte gasvelden of steenkoolmijnen. Alhoewel het niet denkbeeldig is dat hiervoor een economisch haalbare oplossing kan gevonden worden, is het duidelijk dat deze technologieën niet voldoende marktrijp zijn om in aanmerking te komen voor deze studie. 4.6 Kostprijs van de verschillende in aanmerking komende technologieën Een belangrijk criterium voor de keuze van de toekomstige productiemiddelen is uiteraard de kostprijs van de kWh.; de in dit rapport gebruikte methodologie en cijferwaarden zijn grotendeels ontleend aan het rapport van de AMPERE-commissie. De berekening werd uitgevoerd voor het jaar 2010 en wel in twee stappen. In een eerste stap worden uitsluitend de “interne” of “reële“ kosten in aanmerking genomen t.t.z. de investeringskost (met inbegrip van de afbraakkosten), de brandstofkosten en de exploitatiekosten. Voor de brandstofkosten werden volgende waarden aangenomen, afkomstig van het International Energy Agency:

27

Brandstof

Kost in 2010 (€ 2000 /GJ)

Uranium Steenkool Aardgas Stookolie met laag S-gehalte Diesel

0.87 1.81 3.54 3.97 5.78

Tabel 1

Als rentevoet werd 5 % aangenomen. De resultaten voor de meest significante technologieën zijn in Fig. 1 weergegeven.

Nucleair

Wind

Bio

PW R AP 60 0 HT W GR in W d,kus ind t ,po W lde in rs W d, of ind fsh ,b o inn re e Ho nla utv nd erg a Afv ssin g alv erb rab d.

Gas

ST EG

Po ed er

Kolen

IG Ga CC stu rbi ne

9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 AS C

ct€/kWh

Kost elektriciteitsproductie met diverse technologieën

Fig. 1 4.7 Totale kost der elektriciteitsproductie In een tweede stap werden aan deze kosten de externe kosten toegevoegd, t.t.z. de kosten veroorzaakt door luchtvervuiling, geluid, broeikasgassen, ioniserende straling enz.; deze kosten worden door de elektriciteitsproducenten niet opgenomen in hun kostprijs. De voornaamste door de AMPERE-commissie weerhouden parameters zijn

28

Hinder

Factor Broeikasgassen

Andere

Fossiele Brandstoffen SO2 (€/ton) NO x (€/ton) PM 10 (€/ton) Broeikasgas (€/ ton CO2 equival.) Uitbating, geluid (ct€/kWh) Steenkool/olie Gas Kerncentrales (ct€/kWh)

18.37

0.027

0.027 0.0040 0.069

Wind, kust & open zee (ct€/kWh) Wind, binnenland(ct€/kWh)

0.050 0.1

0.050 0.3

6122 5106 12245

Tabel 2 De resultaten zijn weergegeven in Fig. 2

Externe kost broeikasgas Andere externe kost

PW R AP -60 0 W ind HT ,aa n d GR W ek ind u , in st po ld W ind ers , o W ind ffsho ,b re inn en la Ho utv nd erg as s Af va ing lve rb r. ( 1)

ST EG

Productiekost

I Ga GC stu C rbi ne s

Po ed erk oo lA SC

ct€/kWH

Totale Kost der elektriciteitsproductie 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

Fig. 2 Volgende conclusies kunnen uit deze analyse worden afgeleid: •

•

•

Nucleaire centrales van het PWR-type, hetzij de evolutionaire PWR-type, hetzij van het AP600 vertonen de laagste totale kosten. Wil men –om welke reden ook- de nucleaire optie niet aanhouden, dan vormen STEG-centrales een (duurder ) alternatief; de onzekerheid over de evolutie van de aardgasprijs maant evenwel aan tot voorzichtigheid. Kolencentrales hebben merkelijk hogere totale kosten. Windcentrales zijn niet echt competitief t.o.v. STEGcentrales, tenzij geplaatst op de meest geschikte locaties (on-shore aan de kust); off-shore centrales kunnen de vergelijking doorstaan met kolencentrales. Ziet men af van de broeikasproblematiek, maar houdt men wel rekening met de andere externe kosten (b.v. zure emissies), dan behouden de nucleaire centrales hun competitief voordeel t.o.v. de STEG’s, die echter een deel van hun “marge“t.o.v. de kolencentrales verliezen. Ook windmolens worden minder concurrentieel, t.o.v. STEG’s en kolencentrales. Houdt men absoluut geen rekening met de externe kosten, dan zijn nucleaire centrales slechts marginaal goedkoper dan STEG’s; deze laatste hebben nog weinig marge t.o.v. kolencentrales. Windmolens zijn niet meer concurrentieel.

29

Houtvergassingscentrales zijn in geen der hypothesen competitief; afvalverbrandingscentrales kunnen de vergelijking met kolencentrales doorstaan, zelfs in de hypothese dat de volledige uitstoot ten laste van de elektriciteitsproductie wordt gelegd. 4.8 Dynamische evolutie van het productiepark Tenslotte wordt een laatste hoofdstuk gewijd aan de te verwachten evolutie van het productiepark. Het geeft de resultaten weer van een studie door het Centrum voor Economische Studies van de Katholieke Universiteit Leuven. Deze studie gebruikt het MARKAL model dat alle energieactiviteiten in aanmerking neemt vanaf de import van energie, omzetting in secondaire energievormen, transport, distributie en finale aanwendingen in energiediensten. Deze energiediensten kunnen verzekerd worden door enkele honderden technologieën, zowel aan de vraagzijde (verwarmingstechnieken, energiebesparingsmaatregelen…) als aan de aanbodzijde (centrales…). Het model berekent het marktevenwicht voor de periode 2000-2030 waarbij de som van het consumenten- en producentensurplus gemaximaliseerd wordt, en dit rekening houdend met bepaalde contraintes zoals b.v. het respect van de Kyoto-overeenkomst, de phase-out van de kernenergie na 40 jaar, het potentieel van de hernieuwbare energiebronnen enz. In een eerste scenario, waarbij geen rekening gehouden wordt met de Kyoto-beperking en de nucleaire filière niet verlaten wordt - integendeel, het model laat toe 2500 MW kerncentrales bij te bouwen -, zou het verbruik in 2030 113 TWh bereiken; tot 2010 wordt de productie bepaald door de voortzetting der huidige tendensen: ongeveer constante nucleaire productie, vermindering van het kolenverbruik, toename van de ga scentrales. Na 2010 komen in dit scenario 2500 MW nucleaire centrales in dienst, vermindert het gasverbruik en nemen de kolencentrales sterk toe. WKK stabiliseert en hernieuwbare spelen geen rol van betekenis (geen subsidies) In een tweede scenario, steeds zonder Kyoto-beperking, maar met nucleaire uitstap, bereikt het verbruik in 2030 106 TWh en worden de bestaande kerncentrales vanaf 2015 vervangen door kolencentrales; ook hier komen de hernieuwbare niet van de grond. Een derde scenario waar wel rekening gehouden wordt met de Kyoto-beperking maar zonder nucleaire uitstap leidt tot een verbruik van 100 TWh in 2030 en wordt gekenmerkt door een maximale nucleaire productie, een hogere productie op basis van gas en co-generatie, en een minimale productie op basis van kolen; na 2020 nemen de hernieuwbare energiebronnen toe. In een vierde scenario, waarbij zowel de Kyoto-beperkingen als de nucleaire phase-out opgelegd worden, blijft het verbruik in 2030 beperkt tot 98 TWh; de nucleaire productie wordt vervangen door gascentrales; de kolenproductie wordt tot een minimum herleid en de hernieuwbare energiebronnen nemen sterk toe na 2010. Uit de studie blijkt ook dat zonder de Kyoto-beperking, de kost van de nucleaire phase-out beperkt blijft, maar oploopt tot 2,1 % van het Bruto Nationaal Product (BNP) in 2030 indien deze beperking wel geldt; omgekeerd blijft de kost van het respect van de Kyoto-norm beperkt tot 1% van het BNP ingeval geen nucleaire phase-out opgelegd wordt, maar bereikt in 2030 3% van het BNP indien uit de nucleaire productie wordt gestapt. 4.9 Besluit Ongeveer 18 % van de CO2 –lozingen in België (1996) zijn te wijten aan de productie van elektriciteit. België scoort hierbij goed in vergelijking met andere geïndustrialiseerde landen, hoofdzakelijk dank zij het aandeel van de kerncentrales in het productiepark. Als gevolg van de toenemende vraag en het van kracht zijnde moratorium op de bouw van nieuwe nucleaire centrales, nemen de lozingen geleidelijk toe; dit wordt tot op heden gecompenseerd door het geleidelijk vervangen van oudere kolencentrales door moderne gascentrales (STEG’s). Hieraan komt stilaan een einde. Het lijkt trouwens wenselijk een zeker

30

aandeel kolenproductie te behouden om reden van diversificatie en regelbaarheid van het park. De vraag stelt zich dan ook welke productiemiddelen in te zetten voor de toekomst. Wanneer men zich beperkt tot de zuivere productiekosten, zonder inachtname van de “externe” of milieukosten, scoren kerncentrales van het EPR- of AP 600 type best, gevolgd door de STEGcentrales en de kolencentrales; windenergie is de meest economische onder de hernieuwbare energiebronnen, maar blijft - op de meest gunstige vestigingen - tot 40 à 50 % duurder dan kerncentrales. Houdt men daarenboven ook rekening met de externe kosten, dan verhogen de kerncentrales hun competitief voordeel t.o.v. de STEG-centrales, die op hun beurt merkelijk economischer worden dan de kolencentrales. Op de meest gunstige locaties zijn windcentrales competitief met STEG’s; op de andere vestigingen is hun kostprijs vergelijkbaar met deze van een STEG. Een uitbreiding van het kernpark lijkt dus economisch en ecologisch (cf. externe kosten) de meest aangewezen weg om de toekomstige vraag op te vangen; ziet men –om welke reden ook – hiervan af, lijken STEG’s de “second best” oplossing. Onder de hernieuwbare bronnen komen windcentrales op de meest geschikte hun plaats opeisen. Uit een recente studie blijkt dat de kosten van het respecteren van de Kyoto-beperkingen zeer sterk oplopen in geval van een blijvend moratorium op nieuwe kerncentrales (tot 3,1 % van het BBP in 2030); omgekeerd gesteld, de kost van de ban van nieuwe nucleaire centrales wordt zeer hoog in geval van respecteren van de Kyoto-beperking (tot 2,1 % van het BBP in 2030).

AANBEVELINGEN

A. Industrie A.1 Het is belangrijk dat de industrie, zonder verlies van competitiviteit en verdere ontwikkeling, haar CO2 -lozingen vermindert, waarbij het protocol van Kyoto - al dan niet geratificeerd- slechts een tussenstap mag zijn. A.2 Om van alle betrokken partijen een optimale bijdrage te bekomen, moet er onderscheid gemaakt worden tussen producten, bedrijven, takken en zelfs sectoren, wat betreft opportuniteiten en mogelijkheden om hun energieverbruik en lozingen te verminderen. A.3 Een volledige analyse van het energiegebruik van een product over zijn ganse levenscyclus is een complexe zaak. Men moet immers rekening houden met de verbruiker, de productie, het vervoer, de uitwisselingen tussen verschillende bedrijven of zelfs sectoren, en de verwerking van het product als het uiteindelijk afval is geworden. Het komt er dus op aan in het proces het geheel van de actoren van de fabricage tot het verbruik goed op elkaar te laten inspelen. Raamakkoorden die rekening houden met de specifieke kenmerken va n een industrie moeten aangemoedigd worden. A.4 De omvang van dergelijke analyse vereist het stellen van prioriteiten. Een sterk vereenvoudigde werkwijze zou b.v. kunnen bepalen welke 20 % van de producten, procédés, bedrijven of takken 80 % van de verminderbare CO2 -lozingen veroorzaken of gekenmerkt zijn door een te lage energieefficiëntie. Per deelgroep laat dit dan ook toe te bepalen welke de mogelijkheden en de bedrijven zijn die in aanmerking komen voor de belangrijkste verbeteringen aan de laagste kost. A.5 Het potentieel voor vermindering van de CO2 -lozingen, gebruikmakend van beproefde technieken, blijft hoog. Het komt er op aan meer efficiënte uitrustingen en (op de eerste plaats) meer efficiënte procédés te gebruiken, namelijk de beste beschikbare technologieën (Best 31

Available Technology), evenals gemeenschappelijk gebruikte energiebronnen (zoals de cogeneratie en de tri-generatie). . A.6 Deze verbeteringen vereisen belangrijke investeringen. Meestal zal het project slechts rendabel zijn ter gelegenheid van een capaciteitsuitbreiding en indien de energieverbruikende activiteiten op een enkele vestiging worden samengebracht. Dit veronderstelt de sociale aanvaarding van het project en het bekomen van de nodige vergunningen. A.7 Daarenboven moet me n competitief blijven op de markt, die meestal een Europese of wereldmarkt is, en zo over de nodige middelen beschikken. Het invoeren van een taks zou de beschikbaarheid van deze middelen sterk verminderen. In elk geval kan een CO2 -taks slechts in overweging genomen worden voor het geheel der geïndustrialiseerde landen die eventueel met elkaar kunnen concurreren. Het behoud van het concurrentievermogen is essentieel. Elke eenzijdige federale of regionale beslissing inzake taksen kan zware gevolgen hebben voor de ontwikkeling van onze industrieën en onze economie, zonder trouwens in het minst bij te dragen tot de vermindering van de CO2 -lozingen indien de betrokken producten elders zouden worden vervaardigd. A.8 Men moet vermijden de industrie internationaal te benadelen. Daarentegen moet men de industrie steunen om haar energieverbruik en CO2 -lozingen te reduceren op basis van welbepaalde acties met duidelijk meetbare objectieven en mijlpalen. A.9 Men moet vermijden dat de beperkte afmetingen van het Belgisch grondgebied, en nog meer van de gewesten - die bevoegd zijn inzake Rationeel Energiegebruik -, productie op optimale schaal en uitvoer van de producten onmogelijk zouden maken. Het komt er op aan de gepaste mechanismen en criteria te vinden die onze productiecapaciteit niet in het gedrang brengen, noch op regionaal noch op federaal niveau. A.10 Men moet vermijden door andere landen geconfronteerd te worden met indices en criteria die niet significant zijn voor België indien men geen rekening houdt met de export en uitwisselingen tussen landen. Het is noodzakelijk de middelen te ontwikkelen die zullen vermijden het onderspit te delven bij internationale onderhandelingen.

B. Huishoudelijke sector De drie belangrijkste actoren die tussenkomen in de sturing van de vraag zijn de overheid, de energieleveranciers en de eindverbruiker, zowel de huishoudens als de bedrijven in de tertiaire sector. B.1 De overheid De (federale, regionale of lokale) overheid kan actie voeren op verschillende gebieden die elkaar aanvullen. Op gebied van de informatie aan de burger De huishoudens en ondernemingen informeren betreffende de impact die zij door hun energieverbruik op het milieu uitoefenen, zowel direct (verwarming, elektrische toestellen) als indirect (het vervoer dat het gevolg is van de keuze van hun woonplaats). In de scholen de jeugd vormen inzake het begrip “ duurzame ontwikkeling”.

32

De burger informeren inzake de langzame maar onvermijdelijke uitputting van de fossiele brandstoffen die vandaag meest aangewend worden (aardgas en petroleumproducten).

Op gebied van prijzen en tarieven Er moet een duidelijk “politiek” signaal gegeven worden betreffende de gevolgen voor milieu en economie van een stijgend energieverbruik. Deze actie moet op zo groot mogelijke geografische schaal ondernomen worden, indien mogelijk op Europees niveau. Het invoeren van een CO2 / energietaks die de daling van de marktprijzen zou bijsturen, zou een efficiënt instrument kunnen zijn. De overheid zou de energieleveranciers moeten aansporen (verplichten) tarieven op te leggen die de verbruiker toelaten de prijzen te vergelijken per type gebruik (verwarming, warmwaterbereiding, koken…). Een aanvullende optie kan erin bestaan een energietaks in te voeren met als doel een REG- fonds te spijzen dat zou dienen om het rationeel energiegebruik te bevorderen. Op gebied van ruimtelijke ordening Er moet gestreefd worden naar een verdichting (concentratie) van de activiteiten, eerder dan een verdunning van de inplanting van de woningen (verspreide bewoning op het platteland) en van de ondernemingen in de tertiaire sector (in de stadscentra eerder dan bedrijvenzones langs de autowegen). Nieuwe belangrijke inplantingen moeten bediend worden door openbaar vervoer met hoge frequentie en van goede kwaliteit. Op gebied van bouwnormen De isolatienormen voor nieuwe woningen zijn nu reeds strenger geworden; daarentegen moet de isolatie van bestaande gebouwen ernstig worden bestudeerd (60% van de woningen werden voor 1970 gebouwd). Effectieve controle op het terrein van de naleving van normen en voorschriften is noodzakelijk om de op plan voorziene karakteristieken van de betrokken woningen te verifiëren. De minimale isolatievereisten voor openbare gebouwen moeten hoog liggen. B.2 De energieleveranciers Op gebied van tarieven De degressiviteit van de tarieven in functie van de afgenomen hoeveelheid energie moet verminderd worden. In fine zou een bijkomende kWh of GJ niet goedkoper moeten zijn dan de eerste verbruikte eenheid. Op gebied van leesbaarheid der facturen De energieeenheden van de verschillende energievectoren zouden onderling vergelijkbaar moeten zijn (cf. supra) De factuur of verbruikstaat moet de verbruiker toelaten zijn huidig verbruik te vergelijken met dit tijdens vorige periodes en zo de evolutie van zijn energieverbruik te volgen. Dit is een middel om zich beter rekenschap te geven van wijzigingen in het gedrag van de gebruikers of van wijzigingen in de efficiëntie van toestellen. De energieleverancier zou een vergelijkingsmiddel met andere gelijkaardige woningen of gebouwen met dezelfde bestemming in de tertiaire sector moeten ter beschikking stellen, in het bijzonder onder vorm van het specifiek verbruik per m2 , per persoon enz.

33

Op gebied van verbruiksinformatie in real time Een goed middel om de gebruikers van een gebouw bewust te maken van het verbruik ervan is hen toelaten de verschillende verbruiken (elektriciteit, gas, water…) af te lezen en dit over verschillende periodes (ogenblikkelijk, laatste uur, dag, week…). De melding zou voldoende duidelijk moeten zijn om de verbruiker toe te laten een oververbruik onmiddellijk vast te stellen (alarm). B.3 De eindverbruiker Zowel wat de huishoudens als de ondernemingen uit de tertiaire sector betreft moet aandacht geschonken worden aan de lokalisatie van hun inplanting. Deze beïnvloedt de indirecte energieverbruiken, veroorzaakt door de verplaatsingen. De nabijheid van het openbaar vervoer moet een voorwaarde zijn bij de keuze van de ligging. Actie moet ondernomen worden op gebied van de regeling van de verwarming, zowel wat de installatie (thermostaat, thermostatische kranen, circulatiepomp en ketel die uitsluitend werken wanneer warmte gevraagd wordt) als wat het begrip “comfort” betreft (20 °C i.p.v. 21 °C, een daling met 1°C leidt tot 7% vermindering van het verbruik). De installatie van apparaten met hoog rendement en betere energetische prestaties moet aangemoedigd worden; wel moet gewaakt worden over de definitieve buitendienstname van de oude uitrusting. Het gebruik van hernieuwbare energiebronnen - die een niet verwaarloosbaar potentieel bezitten - moet bevorderd worden. Het gebruiken van hernieuwbare energie voor een deel van zijn verbruik maakt de gebruiker rechtstreeks bewust van de grootte van zijn totaal energieverbruik.

C. Vervoer Door aanpassing van de technologie kunnen bij de transportmiddelen van morgen twee belangrijke doelstellingen bereikt worden: § de dwingende vermindering van de koolstofdioxide (CO2 )-emissies, het belangrijkste broeikasgas ten gevolge van de verbranding van koolwaterstoffen, § het in dienst nemen van verschillende energiebronnen die toelaten een herverdeling van de vraag te realiseren, waardoor een energetische onafhankelijkheid gemakkelijker verzekerd wordt en zodoende een onvermijdbare energiecrisis ontweken wordt, die het gevolg zou zijn van de uitputting van de reserves van de klassieke fossiele brandstoffen. Het gebruik van elektrische energie lijkt onmisbaar teneinde realistische en doeltreffende objectieven te kunnen bereiken. C.1 Onmiddellijke oplossingen zijn mogelijk voor het transport over het land C.1.1 Snellere organisatie van een betere intermodaliteit met het openbaar vervoer als kernpunt De realisatie van een daadwerkelijke intermodaliteit tussen de verschillende transportmiddelen, van heel eenvoudig(stappen) tot zeer ingewikkeld(HST), wordt een plicht van de maatschappij. Het ontlasten van het pendelverkeer van en naar de stad is een belangrijk middel om energie te besparen en CO2 -emissies te reduceren. De ontwikkeling van het GEN (Gewestelijk Expres Net), maar ook een grotere kwaliteit van de treinverbindingen in het algemeen, zou een gevoelige transfer moeten toelaten van de verplaatsingen per wagen naar die met de trein. Het is duidelijk dat een programma dat de herorganisatie en investeringen spreidt over een periode van 10 tot 15 jaar veel te traag is. In de stad moet het openbaar vervoer aantrekkelijk worden op het gebied van comfort, frequentie en informatie. Het overstappen van het ene openbaar transportmiddel naar het andere zou moeten kunnen gebeuren zonder ongemakken en op een efficiënte manier. Het gebruik van het openbaar 34

vervoer vereist een verplaatsing te voet, waarvan het comfort en de veiligheid niet gehinderd mag worden door het individueel gemotoriseerd vervoer. C.1.2 De individuele mobiliteit Het is niet denkbaar een volledig verbod op te leggen op het individueel vervoer per wagen, maar het gebruik dat ervan wordt gemaakt moet in competitie geplaatst worden met het collectief vervoer via een intermodale organisatie van de reisroutes en het in dienst stellen van rationele reglementen die effectief worden uitgevoerd (snelheidslimieten, parkings, enz.) en een doeltreffende informatie. De wagen zou niet meer aanzien moeten worden als levensnoodzakelijk en een alternatief aanbod zou moeten vermeerderd worden zoals “car sharing” met schone voertuigen en individueel openbaar vervoer met elektrische voertuigen( automatisch uitleensysteem) bedoeld om korte afstanden af te leggen van het ene uitleenstation naar het andere. Het is noodzakelijk dat het aanbod aan schone voertuigen voldoende groot en aangepast is en dit gepaard gaande met een definitie en een rangschikking van “schone” voertuigen en de bepaling van een reeks aanmoedigingsmaatregelen aangepast aan de “schoonheidsgraad” . De individuele mobiliteit met “eenvoudigere” vervoermiddelen (te voet, milieuvriendelijke tweewielers,…) moet sterk aangemoedigd worden. C.1.3 Een snelle technologische evolutie op korte en middellange termijn Men kan het wagenpark niet van de ene dag op de andere vervangen. Dit vereist een aanpak verspreid over een periode van minstens tien jaar. Het huwelijk van de elektrische aandrijving met de thermische aandrijving, nl. de hybride aandrijving, geeft aanleiding tot een belangrijke potentiële energie winst en vermindering van CO2-emissies. De elektrische en hybride vervoertechnologie kan zonder al te grote vertraging, zij het niet onmiddellijk, in gebruik genomen worden als complement op de verbeterde en alternatieve thermische transportmiddelen. Het gebruik van alternatieve brandstoffen (methanol, ethanol, biogas) is eenvoudiger in hybride voertuigen en heeft het voordeel dat de vraag naar brandstof minder groot zal zijn daar hogere rendementen realiseerbaar zijn. De korte en middellange termijn kan dus gekenmerkt worden door hybride technologieën. C.2 Aanvullende oplossingen zijn mogelijk op lange termijn , verder dan 2010 C.2.1 De verdere aanwending van elektrische en hybride aandrijvingstechnieken De vooruitzichten inzake energiebesparing en beperking van emissies gebonden aan de invoering van elektrische en vooral hybride voertuigen blijven van kracht. Dit geeft aanleiding tot de vraag van de toepasbaarheid van waterstof voor het wegvervoer, zeker betreffende de manier hoe waterstof zal worden opgewekt en de beschikbaarheid van “klassieke” brandstoffen. Een grondige vergelijkende analyse is onmisbaar. C.2.2 De waterstofbaan Waterstof op zich komt slechts in beperkte mate voor in de natuur, maar het watersofatoom is overvloedig aanwezig in water van meren, rivieren en oceanen en natuurlijk ook in fossiele brandstoffen en afkomstig van biologische processen (methanol, ethanol, biomassa, ...). Het lijdt geen twijfel dat waterstof een toekomstige energiedrager wordt maar deze potentialiteit mag de aanwending van de andere meer klassieke oplossingen niet afremmen. Er mag niet vergeten worden dat een brandstofcelvoertuig logischerwijze een elektrisch voertuig is; waterstof verbranden in een thermische motor is “energetisch” onzin. De brandstofcel heeft een zeer interessant eigen rendement (± 50%), maar men dient het rendement te analyseren van de hele waterstofproductieketen. 35

Het is niet zo interessant om fossiele brandstoffen te gebruiken om waterstof te produceren. In feite emiteert een brandstofcel die gebruik maakt van aardgas een beetje meer koolzuurgas dan de nieuwe dieselmotoren en gevoelig meer dan hybride voertuigen. Waterstof zal interessant zijn wanneer het geproduceerd wordt uit hernieuwbare energiebronnen. De elektrolyse van water geeft geen CO2 -emissies indien gebruik gemaakt wordt van elektriciteit dat zelf opgewekt wordt zonder uitstoot van broeikasgassen. Men kan echter zich vragen stellen over het spaarzaam gebruik van de energie.Ook de opslag van waterstof dient grondig te worden geëvalueerd. Om te besluiten kan men stellen dat een grondige analyse noodzakelijk is betreffende de productie, opslag, distributie en gebruik van waterstof. Eveneens is een vergelijking nodig van de aanwending van de brandstofcel in transportsystemen met oplossingen geboden door elektrische en hybride voertuigen, waarbij men de familie van “traditionele” thermische aandrijvingen niet mag vergeten. C.3 Oplossingen voor maritiem transport en de luchtvaart Het transport langs de waterwegen verdient een betere uitbating en moet gezien worden in het kader van de uitwerking van intermodale oplossingen. Het maritiem transport zou voornamelijk een bijdrage moeten leveren bij een verbetering van energieverbruik en het leefmilieu door de aanwending van aandrijfsystemen die gebruik maken van elektrische energie. Het luchttransport moet meer gerationaliseerd worden voor de korte en middellange trajecten (enkele 100km) en dit ten voordele van snelle landelijke verbindingen (voornamelijk via het spoor). Hun huidige technologische aandrijvingen geven niet verwaarloosbare problemen i.v.m. het leefmilieu. Oplossingen dienen dus eveneens gezocht te worden net zoals voor het wegtransport.

D. Elektriciteitsproductie D.1 Vooraleer aanbevelingen te formuleren voor het beperken van de lozingen van broeikasgassen door elektriciteitsproductie, dient alle aandacht te gaan naar de beheersing van de vraag naar elektriciteit. Alle maatregelen die economisch zinvol zijn - d.w.z. waarvan de kost van dezelfde grootteorde is als de investering in nieuwe productie-eenheden, hetzij om de toenemende vraag op te vangen, hetzij om verouderde eenheden te vervangen of te verbeteren moeten aangemoedigd of geïmplementeerd worden. Bij dit streven naar een lagere elektriciteitsproductie moet evenwel rekening gehouden worden met de voortschrijdende substitutie van bepaalde energetische processen door elektrische processen (b.v. staalsector, transport enz.); hierdoor stijgt het elektriciteitsverbruik, maar daalt zowel het totaal primair energieverbruik als de lozingen van broeikasgassen. D.2 Tevens moet afgewogen worden in welke sectoren (elektriciteitsproductie, transport, industrie, huishoudelijke sector…) de lozingen van broeikasgassen aan de laagste economische kost kunnen verminderd worden. D.3 Er bestaat, in België, een - weliswaar beperkt - potentieel voor hernieuwbare energie. Dit potentieel dient zo volledig mogelijk benut te worden. Windenergie, waterkracht en biomassa kunnen in 2020 samen ongeveer 8 % van de productie voor hun rekening nemen; hun economische handicap kan b.v. via een systeem van groene certificaten weggewerkt worden. Om concurrentievervalsing tegen te gaan zouden deze ondersteuningsmechanismen voor gans Europa (en zeker in gans België!) dezelfde moeten zijn. Het ware wenselijk een eenvoudig systeem in te voeren dat gebruikers toelaat een bewuste keuze te maken en zich te bevoorraden in “groene stroom”, d.w.z. in elektriciteit voortgebracht door hernieuwbare bronnen; de hogere prijs van deze stroom kan gebruikt worden om de hogere productiekost te bekostigen.

36

D.4 Het nog aanwezig marktpotentieel voor kwaliteits- WKK-installaties (“Warmte-Kracht”) bedraagt ongeveer 1000 MW. Het invullen van dit potentieel dient gestimuleerd te worden, b.v. door gunstige terugkooptarieven. Tevens moet men er zich van bewust zijn dat onoordeelkundig gebruik van WKK kan leiden tot een verhoging van de CO2 -emissies. D.5 België kan zijn relatief gunstige positie inzake CO2 -lozingen/kWh slechts behouden, wanneer het procentuele aandeel van de kernenergie in het productiepark behouden blijft; dit veronderstelt de vervanging van het huidig kernpark door nieuwe eenheden en dit vanaf 20202025, datum waarop men kan aannemen dat de economische levensduur van de oudere eenheden zal bereikt zijn. Het halen van (en blijven voldoen aan) de Kyoto- norm lijkt uiterst moeilijk (en economisch moeilijk draagbaar) in geval van uitstap uit de kernenergie. Intussen moet de in België bestaande nucleaire know-how behouden blijven en het wetenschappelijk onderzoek, in het bijzonder inzake de definitieve berging van de afval en de ontwikkeling van nieuwe reactortypes, gestimuleerd worden. D.6 Voor nieuwe centrale eenheden en voor de vervanging van oudere kolencentrales dient bij voorkeur beroep gedaan te worden op gaseenheden in gecombineerde cyclus (STEG’s), dit omwille van hun hoog rendement en lage CO2 -uitstoot. D.7 Toch mag, om reden van bevoorradingszekerheid en prijsstabiliteit op langere termijn steenkool niet volledig afgeschreven worden. De jongere generatie van steenkoolcentrales, voorzien van rookgaszuiveringsinstallaties moeten hun rol in het park blijven spelen en, bij einde leven, vervangen worden door geavanceerde poederkooleenheden, of, op iets langere termijn, door eenheden met kolenvergassing. D.8 Teneinde de bela ngrijke wereldreserves aan steenkool te kunnen benuttigen en tevens de CO2-lozingen te beperken, dient het wetenschappelijk onderzoek naar captatie (voor of na de verbranding) en stockage van CO2 op nationaal en internationaal vlak te worden gestimuleerd. D.9 Alhoewel deze technologieën geen oplossing op korte termijn kunnen bieden voor de productie van elektriciteit op grote schaal, dient het wetenschappelijk onderzoek inzake fotovoltaische cellen (kostprijs!) en brandstofcellen (levensduur, betrouwbaarhe id) worden gestimuleerd; voor beide productieprocessen bestaan er, op langere termijn, interessante nichetoepassingen.

37

INDUSTRIE

Emissions de gaz à effet de serre : L'énergie et les combustibles

Juin 2002

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

Table des matières 1.Consommations d’énergie finale _________________________________________________________ 3 1.1. Statistiques globales par secteur 1979-90-99 (Tab.1 Consommation finale d'énergie) ______________ 3 1.2. Évolution des quantités _____________________________________________________________ 4 2. Hausse des prix de l’énergie____________________________________________________________ 4 2.1. Premier choc pétrolier _____________________________________________________________ 4 2.2. Second choc pétrolier ______________________________________________________________ 4 2.3. Réactions de l'industrie_____________________________________________________________ 5 3. Effets géographiques _________________________________________________________________ 5 4. Consommations par l'industrie _________________________________________________________ 6 4.1. Évolution globale par vecteur 1979-90-99 (Tab.2 Consommation finale de l'industrie par vecteur) ____ 6 4.2. Evolution par branche (Tab.3 Consommation finale d'énergie de l'industrie par branche) ___________ 7 4.3. Sidérurgie (Tab.4 Consommation finale de la sidérurgie par vecteur) __________________________ 8 4.4. Chimie (Tab.5 Consommation finale de la chimie par vecteur) _______________________________ 9 (Tab.6 Consommation finale non énergétique) (Tab.7 Consommation spécifique d'énergie de la chimie) 10 (Diagramme Indice FEDICHEM) 11 4.5. Produits minéraux non métalliques (Tab.8 Consommation finale des prod. minéraux non métalliques) 12 4.6. Autres branches 12 5. Améliorations possibles ______________________________________________________________ 13 5.1. Potentiel d'amélioration ___________________________________________________________ 13 5.2. Conditions de réalisationéalisation___________________________________________________ 13 6. Vision correcte des rejets de l'industrie __________________________________________________ 15 6.1. Référence 1990 __________________________________________________________________ 15 6.2. Matières premières et usages incompressibles équivalents__________________________________ 15 6.3. Cession de produits énergétiques ____________________________________________________ 16 6.4. Durée de vie des produits __________________________________________________________ 17 6.5. Transports _____________________________________________________________________ 17 7. Recommandations __________________________________________________________________ 18 7.1. Non-linéarité____________________________________________________________________ 18 7.2.Vision intégrée. Groupes de travail. Accords de branche ___________________________________ 18 7.3. Analyses détaillées. Comparaisons. Meilleures techniques _________________________________ 18 7.4. Fixation des priorités _____________________________________________________________ 18 7.5. Potentiel d'amélioration ___________________________________________________________ 18 7.6. Ressources nécessaires ____________________________________________________________ 19 7.7. Taxation ? Competitivité.Pas de décision unilatérale______________________________________ 19 7.8. Suivi des programmes _____________________________________________________________ 19 7.9. Régionalisation__________________________________________________________________ 19 7.10. Négotiations internationales _______________________________________________________ 19 Documents cités ______________________________________________________________________ 20 Juin 2002

2

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

1. INDUSTRIE Émissions de gaz à effet de serre : l’énergie et les combustibles

1. Consommation finale d’énergie 1.1. Statistiques globales par secteur 1979-90-99 Les statistiques du ministère fédéral des affaires économiques (Tab.1) montrent l'évolution de 1979 à 1999 de la consommation finale d’énergie du pays répartie par secteur : industrie, transports, "résidentiel et équivalents", et usages non énergétiques. Cette consommation atteignait en 1999 le niveau de 43,3 Mtep/an, millions de tonnes d'équivalent pétrole par an, en hausse de 24 % sur l'année 1990, référence du protocole de Kyoto. La consommation finale d'énergie par l'industrie représente 13,2 Mtep/an en 1999, un peu plus de 30 % de la consommation finale d'énergie du pays. Cette consommation se situe entre celle du secteur résidentiel et équivalents (35 %) et celle du secteur des transports (22 %). Les usages non énergétiques, et donc sans production de CO2 , représentent un peu moins de 13 %, essentiellement destinés à l'industrie .

Tab.1. Consommation finale d'énergie ktep. 1979

1990

Industries

14357

12222

Iindice 90

117,5%

100,0%

Transport

5929

7738

Iindice 90

76,6%

100,0%

Résidentiel et équivalents

14903

11964

Iindice 90

124,6%

100,0%

3055

3037

Iindice 90

Usages non énergétiques

100,6%

100,0%

Total

38244

Iindice 90

109,4%

35,0%

1992

1996

1997

12033

12138

12699

13075

13197 30,5%

98,5%

99,3%

103,9%

107,0%

108,0%

1999

8040

8939

9239

9620

103,9%

115,5%

119,4%

124,3%

13502

16244

15087

15083

15152 35,0%

112,9%

135,8%

126,1%

126,1%

126,6%

22,1%

34,2%

1998

9615 22,2% 124,3%

3512

4677

5008

5052

115,6%

154,0%

164,9%

166,3%

34961 100,0%

37087

41998

42033

42830

43319 100,0%

100,0%

106,1%

120,1%

120,2%

122,5%

123,9%

8,7%

Juin 2002

5355 12,4% 176,3%

3

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

1.2. Évolution des quantités Le pourcentage de consommation finale d'énergie par l'industrie en 1999 (30,5 %) est en baisse par rapport aux 35 % de l'année 1990, référence du protocole de Kyoto, et aux 37,5 % de 1979. Ce pourcentage reste encore très supérieur à la moyenne européenne de l’ordre de 20%. Ceci traduit une concentration particulière en Belgique d’industries consommatrices d’énergie et exportatrices de produits manufacturés. Mais la consommation en valeur absolue est en hausse de 12,2 à 13,2 Mtep/an sur la dernière décennie. Cette hausse de 8 % est toutefois inférieure à la moyenne du pays qui passe de 35 à 43,3 Mtep/an (+24 %) poussée par le secteur résidentiel (de 12 à 15,2 Mtep/an, +27 %) et celui des transports (de 7,7 à 9,6 Mtep/an, +24 %). Cette évolution dans le secteur industriel résulte d’effets opposés, l’accroissement sensible des productions qui sera illustré plus loin lors de l'analyse des branches d’une part, et la diminution notable des consommations spécifiques d’autre part. Les progrès en Utilisation plus Rationnelle de l' Énergie sont une préoccupation économique constante de l'industrie. Ils se sont accélérés pendant le dernier quart du XXième siècle sous les pressions concurrentielles croissantes : la constitution du marché commun européen, la hausse considérable des prix de l'énergie au milieu des années 80, et plus récemment la libéralisation des échanges avec l'Est et les effets de la globalisation

2. Hausse des prix de l’énergie 2.1. Premier choc pétrolier Suite aux premières réunions entre les pays exportateurs de pétrole à Téhéran et Tripoli en 1971-72, des hausses concertées de prix ont été décidées à Doha en octobre 1973. Ces accords ont déclenché le choc pétrolier du quatrième trimestre 1973, avec pour résultat un doublement durable des prix des produits pétroliers en dollars. Ce premier choc fut partiellement amorti en Europe par la baisse de valeur du dollar. La référence des accords de Bretton-Woods fut abandonnée en 1971. Le cours du dollar américain est alors passé de 50 BEF/USD (1,24 euro/USD) à 40 BEF/USD (1 euro) en 1974, et sous les 30 BEF/USD (0,75 euro) en fin de la décennie 1970. Ces cours sont bien inférieurs aux niveaux actuels qui oscillent entre 1,15 et 0,9 euro par US dollar.

2.2. Second choc pétrolier Le second choc pétrolier a débuté dans les années 1979-1980 pour se terminer dans les années 1986-87. Les prix de l'énergie pour l'industrie se sont envolés en dollars, alors que le dollar se raffermissait rapidement. La conjugaison de ces deux effets a entraîné un triplement des prix européens des combustibles pétroliers, avec un point culminant en 1985. La hausse du pétrole a entraîné une hausse similaire des prix des autres énergies fossiles, gaz naturel et charbon. Citons par exemple le prix spot Rotterdam du fuel à 3.5% de soufre. En février 85 il dépassait 188 USD/tonne avec un dollar à 67 francs belges (1,66 euro), soit plus de 300 Juin 2002

4

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. BEF/GJs (7,5 euro), avant de retomber sous les 100 BEF/GJs (2,5 euro) en 86-87, aidé par la baisse du dollar de 49 BEF/USD en 1986 à 33 BEF/USD en 1987 (de 1,21 à 0,82 euro par dollar). Le gaz naturel de son côté n'atteignait pas ces sommets mais suivait les prix moyens avec un décalage de quelques mois. Le prix moyen du gaz franco frontière a dépassé les 100 BEF/GJs (2,5 euro) en 1980. Déjà à 140 BEF/GJs (3,5 euro) en 1981, il atteignait le prix moyen de 234 BEF/GJs (5,80 euro) en 1984, et 245 BEF /GJ s (6,07 euro) en 1985 avant de retomber vers les 100 BEF/GJs (2,5 euro) en 1987-1988. Le charbon dont les prix inférieurs sont destinés à compenser les coûts plus élevés d'utilisation présentait un prix maximum de 47 USD/tonne 1% S CIF ARA (1,17 euro) en février 1985 ou environ 110 BEF/GJs (2,7 euro) avant de retomber entre 30 et 40 BEF/GJs (entre 0,74 et 1 euro). Notons en passant que tous ces prix sont des prix courants (non inflatés). L'indice des prix à la consommation par exemple a augmenté de 38 % entre fév. 1985 et fév. 2001. Un baril de pétrole à 20 dollars au cours de 1,15 Euro par dollar en 2001 correspond à 23 euro par baril, soit 3,25 euro par GJs en 2001. Déflatée par l'indice des prix, la valeur est de 2,35 euro par GJs en 1985. Les prix réels pour l'industrie en 1985 étaient nettement plus élevés qu'aujourd'hui. 2.3. Réactions de l'industrie L'accroissement considérable et continu des prix de l'énergie depuis la fin des années 70 jusqu'au milieu des années 80 a provoqué des réactions sur l'offre et la demande. La prospection pétrolière et gazière s'est amplifiée dans tous les pays, amenant la découverte et l'exploitation de nouveaux gisements. La recherche de technologies plus performantes (forages non verticaux et taux de récupération amélioré, pour ne citer que deux exemples) ont permis d'amplifier l'exploitation offshore et accru les réserves prouvées. L'industrie consommatrice de son côté a consenti des investissements considérables en utilisation rationnelle et économies d'énergie pour combattre les prix élevés et améliorer sa résistance aux fluctuations et pénuries. Ceci apparaîtra lors de l'analyse des branches.

3. Effets géographiques Le phénomène des crises pétrolières étant mondial et son évolution instable étant difficile à prévoir, les déplacements d'activité ont été limités. On note toutefois un développement industriel plus rapide aux Pays-Bas (base gaz), dans les pays scandinaves (base hydraulique plus gisements de mer du Nord), aux USA (gisements de gaz et de pétrole), et au Moyen-Orient (gisements de pétrole, de gaz associé, et de gaz), au Venezuela (pétrole), au Canada, au Royaume Uni, etc. La France et l'Allemagne ont par ailleurs favorisé l'usage du charbon et même de lignite (tant en RFA qu'en RDA) dans les décennies 1975 à 1995.

Juin 2002

5

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. 4. Consommations par l'industrie 4.1. Évolution globale par vecteur 1979-90-99 Tab.2. Consommation finale de l'industrie par vecteur ktep.

Electricité Gaz Comb.Solides Petrole

1979

1990

1992

1996

1997

1998

1999

2151

2625

2771

2966

3131

3216

3235

15,0%

21,5%

23,0%

24,4%

24,7%

24,6%

24,5%

5024

4186

3740

4674

4638

5029

5515

35,0%

34,2%

31,1%

38,5%

36,5%

38,5%

41,8%

3987

3781

3316

3056

3174

3209

3162

27,8%

30,9%

27,6%

25,2%

25,0%

24,5%

24,0%

3197

1631

2208

1444

1755

1622

1287

22,3%

13,3%

18,3%

11,9%

13,8%

12,4%

9,8%

Total

14359

12223

12035

12140

12698

13076

13199

Iindice 90

100,0% 117,5%

100,0% 100,0%

100,0% 98,5%

100,0% 99,3%

100,0% 103,9%

100,0% 107,0%

100,0% 108,0%

Les statistiques de la table 2 détaillent pour la consommation finale des industries l'utilisation des vecteurs électricité, gaz, solides, et produits pétroliers. Avec l'arrêt des charbonnages nationaux et sous la pression de la limitation des rejets, l'usage des combustibles solides s'est réduit en pourcentage de 31 à 24 % sur la dernière décennie, et en valeur absolue de 3,8 à 3,2 Mtep/an. Les solides ne sont pratiquement plus utilisés que par l'industrie sidérurgique (85 %), et les produits minéraux non métalliques (9 %) pour des procédés spécifiques. L'utilisation de produits pétroliers baisse, elle aussi, en valeur absolue à moins de 1,3 Mtep/an et en valeur relative à moins de 10 %. Les accroissements de consommations et une certaine substitution profitent à l'électricité, dont l'emploi passe de 2,6 à 3,2 Mtep/an, de 21,5 à 24,5 %, et surtout au gaz naturel, dont la consommation passe de 4,2 à 5,5 Mtep/an, de 34 à 42 % sur la décennie. Ceci a des conséquences positives sur l'effet de serre. En effet : La quantité de CO2 rejetée par le secteur électrique est faible pour une énergie de cette qualité, de l'ordre de 0,27 kg CO2 / kWh, soit 3,14 t CO2 / tep. La quantité de CO2 produite par combustion varie d'un maximum de 4,5 à 5 t CO2 / tep pour les combustibles solides, à moins de 3 t CO2 / tep pour des gaz combustibles riches en méthane, en passant par 3,1 à 3,4 t CO2 / tep pour les combustibles liquides. Ces productions spécifiques de CO2 se combinent à l'évolution des consommations vers des produits moins riches en carbone pour conduire à une stabilisation sur la décennie des rejets de CO2 attribués globalement au secteur industriel. Ce résultat peut paraître satisfaisant au regard de l'objectif intermédiaire du protocole de Kyoto d'une stabilisation des émissions en fin de siècle. Juin 2002

6

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. 4.2. Evolution par branche La répartition de la consommation finale d'énergie par branche d'industrie reprise en table 3 ci-après donne toutefois une image plus contrastée. Certaines branches consomment moins, comme la sidérurgie, les métaux non ferreux ou les produits minéraux non métalliques, mais d'autres branches consomment plus, en particulier la chimie. Les usages non spécifiés présentent un point singulier en 1990, année de référence du protocole de Kyoto, ce qui est fâcheux et devrait être tiré au clair. Tab.3. Consommation d'énergie finale de l'industrie ktep 1979 Siderurgie Iindice 90

1990

6280

5010

125,3%

100,0%

Chimie+Petrochimie

2283

2390

Iindice 90

95,5%

100,0%

Métaux non ferreux Iindice 90

Prod.Min. non métalliques Iindice 90

Equipements de transport Iindice 90

Machines Iindice 90

Industries extractives Iindice 90

Prod.alim,boissons,tabacs Iindice 90

Imprimeries,pâtes et papiers Iindice 90

Bois et ouvrages en bois Iindice 90

Construction Iindice 90

Textiles et cuir Iindice 90

Non spécifiés Iindice 90

431

362

119,1%

100,0%

2148

1456

147,5%

100,0%

123

207

59,4%

100,0%

520

340

152,9%

100,0%

45

39

115,4%

100,0%

585

757

77,3%

100,0%

260

378

68,8%

100,0%

29

53

54,7%

100,0%

10

90

11,1%

100,0%

155

278

55,8%

100,0%

1992 41,0%

19,6%

11,9%

1,7%

0,3%

6,2%

4314

4427

4700

4662

88,4%

93,8%

93,1%

2660

2806

2960

3152

111,3% 117,4%

123,8%

131,9%

2371 322

353

353

313

324

89,0%

97,5%

97,5%

86,5%

89,5%

1404

1246

1255

1230

1204

96,4%

85,6%

86,2%

84,5%

82,7%

221

208

200

206

106,8% 100,5%

96,6%

99,5%

192 361

296

273

279

271

106,2%

87,1%

80,3%

82,1%

79,7%

35

33

32

31

31

89,7%

84,6%

82,1%

79,5%

79,5%

729

813

720

733

96,3% 107,4%

95,1%

96,8%

716 373 98,7%

0,4%

0,7%

378

374

398

97,1% 100,0%

367

98,9%

105,3%

58

50

51

51

52

109,4%

94,3%

96,2%

96,2%

98,1%

135

158

151

140

150,0% 175,6%

167,8%

155,6%

149 165,6%

2,3%

1999

86,1%

94,6% 3,1%

1998

4512

92,8% 2,8%

1997

90,1%

99,2% 3,0%

1996

284

260

260

270

259

102,2%

93,5%

93,5%

97,1%

93,2%

1476

23,9%

2,5%

9,1%

1,6%

2,1%

0,2%

5,6%

3,0%

0,4%

1,1%

2,0%

1490

863

1684

1797

1767

172,7%

100,0%

145,8%

171,0% 195,1%

208,2%

204,8%

12035

12140 12698 13076 13199 100,0%

7,1%

Total

14359

12223 100,0%

Iindice 90

117,5%

100,0%

Juin 2002

1258

35,3%

98,5%

99,3% 103,9%

107,0%

13,4%

108,0%

7

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

Les trois plus gros consommateurs d'énergie que sont la sidérurgie, 35 %, la chimie, 24 %, et les produits minéraux non métalliques, 9 %, représentent plus des deux tiers du secteur et sont analysées par vecteurs énergétiques et commentées dans les paragraphes suivants. 4.3. Sidérurgie La consommation énergétique globale de 4,7 Mtep/an en 1999 est en baisse de 7 % sur 1990 et de 26 % sur 1979 (Tab.4). Ce progrès reflète les économies déclenchées par le premier choc pétrolier, et le résultat d'efforts de regroupement et rationalisation.

Tab.4. Consommation finale de la sidérurgie par vecteur ktep. 1979 Electricité Gaz Comb.Solides Petrole

1990

1992

1996

1997

1998

1999

446

442

479

499

542

554

533

7,1%

8,8%

10,6%

11,6%

12,2%

11,8%

11,4%

2240

1526

1279

1216

1182

1371

1354

35,7%

30,5%

28,3%

28,2%

26,7%

29,2%

29,0%

3255

2880

2641

2492

2660

2717

2735

51,8%

57,5%

58,5%

57,8%

60,1%

57,8%

58,7%

339

162

113

107

43

58

40

5,4%

3,2%

2,5%

2,5%

1,0%

1,2%

0,9%

0,0%

Total Iindice 90

6280

5010

4512

4314

4427

4700

4662

100,0% 125,3%

100,0% 100,0%

100,0% 90,1%

100,0% 86,1%

100,0% 88,4%

100,0% 93,8%

100,0% 93,1%

Contrairement à l'ensemble des industries, la sidérurgie affiche une quasi-stagnation des consommations pour les solides (ce vecteur constitue plus de la moitié de ses besoins totaux) et pour l'électricité. Les économies portent sur le gaz et les produits pétroliers. Ce phénomène résulte du maintien en Belgique de la production d'acier à partir de minerai de fer qu'il faut chimiquement réduire. Cet acier est largement exporté. Par contre la production d'acier au four électrique à partir de mitrailles recyclées (plus de la moitié de l'acier produit en Europe en provient) économise les 3/4 de l' énergie nécessaire aux hauts-fourneaux. Mais le recyclage est effectué hors de Belgique. Cette distorsion due à l'exiguïté du territoire fédéral et aux différences historiques de prix de l'énergie électrique dans les pays voisins enlève toute signification aux comparatifs entre pays de tailles très dissemblables. Les consommations spécifiques d'énergie et les émissions de CO2 par tonne d'acier ou par habitant ne constituent pas un indicateur de performance valable quand les procédés de production et les échanges ne sont pas pris en compte.

Juin 2002

8

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

4.4. Chimie La consommation énergétique globale de 3,2 Mtep/an en 1999 est en hausse de 32 % sur 1990 et de 75 % sur 1979 (Tab.5). Cette évolution résulte du développement et d'une meilleure utilisation des capacités de production en Chimie / Pharmacie, notamment en vapocraqueurs, ammoniac et plastiques. Les besoins supplémentaires ont été couverts par le gaz, qui représente maintenant plus de la moitié des sources d'énergie, et par l'électricité, dont l'usage croît légèrement en valeur absolue et couvre un tiers des besoins. L'utilisation de produits pétroliers et de solides a diminué en valeur absolue et bien sûr relative. Ces vecteurs représentent maintenant moins de 9% et 1% respectivement.

Tab.5. Consommation finale de la chimie par vecteur ktep. 1979

1990

1992

1996

1997

1998

1999

Electricité

730 32,0%

849 35,5%

915 38,6%

994 37,4%

1060 37,8%

1097 37,1%

1100 34,9%

Gaz

905 39,6%

937 39,2%

828 34,9%

1355 50,9%

1331 47,4%

1517 51,3%

1765 56,0%

64 2,8%

128 5,4%

63 2,7%

50 1,9%

57 2,0%

30 1,0%

23 0,7%

584 25,6%

476 19,9%

565 23,8%

261 9,8%

358 12,8%

316 10,7%

264 8,4%

Comb.Solides Petrole

0,0%

Total Iindice 90

2283

2390

2371

2660

2806

2960

3152

100,0% 95,5%

100,0% 100,0%

100,0% 99,2%

100,0% 111,3%

100,0% 117,4%

100,0% 123,8%

100,0% 131,9%

Les matières premières ne sont pas comprises dans les chiffres de la table 5. Comme le montre la ventilation par vecteur de la table 6, ce sont essentiellement des liquides pétroliers et du gaz sous le label d'usages non énergétiques de la table 1. La consommation dépasse 5 millions de tep/an en fin des années 90, en très forte hausse sur 1990 (plus de 75 %), traduisant la croissance considérable de la pétrochimie , en particulier mais pas seulement à Anvers.

Juin 2002

9

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

Tab.6. Consommation finale non énergétique

Electricité Gaz Comb.Solides Petrole

1979

1990

1992

1996

1997

1998

1999

0

0

0

0

0

0

0

672

466

683

798

805

770

932

22,0%

15,3%

19,4%

17,1%

16,1%

15,2%

17,4%

0

0

0

0

0

0

0

2383

2571

2829

3879

4203

4282

4423

78,0%

84,7%

80,6%

82,9%

83,9%

84,8%

82,6%

0,0%

Total Iindice 90

3055

3037

3512

4677

5008

5052

5355

100,0% 100,6%

100,0% 100,0%

100,0% 115,6%

100,0% 154,0%

100,0% 164,9%

100,0% 166,3%

100,0% 176,3%

Les indices de production et de consommations spécifiques publiés par FEDICHEM (Tab.7) permettent une analyse des performances énergétiques de la branche chimie. Tab.7. Consommation spécifique d'énergie de la chimie (indices) 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 Consommation Production

100.0 107.5 104.6 114.0 116.4 103.9 117.1 124.4 115.9 125.1 115.7 115.7 109.0 104.6 111.8 100.0 109.4 121.5 137.5 141.9 121.5 138.0 145.6 150.0 162.2 153.5 155.0 158.4 164.6 173.9

Cons.Spécifique 100.0 98.3 86.1 82.9 82.0 85.5 84.9 85.4 77.3 77.1 75.4 74.6 68.8 63.5 64.3 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Consommation Production

111.2 111.1 118.0 118.7 121.3 123.8 126.7 128.9 128.4 132.9 140.0 145.8 162.4 162.9 168.1 179.6 184.8 198.8 216.1 224.5 230.6 233.4 258.7 246.5 247.3 270.3 277.6 307.6 309.7 329.8

Cons.Spécifique

61.9 60.1 59.4 54.9 54.0 53.7 54.3 49.8 52.1 53.7 51.8 52.5 52.8 52.6 51.0

L'indice de production en 1999 est en hausse de 43 % sur 1990 et le double de 1979. Si on compare ces chiffres à l'évolution de la consommation finale de la branche en table 5 (en 1999, plus 32 % sur 1990 et plus 38 % sur 1979), on constate que la hausse des productions est plus rapide que celle des consommations. L'indice FEDICHEM des consommations spécifiques affiche un progrès de 5 % sur 1990 et de 34 % sur 1979. Cet indice et le diagramme qui suit montrent clairement la vague d'économies engendrées par le premier choc pétrolier de 1973, puis le second choc de 1979, avec les délais nécessaires aux études, négociations, autorisations et réalisation des investissements. Les progrès se sont poursuivis plus lentement dans la dernière décennie, en profitant des accroissements de capacité pour moderniser les outils.

Juin 2002

10

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

Indice FEDICHEM 120

Pourcents

100 80 60 40 20 1999

1996

1993

1990

1987

1984

1981

1978

1975

1972

1969

0

Cons.Spécif

Ces améliorations de consommation d'énergie n'ont pu neutraliser les effets de la croissance de la production. Celle-ci est restée très forte et s'est même accélérée, passant en moyenne de +3.25 % l'an entre 1979 et 1990 à +4.06 % l'an entre 1990 et 1999. Deux phénomènes supplémentaires ont accentué la production de gaz à effet de serre attribuée à la chimie : • Le renforcement des normes d'élimination des déchets a imposé des installations d'épuration et de traitement supplémentaires, dont la consommation énergétique et les rejets se sont bien évidemment ajoutés ; • La substitution des (hydro)chlorofluorocarbures (CFC et HCFC) édictée par les protocoles de Montréal (sept.87) et ultérieurs a été réalisée jusqu'en 1995. Cette substitution a éliminé des quantités importantes de gaz à effet de serre : - 27 millions de tonnes de CO2 équivalent par an ont été éliminées des mousses non isolantes (de polyuréthanes essentiellement) entre 1990 et 1998 ; - 23 millions de tonnes de CO2 équivalent par an ont été éliminées des aérosols de 1986 à 1989. Au total ces 50 millions de tonnes de CO2 équivalent par an représentent plus de sept fois la production de CO2 liée à l'emploi des combustibles fossiles par la branche. Les produits CFC et HCFC soumis au protocole de Montréal ne sont pas repris dans la référence 1990 du protocole de Kyoto. Par contre les substituts hydro(fluoro)carbures y sont comptés. Bien que l'effet de serre de ces substituts soit plus faible d'un facteur 20 et plus, il s'ajoute à un effet non comptabilisé et constitue donc une charge un peu artificielle sur la branche chimie.

Juin 2002

11

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

4.5. Produits minéraux non métalliques La consommation énergétique globale de 1,2 Mtep/an en 1999 de la branche est en réduction de 17 % sur 1990 et de 44 % sur 1979 (Tab.8). Tab.8. Consommation finale des prod.minéraux non métalliques

Electricité Gaz Comb.Solides Petrole

1979

1990

1992

1996

1997

1998

1999

158

179

191

207

213

210

212

7,4%

12,3%

13,6%

16,6%

17,0%

17,1%

17,6%

1023

530

472

478

463

453

467

47,6%

36,4%

33,6%

38,4%

36,9%

36,8%

38,8%

530

543

449

346

305

325

278

24,7%

37,3%

32,0%

27,8%

24,3%

26,4%

23,1%

437

204

292

215

274

242

247

20,3%

14,0%

20,8%

17,3%

21,8%

19,7%

20,5%

0,0%

Total Iindice 90

2148

1456

1404

1246

1255

1230

1204

100,0% 147,5%

100,0% 100,0%

100,0% 96,4%

100,0% 85,6%

100,0% 86,2%

100,0% 84,5%

100,0% 82,7%

La réduction porte essentiellement sur les combustibles solides, les plus importants générateurs de CO2 à la tonne d'équivalent pétrole. La position de la branche en termes de production de CO2 apparaît donc confortable. Cela reste vrai s'il n'y a pas d'accroissement substantiel des capacités. 4.6. Autres branches Trois autres branches du secteur se trouvent dans la même situation favorable de rejets en 1999 inférieurs à ceux de 1990, et donc sans problème immédiat pour respecter le protocole de Kyoto, en l'absence de projets d'extension : les industies extractives, les machines, et dans une mesure limite les métaux non ferreux. Six autres branches se trouvent en situation difficile, voire critique comme dans le cas de la chimie. Il s'agit des textiles, produits alimentaires, bois, équipements de transport, imprimeries, et constructions représentant ensemble une consommation d'énergie finale en 1999 de 1,79 Mtep/an, 13,5 % du secteur industriel hors matières premières, ou encore 4,1 % de la consommation d'énergie finale du pays.

Juin 2002

12

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

5. Améliorations possibles 5.1. Potentiel d'améliorations Les techniques connues permettent des économies d'énergie de 10 à 30% ou plus des consommations proprement énergétiques (cette notion sera discutée au chapitre 6 qui suit) : • Equipements plus performants : transformateurs, moteurs, pompes, compresseurs, turbines à gaz, turbines à vapeur, fours, sécheurs, etc. ; • Isolation renforcée, frottements réduits ; • Entretien du matériel ; • Contrôle amélioré des procédés, modélisation, robotisation, moteurs à vitesse variable, simulation sur ordinateur, utilisation de techniques numériques avancées ; • Layout optimisé pour réduire les consommations d'utilités (implantation des appareils, des tuyauteries, branchement des réserves, diamètres) ; • Révision plus fondamentale du procédé de production et modifications structurelles, évolution vers la Best Available Technology quand les coûts le permettent ; • Programmation et optimisation des campagnes de production ; • Adoption de produits de substitution ; • Amélioration des locaux et installations pour le personnel (50+% de gain) ; • Mise en commun entre plusieurs procédés de ressources partagées telles que la production simultanée d'électricité et de vapeur (cogénération), ou en plus de froid (trigénération), utilisation de chaleur résiduaire, valorisation thermique de sous-produits, agencement rationnel des flux énergétiques par une analyse de "pinch" (par procédé, et entre procédés), mise en commun de réserves, etc. Ces progrès exigent le plus souvent des unités de production voisines (contrairement à l'électricité, la chaleur et le froid ne se transportent facilement que sur des distances très courtes). Ceci entraîne un premier paradoxe : l'utilisation rationnelle de l'énergie dans l'industrie est favorisée par la concentration sur un même site d'activités consommatrices d'énergie, ce qui fait apparaître localement une consommation d'énergie accrue. Une étude de l'Académie Suisse des Sciences Techniques (SATW) publiée fin 1999 sous le titre "CH 50 % - Eine Schweiz mit halbiertem Verbrauch an fossilen Energien" évalue à 20%, par rapport à la situation de 1990, l'économie de combustibles fossiles que l'industrie suisse pourrait réaliser en 30 ans tout en enregistrant une croissance de 60% de la valeur ajoutée. Ce chiffre est largement supérieur aux objectifs fixés par le protocole de Kyoto (même divisés par deux !). Il est toutefois spécifique au profil industriel de la Suisse, bien différent de celui de la Belgique, et ne peut donc pas être transposé directement. 5.2. Conditions de réalisation Beaucoup d'améliorations possibles nécessitent des investissements. Certains peuvent être très importants comme un changement de technologie ou la mise en commun de ressources énergétiques. On retrouve par conséquent les caractéristiques des investissements industriels et les contraintes correspondantes : Juin 2002

13

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

• Des déla is pour l'étude et la définition du projet, les négociations avec les fournisseurs, les partenaires, les banques et les autorités, et la réalisation. Ces délais peuvent être longs (2 à 3 ans) quand il s'agit de coupler énergétiquement des ateliers différents, voire appartenant à des sociétés distinctes (plus 1 ou 2 ans), et plus longs encore s'il faut développer des procédés ou des produits nouveaux. • Des autorisations tant réglementaires que sociales (en particulier pour la mise en commun sur un même site aux dépens d'un autre site), et politiques (études d'incidence et consultation des riverains) ; • Des ressources humaines et financières engagées sur une longue période, depuis les premières études jusqu'à l'amortissement des investissements (plus de 10 ans). Un climat de stabilité des paramètres économiques et des contraintes de tous ordres est favorable à la décision d'investir. Les investissements doivent nécessairement être rentables et permettre la prise de risques tant techniques que financiers tout en assurant la compétitivité et la pérennité de l'activité considérée. La rentabilité d'investissements de substitution est généralement faible, surtout quand les outils remplacés ne sont pas largement amortis. Beaucoup d'améliorations basées sur le coût élevé de l'énergie ont en effet déjà été effectuées à l'occasion des deux chocs pétroliers. Il faut donc attendre des besoins d'extension des capacités pour moderniser fondamentalement les outils et procédés. Notons en passant que ceci s'applique aussi à la production de courant électrique. Le rapport AMPERE mentionne que l'augmentation de la consommation d'électricité est, dans certaines limites, favorable à la réduction des émissions spécifiques de CO2 . Il apparaît un second paradoxe : les économies d'énergie dans l'industrie impliquent généralement des activités où les besoins d'énergie croissent rapidement, et donc souvent, dans un petit pays comme la Belgique, en exportant des quantités croissantes de produits (les économies d'énergie ainsi réalisées globalement apparaissent alors dans le pays importateur). Il en résulte qu'il est pratiquement impossible pour un territoire limité comme une région, ou même le pays, de simultanément maintenir et développer une activité industrielle améliorée par l' Utilisation Rationnelle et les économies d'Énergie, et de réduire les rejets selon un protocole (comme celui de Kyoto) qui ne tient pas compte des échanges internationaux. On pourrait penser que l'accroissement du prix de l'énergie facilite les investissements d'économie. Il faut pour cela que cet accroissement puisse être reflété dans les prix et donc s'applique à tous les compétiteurs de façon prévisible et durable, y compris l'effet des fluctuations monétaires. Ce n'est malheureusement pas le cas pour pas mal d'industries lourdes dont les compétiteurs sont européens ou mondiaux. Tout accroissement unilatéral de coût qui ne peut être répercuté sur les clients réduit les ressources disponibles pour la croissance, et l'URE ! Il apparaît un troisième paradoxe : les taxes sur l'énergie qui ne sont pas généralisées mondialement défavorisent les économies d'énergie dans l'industrie. Elles peuvent même provoquer des arrêts d'activité.

Juin 2002

14

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

6. Vision correcte des rejets de l'industrie 6.1. Référence 1990 L'anomalie apparente des usages non spécifiés de l'énergie en 1990, année de référence du protocole de Kyoto, a été mentionnée au § 4.2. Un gros travail d'amélioration de l'outil statistique est en cours. Il convient de le poursuivre. Il serait bon de même d'enregistrer les variations des rejets de (H)CFC dans les productions de l'industrie. En effet, alors que ces produits soumis au protocole de Montréal n'ont pas été comptabilisés pour leur effet de serre, leurs substituts même peu polluants à cet égard le sont, ce qui fait apparaître une augmentation des rejets alors qu'en réalité ils baissent considérablement. Cette dissymétrie des protocoles de Montréal et Kyoto pénalise artificiellement l'industrie. 6.2. Matières premières et usages incompressibles équivalents Les usages non énergétiques sans combustion et donc sans production de CO2 s'élèvent à 5,3 Mtep/an en 1999, un peu moins de 13 % de la consommation finale du pays, en progression de 76 % sur 1979. Il s'agit exclusivement de produits pétroliers et de gaz. La plus grande partie de ces chiffres représente exactement en carbone les quantités stœchiométriques (ç.-à-d. avec rendement de 100%) des matières premières qui se retrouvent dans les produits finis, sont proportionnelles aux quantités produites, sont incompressibles sans réduire la production, et ne présentent aucun effet de serre. Ce bilan matière résulte du premier principe de la thermodynamique. Mentionnons pour être complet qu'une faible quantité surpasse la stœchiométrie, représente une perte sous forme de combustion ou d'émission capable d'engendrer un effet de serre, et est théoriquement susceptible d'améliorations. Il s'agit toutefois de pourcentages, spécifiques à chaque procédé, qui sont généralement très faibles (de l'ordre du pour-cent). Le CO2 est produit par combustion des matières hydrocarbonées plus ou moins riches en carbone reprises en consommation finale dans des usages dits énergétiques. Pour l'industrie en 1999 il s'agit de 13,2 Mtep/an, millions de tonnes d'équivalent pétrole par an, un peu plus de 30 % des 43,3 Mtep/an consommées dans le pays. Mais dans ces chiffres figurent des formes de consommation d'énergie qui résultent des deux principes de la thermodynamique, et qu'il faut bien assimiler à des matières premières. Elles sont en effet proportionnelles aux productions et incompressibles sans réduire celles-ci. Trois exemples : • La réduction stœchiométrique de l'oxyde de fer par l'oxyde de carbone en haut fourneau consomme 322 kg de carbone se retrouvant sous forme de 1182 kg de CO2 par tonne de fer réduite. Tout effort d'amélioration ne peut porter que sur les quelque 500 kg supplémentaires de CO2 par tonne de fer réduite rejetés pour l'ensemble du procédé. Un peu plus des 2/3 de la consommation dite énergétique est en fait une matière première. • Les procédés d'électrolyse sont utilisés pour produire du chlore, de la soude caustique, de la potasse, de l'hydrogène, des métaux affinés, etc. La quantité d'électricité nécessaire pour produire une môle est de un Faraday sous la tension réversible du système, ce qui correspond à une énergie incompressible (avec rendement de 100 %). On obtient par exemple avec une tension réversible de 2.3 volts la consommation incompressible de 1740 kWh par tonne de chlore (sans en affecter une quote-part à l'hydrogè ne et à la soude caustique associés). La plus

Juin 2002

15

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. grande part de l'énergie électrique consommée en procédé électrolytique est en fait une matière première. • La séparation ou l'épuration de produits, qu'ils soient naturels ou chimiques, provoque une diminution de l'entropie du système. Selon le second principe de la thermodynamique, il faut pour ce faire fournir de l'énergie en quantité minimale (avec un rendement idéal de 100%) qu'il est possible de calculer. Une partie des consommations énergétiques est donc liée à l'obtention de produits épurés et ne peut être diminuée sans réduire la pureté ou la production. La thermodynamique permet de calculer toutes ces quantités d'énergie. Mais les calculs sont complexes. En pratique, les données de meilleur procédé et de seuil limite sont obtenues, ou peuvent l'être, par "benchmarking" ou comparaison des différents producteurs. Certains relevés existent, par exemple le consultant Philip Townsend pour les polyoléfines en Europe ou aux USA, ou encore des études comparatives des consommations énergétiques par branche en volume et en valeur (base de données ODYSSEE, bureau ECONOTEC). L'utilisation du benchmarking exige une très bonne connaissance de la branche et des procédés utilisés 6.3. Cession de produits énergétiques La vision correcte des consommations compressibles est encore compliquée par les achats, ventes ou échanges de produits énergétiques entre membres d'une branche, membres de branches distinctes ou même de secteurs différents. Les consommations d'énergie et la production correspondante de CO2 restent en effet généralement attribuées au producteur et non à ses clients. La production d'engrais par exemple fait apparaître un effet de serre dans la branche chimie du secteur industriel mais pas en agriculture. La même utilisation d'engrais qui seraient par contre produits hors du pays n'entraînerait aucun effet de serre pour la chimie. On peut se demander pourquoi la production de CO2 reste attachée à des processus intermédiaires comme la production industrielle, ou la production d'électricité, au lieu de se retrouver, comme la TVA, à charge de l'utilisateur final. La chimie peut analyser ses procédés et améliorer l'émission de gaz à effet de ses produits, les engrais pour continuer l'exemple. Ne faudrait- il pas aussi, et même avant tout, considérer l'usage des engrais par l'agriculture et les procédés de production agricole ? Seule une vision intégrée jusqu'au consommateur final permet d'évaluer correctement les effets environnementaux. La vision intégrée permet également d'apprécier les synergies environnementales de différents profils de consommation. Un gros consommateur industriel permanent d'énergie capable de diminuer ses prélèvements à la demande du producteur permet à celui-ci de réduire le maintien en stand-by d'unités de pointe destinées à faire face aux demandes fluctuantes. Cela entraîne des économies de coût et de rejets. Les exemples de cession de fluides énergétiques sont nombreux. Outre les combustibles et l'électricité, il s'agit de fluides chauds ou froids (vapeur, chaleur résiduaire, frigories de gaz liquéfiés,...), de fluides sous pression, de sous-produits énergétiques, de produits actifs chimiquement (oxydants, réducteurs, acides et bases, sous-produits de fabrication, résidus etc.) : La productio n simultanée d'électricité et de chaleur par les sociétés du secteur électrique permet non seulement une économie réelle d'énergie, mais aussi efface la consommation thermique du consommateur en affectant la totalité des prélèvements énergétiques aux

Juin 2002

16

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. électriciens. La production autonome des mêmes quantités réalise la même économie mais aurait l'effet inverse en affectant la totalité des prélèvements au consommateur de chaleur. L'achat de dichloréthane pour la production de chlorure de vinyle et de PVC permet d'éviter la production de chlore et réduit les besoins énergétiques apparents. Alors que leur teneur en CO2 est importante, la cession de gaz résiduaires de sidérurgie à un électricien plutôt qu'une utilisation propre a le même effet sur les rejets liés à l'acier. Un autre exemple théorique de production simultanée de fluides énergétiques serait le couplage d'un haut- fourneau réduisant l'oxyde de fer par l'oxyde de carbone, avec une production d'hydrogène par "gaz à l'eau" selon la réaction endothermique C+H2O donne CO+H2. D'autres activités peuvent présenter des effets croisés moins directs, comme l'extraction de sel par sondages dans des cavités cédées comme stockages de gaz naturel en facilitant la gestion des réseaux de gaz. 6.4. Durée de vie des produits Une vision intégrée instantanée ne suffit pas pour comparer entre eux des produits ou des procédés. Par exemple la production d'acier recyclé consomme beaucoup moins d'énergie que la réduction du minerai de fer (environ ¼). Il faut donc l'encourager. Il est pourtant impossible d'éliminer le procédé de réduction du minerai : malgré un taux de recyclage du fer élevé, supérieur à 50 % , un peu moins de la moitié du fer utilisé doit provenir du minerai. Les deux procédés ne sont pas comparables mais complémentaires. L'utilisation de produits allégés dans des véhicules présente un bilan énergétique positif au fil de l'utilisation, alors que la production d'aluminium par exemple est moins favorable que celle d'acier. La résistance à la corrosion des matières plastiques peut également inverser par leur durée de vie le désavantage apparent de consommation d'énergie à la production. C'est non seulement leur coût élevé mais leur durée de vie et la consommation énergétique de leur fabrication qui pénalise les cellules photovoltaïques. Pour obtenir des conclusions correctes, il faut en outre étendre l'analyse au processus d'élimination ou de recyclage en fin de vie des produits. 6.5. Transports Les industries ne sont pas grevées par les consommations de ce secteur, sauf à réaliser ellesmêmes le transport. C'est un cas particulier de vision non intégrée faussant les comparaisons. Il peut s'agir de chiffres importants : La commission AMPERE a évalué à 100 g/kWhe les émissions de CO2 équivalent de la chaîne d'approvisionnement de gaz LPG (ou de charbon), soit 1,1 tonne de CO2 par tep. L'énergie nucléaire se voit aussi attribuer par cette analyse une production de CO2 de 2 à 5 g/kWhe (enrichissement du combustible inclus). Les industries concentrées sur le même site pour réaliser des économies de production doivent transporter les produits jusqu'à l'utilisateur final à des distances accrues. Le compromis définit un rayon écologique de transport des produits (ce rayon écologique peut être distinct du rayon économique). La prise en compte des transports permet aussi de dissiper l'illusion de ne pas polluer en important certains produits à haut contenu énergétique pondéreux ou volumiques et donc difficiles à transporter, tels le ciment ou les corps creux. Aux rejets de la production à l'étranger s'ajoutent ceux d'un transport long et inefficace.

Juin 2002

17

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. 7. Recommandations Il est important que l'industrie sans perdre sa compétitivité ni sa capacité de développement réduise ses émissions de CO2 dont le protocole de Kyoto, qu'il soit ou non ratifié, ne serait qu'une étape intermédiaire. L'analyse qui précède permet de tirer à cet effet les conclusions et recommandations suivantes : 7.1. Non-linéarité La possibilité d'accroître les capacités et de concentrer les productions constitue un incitant économique puissant, sinon indispensable, à la réalisation de progrès importants. Tous les produits n'ont pas le même potentiel de développement ; certains régressent. Pour obtenir la contribution optimale de chacun, il faut donc pouvoir différencier les produits, sociétés, branches, et même secteurs, quant à leur capacité de réduire leur consommation d'énergie et leurs émissions 7.2. Vision intégrée. Groupes de travail. Accords de branche Une analyse exhaustive des consommations d'énergie d'un produit pendant son cycle de vie est très complexe. On doit en effet tenir compte de la demande de l'utilisateur final, de la production, des transports, des échanges entre différentes sociétés ou même secteurs distincts, et de l'élimination ultime du produit et des sous-produits de sa fabrication. Il convient donc d'impliquer dans le processus l'ensemble des acteurs de la production à la consommation. La constitution de groupes de travail au sein des associations professionnelles est de nature à favoriser cette analyse. Les accords de branches qui prennent en compte les spécificités d'une industrie donnée sont à encourager. 7.3. Analyses détaillées. Comparaisons. Meilleures techniques La complexité de l'estimation quantifiée des consommations incompressibles par des bilans thermodynamiques (stœchiométrie, énergie libre de Gibbs) justifie une approche plus globale. Deux voies se dessinent : • des analyses comparatives de consommations spécifiques entre entreprises ; certaines comparaisons existent ; elles devront être complétées ; • des comparaisons aux meilleures techniques pratiquées économiquement (Best Available Technology) en vue de s'en rapprocher. 7.4. Fixation de priorités L'ampleur du travail à accomplir justifie la fixation de priorités. Une analyse très simplifiée devrait identifier quels 20% des produits, procédés, sociétés ou branches provoquent 80% des rejets réductibles de CO2 , ou présentent une efficacité énergétique insuffisante. La même analyse par sous-groupe permettrait aussi d'identifier les produits et les sociétés susceptibles des plus importantes améliorations au coût le plus bas. 7.5. Potentiel d'amélioration Bien qu'elle ait débuté dans les années 1970 sous la pression des prix de l'énergie, le potentiel d'amélioration des rejets de CO2 par des techniques prouvées est encore élevé. Il s'agit d'utiliser Juin 2002

18

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie. des équipements et surtout des procédés plus performants, en particulier les BAT et la mise en commun des ressources énergétiques (notamment les co- et tri- génération). 7.6. Ressources nécessaires Ces améliorations exigent des investissements considérables. La rentabilité nécessitera le plus souvent une extension des capacités et la concentration d'activités consommatrices d'énergie sur un même site. L'acceptation sociale et réglementaire de ces projets devra être assurée. Les délais nécessaires pour progresser sont donc importants. 7.7. Taxation ? Competitivité.Pas de décision unilatérale Il faut en outre rester compétitif sur le marché, le plus souvent l'Europe ou même le Monde, et disposer des ressources voulues. L'introduction d'une taxe sur l'énergie réduirait ces ressources. Une taxe CO2 ne peut en tout cas être envisagée que pour l'ensemble des pays industrialisés susceptibles d'être concurrents. Le maintien de la compétitivité est essentiel. Toute décision unilatérale fédérale ou régionale en matière de taxation pourrait avoir des répercussions graves sur le développement de notre industrie et de notre économie sans contribuer le moins du monde à la réduction des rejets de CO2 si les produits concernés sont fabriqués ailleurs. 7.8. Suivi des programmes Il faut éviter de pénaliser l'industrie. Il convient au contraire de l'aider à réduire ses consommations énergétiques et ses rejets de CO2 sur base de programmes précis avec des objectifs et étapes mesurables. 7.9. Régionalisation Il ne faudrait pas que la faible dimension du territoire belge et plus encore des régions, compétentes en matière d'Utilisation Rationnelle de l' Énergie, empêche d'assurer des productions à une échelle optimale et d'exporter des produits. Il est fort délicat de fixer des objectifs régionaux ou même fédéraux significatifs. Il importe de trouver des mécanismes adéquats qui n'entravent pas notre capacité de production industrielle, ni au niveau régional ni fédéral. 7.10. Négotiations internationales L'effet de serre étant un problème mondial se traite dans des arènes internationales. Il faut éviter de se voir opposer par des pays tiers des indices et critères non significatifs pour la Belgique sans tenir compte des échanges, comme la consommation d'énergie par habitant. Il est nécessaire de développer les outils qui permettront de ne pas être victimes des négociations internationales.

Juin 2002

19

L'énergie dans la Belgique de demain. Industrie.

Documents cités • Statistiques du Ministère des affaires économiques, juin 2001. • Données de FEBELIEC, 2001. • Rapport de la commission AMPERE, octobre 2000. • Énergie et développement durable : le cas des métaux. Demi-journée d'étude de la SRBII du 27 avril 2000. • Facts and figures of the Chemical Industry in Belgium. FEDICHEM, 2000. • L'industrie chimique et le protocole de Kyoto. FEDICHEM, 2000. • CH50%- Eine Schweiz mit halbiertem Verbrauch an fossilen Energien. Schweizerische Akademie der technischen Wisserschaften, 1999.

Juin 2002

20

LA CONSOMMATION DU SECTEUR « DOMESTIQUE » EN BELGIQUE : TENDANCES ET RECOMMANDATIONS

pour le compte du groupe Energie du Bacas (10 octobre 2001)

ENERGY SYSTEM A NALYSIS AND PLANNING (ESAP) SA Avenue du Jeu de Paume 13 à 1150 Bruxelles Tél : +32.2.771.43.13 - Fax : +32.2.771.31.70 E-mail : [email protected]

INSTITUT W ALLON DE DEVELOPPEMENT ECONOMIQUE ET SOCIAL ET D ’ AMENAGEMENT DU TERRITOIRE ASBL Boulevard Frère Orban, 4 à 5000 NAMUR Tél : +32.81.25.04.80 - Fax : +32.81.25.04.90 E-mail : [email protected]

TABLE DES MATIERES

1.

Introduction...........................................................................................................................5 1.1.

Définition............................................................................................................................5 Le secteur domestique en Europe ..........................................................................................6

2. 2.1.

Evolution des consommations du secteur« domestique » dans l’Union Européenne ...........6

2.2.

Evolution de la consommation par type de combustible .....................................................7

2.3.

Evolution de l’intensité énergétique ....................................................................................7

2.4.

Evolution générale des prix de l’énergie .............................................................................8 La place de la Belgique en Europe .........................................................................................9

3. 3.1.

Evolution des consommations du secteur « domestique » en Belgique ................................9

3.2.

Le secteur « domestique » dans la consommation finale .....................................................9

3.2.1.

Evolution de la consommation totale du secteur « domestique » par habitant .....................................................11

3.2.2.

Evolution de la consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant...........................................11

3.2.3.

Evolution de la consommation de combustibles du secteur domestique et équivalents par habitant...................12

3.3.

Evolution des prix des énergies.........................................................................................12 Analyse spécifique du logement et du tertiaire .....................................................................13

4. 4.1.

Le logement (réside ntiel) ..................................................................................................13

4.1.1.

Evolution des paramètres ......................................................................................................................................13

4.1.2.

Evolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le logement .........................14

4.1.3.

Répartition de la consommation finale du logement par vecteurs énergétiques ...................................................15

4.1.4.

Répartition par usage de la consommation du logement......................................................................................15

4.1.5.

Coût moyen de l’énergie dans le secteur résidentiel.............................................................................................16

4.2.

Le tertiaire ........................................................................................................................16

4.2.1.

Evolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le tertiaire............................16

4.2.2.

Répartition de la consommation finale du tertiaire par vecteurs énergétiques .....................................................18

4.2.3.

Répartition par usage de la consommation du tertiaire.........................................................................................18

4.2.4.

Consommations et factures du tertiaire par vecteurs énergétiques. ......................................................................19

5.

Conclusions et recommandations.........................................................................................19 5.1.

Constat .............................................................................................................................19

5.2.

6.

Que peut-on faire ?...........................................................................................................20

5.2.1.

Les pouvoirs publics .............................................................................................................................................20

5.2.2.

Les fournisseurs d’énergie ....................................................................................................................................21

5.2.3.

Le consommateur final..........................................................................................................................................22

Bibliographie .....................................................................................................................23

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Consommation Finale d’énergie du secteur « domestique » dans l’Union européenne…………..6 Tableau 2 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation totale du secteur « domestique » par habitant…………………………………………………………………………………….11 Tableau 3 : UE : consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant en 1998……………...11 Tableau 4 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant…………………………………………………………………...11 Tableau 5 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation de combustibles du secteur « domestique » par habitant…………………………………………………………………...12 Tableau 6 : Belgique : coût moyen de l’énergie dans le secteur résidentiel en avril 2001…………………...16

LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Principaux indicateurs du secteur « domestique » au niveau européen…………………………….8 Figure 2 : Belgique : évolution des consommations du secteur domestique et équivalents (1975=100)……...9 Figure 3 : UE : part du secteur domestique et équivalents dans la consommation finale totale en 1998…….10 Figure 4 : Consommations du secteur domestique et équivalents en 1998 (en tep/habitant)………………...10 Figure 5 : Belgique : répartition de la consommation finale en 1999………………………………………...13 Figure 6 : Evolution de la consommation normalisée du logement, des prix des énergies à francs constants et des degrés jours………………………………………………………………………………..14 Figure 7 : RW : évolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le logement (1985=100)…………………………………………………………………………………….14 Figure 8 : Belgique : consommation des logements par vecteur énergétique en 1999……………………….15 Figure 9 : RW-RBC : consommation des logements par usage, 1998………………………………………..15 Figure 10 : RW : évolution des consommations d’électricité et de combustibles et des factures correspondantes (1985=100)…………………………………………………………………..17 Figure 11 : RW : évolution comparée de l’emploi et de la consommation d’électricité dans le tertiaire (1980=100)…………………………………………………………………………………….17 Figure 12 : Consommation du tertiaire par vecteur énergétique (Belgique, 1999)…………………………...18 Figure 13 : Consommation du secteur tertiaire par usage (Belgique 1996)…………………………………..18 Figure 14 : Comparaison de la consommation et de la facture des bâtiments du tertiaire par vecteurs énergétiques…………………………………………………………………………………...19

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

1. Introduction Les données et l'expertise présentées ci-après proviennent des travaux menés par : −

l'Institut wallon asbl dans le cadre des bilans énergétiques régionaux, pour le compte du ministère de la Région wallonne (DGTRE) et du ministère de la Région de Bruxelles-Capitale (IBGE). Par souci de simplification la source sera notée Institut Wallon , RW pour les données relatives à la Région Wallonne et RBC pour celles relatives à la Région de Bruxelles-Capitale ;

−

Le Vito pour les données globales relatives au bilan énergétique de la région flamande (source Vito). Les données plus spécifiques à la Flandre ne sont pas traitées ici;

−

ESAP SA (Energy System Analysis and Planning) dans le cadre des travaux effectués pour le compte de la Direction Générale Energie et Transport des Communautés Européennes, en particulier l’établissement depuis 1995 de l’ « Annual Energy Review »

−

Eurostat pour les statistiques au niveau des pays de l’union Européenne.

1.1. Définition Le secteur domestique et équivalents est un secteur hybride composé du logement, du tertiaire et de l'agriculture (seul agglomérat disponible pour des comparaisons internationales). Pour des facilités de rédaction seul le terme secteur « domestique » sera utilisé dans la suite du document. Des trois sous secteurs d’activité, nous en analyserons plus en détail les deux principaux en Belgique à savoir : • •

TERTIAIRE RESIDENTIEL (LOGEMENT)

Le secteur « domestique » ne comporte pas l’aspect « TRANSPORT » mais la localisation des logements, des bureaux, des commerces,… provoque l'augmentation des consommations des déplacements. Il peut-être utile d’attribuer à chaque secteur d’activité la part du transport qu’il génère, en Région Wallonne, en 1997, l’exercice avait donné les résultats suivants : TERTIAIRE

TRANSPORTS 21%

TERTIAIRE 8%

13%

INDUSTRIE 47%

RESIDENTIEL

INDUSTRIE 54%

33% RESIDENTIEL 24%

Le secteur «domestique » passe donc de 32% de la consommation finale à 46% en incluant les transports résultant de leur activité. Dans l’analyse des données, présentée ci-après, nous ne tiendrons pas compte de l'impact de l'implantation des logements et des bâtiments du secteur tertiaire sur la croissance inéluctable des consommations du secteur des transports...

Groupe Energie du Bacas

Institut Wallon asbl & ESAP SA

5

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

2. Le secteur domestique en Europe 2.1. Evolution des consommations du secteur« domestique » dans l’Union Européenne En 1998, la consommation énergétique du secteur domestique représentait environ 41% de la demande finale d’énergie à l’échelle de l’Union Européenne, soit environ la même proportion qu ‘en 1985, mais en présence de conditions climatiques beaucoup plus favorables. La consommation énergétique de ce secteur augmente en moyenne de 0.6% par an depuis 1985, avec toutefois une accélération notable durant la décennie 90 puisque, entre 1990 et 1998 cette consommation s’est accrue en moyenne de 1.4% par an, à conditions climatiques comparables. UNION EUROPEENNE : Secteur "Domestique" - Consommation finale d'énergie Mtep

1985

1990

355.03 37.78 117.90

343.15 26.61 98.32

95.36 94.44 71.06

1996

1997

1998

392.23 9.96 106.56

379.61 8.74 101.24

384.37 6.79 99.88

79.54 100.87 82.68

87.15 139.19 97.29

83.43 129.32 97.90

82.59 133.27 100.60

40.50 28.09 12.64 21.22

44.62 35.37 12.57 22.11

52.66 41.62 16.61 22.63

52.15 41.78 16.35 26.06

0.99 2642 9.8%

0.95 2141 -11.0%

1.02 2226 -7.5%

90/85

96/90

97/96

98/97

96/90

98/90

Annual % Change Consommation totale Solides Produits pétroliers dont : Gasoil de chauffage Gaz naturel Electricité dont: Domestique Tertiaires et Services publiques Chaleur Renouvelables (1) Consommation totale par habitant (tep/habitant) Degré-jours (Eur12) Ecart par rapport à la moyenne en %

1.06 2537 5.4%

53.34 43.21 16.86 26.97

-0.7% -6.8% -3.6% -3.6% 1.3% 3.1% 2.0% 4.7% -0.1% 0.8%

2.3% -15.1% 1.4% 1.5% 5.5% 2.7% 2.8% 2.8% 4.8% 0.4%

-3.2% -12.2% -5.0% -4.3% -7.1% 0.6% -1.0% 0.4% -1.6% 15.2%

1.3% -22.4% -1.3% -1.0% 3.1% 2.8% 2.3% 3.4% 3.1% 3.5%

2.3% -15.1% 1.4% 1.5% 5.5% 2.7% 2.8% 2.8% 4.8% 0.4%

1.4% -15.7% 0.2% 0.5% 3.5% 2.5% 2.3% 2.5% 3.7% 2.5%

1.03 2240 -6.9%

-0.8% -4.1% -

1.8% 2.9% -

-3.5% -12.3% -

1.0% 0.6% -

1.8% 2.9% -

1.0% 0.6% -

(1) Chaleur géothermique, solaire thermique et biomasse

Tableau 1 : Consommation Finale d’énergie du secteur « domestique » dans l’Union européenne Source : Eurostat - Esap

Cette augmentation est à mettre en relation avec l’accroissement continu des usages spécifiques (électroménagers, informatique et télécommunication, cuisson) et l’amélioration du niveau de vie (développement du chauffage central et accroissement de la taille moyenne des logements). Durant ces vingt dernières années, les technologies permettant une utilisation plus efficace de l’énergie se sont développées lentement dans le domaine de la construction et le potentiel d’économie encore disponible reste énorme. Les nouvelles techniques de construction, les matériaux et les équipements ont évolués rapidement en Europe permettant un très large éventail de mise en œuvre d’utilisation rationnelle de l’énergie dans les bâtiments. Toutefois, comme la part des nouveaux logements construits chaque année reste faible par rapport au stock de logements, il est essentiel que ces technologies sont implémentées également dans les logements existants. En fait, la rénovation des logements offre une des meilleures opportunités d’une rapide diffusion des technologies d’utilisation efficace de l’énergie. Une telle politique doit nécessairement être mise en place à l’échelle des Etats membres pour limiter la croissance de la consommation finale d’énergie du secteur « domestique » qui a crû de 12% depuis 1990. Les statistiques disponibles au niveau européen, montrent que la consommation a augmenté de 9.8% depuis 1990 dans le secteur résidentiel alors que le secteur tertiaire augmentait de 15.7%.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

6

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

2.2. Evolution de la consommation par type de combustible En ce qui concerne la répartition de la consommation par type de combustible il faut souligner la quasi-disparition des combustibles solides qui ont vu leur consommation réduite de 82% depuis 1985 et qui ne représentent plus actuellement que 2% de la consommation finale du secteur. La demande de produits pétroliers s’est également sensiblement contractée entre 1985 et 1990 mais depuis lors les fluctuations observées sont uniquement le reflet des conditions climatiques. Les produits pétroliers représentent encore 26% de la demande totale du secteur contre 34% en 1985 avec un niveau de consommation comparable avec celui de 1990. Le gaz naturel et l’électricité ont augmenté lentement leurs parts de marché pour atteindre respectivement 35% et 26% de la demande totale contre respectivement 27% et 20% en 1985. Depuis 1990, la consommation de gaz naturel a augmenté de 3.5% par an en moyenne en gagnant de substantielles parts de marché sur le marché du chauffage au détriment du gasoil de chauffage et des combustibles solides. La croissance de la demande de gaz sur le marché domestique a atteint 3% par depuis 1990 et 5.7% sur le marché du tertiaire. Cette croissance résulte d’une augmentation de part de marché et d’un accroissement des surfaces à chauffer mais les modifications comportementales des usagers doivent également être prises en compte ! Des prix de l’énergie relativement bas depuis la seconde moitié des années 80 ont modifié les décisions d’investissement des propriétaires vis-à-vis des investissements d’utilisation rationnelle d’énergie, d’isolation et de contrôle et de régulation, tout comme la vigilance des usagers s’est trouvée réduite pour le contrôle des températures. La demande d’électricité durant la seconde moitié des années 80 a crû au même rythme que le Produit Intérieur Brut, mais depuis 1990 elle a augmenté 50% plus rapidement. Entre 1985 et 1990, la demande d’électricité émanant du tertiaire a augmenté de 26% à comparer à une augmentation de seulement 10% dans le domestique. Toutefois, la croissance est relativement similaire dans ces deux sous-secteurs depuis 1990 : environ 2.5% par an. La chaleur distribuée a légèrement augmenté sa part de marché pour représenter plus de 4% actuellement à l’échelle européenne. La part des renouvelables est restée relativement stable depuis 1985, environ 6% de la demande totale du secteur.

2.3. Evolution de l’intensité énergétique La mesure de l’évolution de l’intensité énergétique dans le secteur « domestique » est particulièrement difficile du fait que les indicateurs classiques d’intensités qui se rapportent au PIB, conduisent à agréger des activités commerciales faisant parties intégrantes du PIB avec des activités noncommerciales (secteur domestique au sens strict). De plus l’impact des conditions climatiques rend l’analyse d’autant plus difficile que des consommations corrigées des effets climatiques ne sont pas disponibles au niveau européen. L’indicateur classique ramenant la consommation totale du secteur montre une amélioration totale de 19% depuis 1985 ; mais sur la même période l’amélioration des conditions climatiques (1998 à comparer à 1985) se traduit par une réduction estimée des besoins de chauffage de l’ordre de 15%. En corrigeant la demande totale d’énergie pour prendre en compte des conditions climatiques moyennes, il apparaît que l’intensité énergétique recalculée sur cette base ne s’est réduite que de 9% depuis 1985. Le caractère limité de cette amélioration suggère que l’accroissement du niveau de confort, la moindre importance accordée à l’utilisation rationnelle de l’énergie compte tenu des prix bas de l’énergie, et la croissance du secteur tertiaire ont partiellement absorbé les gains de consommation générés par les améliorations technologiques introduites depuis 1985. L’accroissement de la consommation par habitant de 1.1% par an en moyenne depuis 1990 confirme cette impression.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

7

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Secteur "domestique" : Principaux indicateurs 1985 = 100

120

110

100

90

80

70 1985

1986

1987

1988

Consommation totale d'énergie

1989

1990

1991

Intensité énergétique

1992

Degré-jours

1993

1994

1995

1996

1997

1998

Intensité énergétique corrigée des effets climatiques

Figure 1 : Principaux indicateurs du secteur « domestique » au niveau européen Source : Eurostat, ESAP

2.4. Evolution générale des prix de l’énergie Les prix moyens de l’énergie pour le secteur « domestique » montre une réduction générale à l’échelle européenne, mais à des degrés divers selon le type de combustible. La réduction reste limités pour l’électricité : -1.4% par an en moyenne pour l’Union européenne dans son ensemble avec des extrêmes allant de : +2.8% par an en Suède et –4.8% par an en Grèce, et une augmentation générale des prix dans les pays scandinaves qui, ayant largement exploité leurs ressources hydrauliques se voient obligé de couvrir leurs demandes additionnelles par de l’électricité d’origine fossile. La réduction la plus importante concerne le gasoil de chauffage : -3.1% par an pour la moyenne européenne avec des extrêmes de –5.6%par an en Autriche et +0.7% par an en Italie. L’année 1998 est particulièrement remarquable de ce point de vue puisque du fait de la baisse substantielle des prix du brut sur les marchés internationaux, le prix de vente du gasoil de chauffage s’est contracté de 14% pour la moyenne européenne. Le prix du gaz naturel à diminué beaucoup plus lentement avec une réduction du prix moyen européen de 0.6% par an entre 1990 et 1998 avec des extrêmes observés de –2.2% par an au Royaume-Uni et +4.0% en Finlande. Dans le proche avenir l’impact de la libéralisation des marchés du gaz et de l’électricité devrait se faire sentir et entraîner une baisse plus substantielle de ces deux combustibles à condition que les prix internationaux de l’énergie se stabilisent.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

8

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

3. La place de la Belgique en Europe 3.1. Evolution des consommations du secteur « domestique » en Belgique

275

en indice 1975 = 100

Electricité 250

Combustibles

225

Total Degrés-jours

200 175 150 125 100 75 1975

1980

1985

1990

1995

2000

Figure 2 : Belgique : évolution des consommations du secteur domestique et équivalents (1975=100) Source : Eurostat, Institut Wallon

On observe en Belgique une croissance de la consommation d’électricité dans le secteur domestique de près de 175% de 1975 à 1998. La consommation en combustibles évolue plus ou moins comme les degrés-jours mais les courbes se croisent... − de 1975 à 1979, la courbe de consommation est supérieure à celle des degrés-jours ; − de 1980 à 1987, la courbe de consommation est inférieure à celle des degrés-jours, autrement dit on a consommé moins que ce que la rigueur des hivers ne laissait présupposer ; − de 1988 à 1998 la courbe de consommation est supérieure ou égale à celle des degrésjours (sauf 1991). Pendant cette période, on a consommé plus que ce qui était prévisible en fonction du climat réel. 3.2. Le secteur « domestique » dans la consommation finale Si la part du secteur « domestique » occupe près de 40% de la consommation finale dans les grands pays européens (Allemagne, France, Royaume-Uni), un peu au-dessus de la moyenne de l’Union Européenne, la Belgique se caractérise par un plus faible poids de ce secteur dans la consommation finale.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

9

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Bruxelles-Capitale

72%

Allemagne

40%

Pays-Bas

39%

France

39%

Royaume-Uni

39%

Union Européenne

37%

Belgique

35%

Wallonie

32%

Figure 3 : UE : part du secteur domestique et équivalents dans la consommation finale totale en 1998 Source : Eurostat, Institut Wallon

En ramenant la consommation du secteur domestique par tête d’habitant, le constat s’inverse, la Belgique se situe alors parmi les plus gros consommateurs. Pour les combustibles le diagnostic est encore plus désavantageux puisque nous sommes maintenant les plus gourmands avec une consommation de près de 56% plus élevée que la moyenne européenne.

Electricité

Combustibles

Bruxelles-Capitale

0,38

France

0,33

Bruxelles-Capitale

1,23

Belgique

1,19

Belgique

0,30

Pays-Bas

Royaume-Uni

0,29

Allemagne

0,98

Pays-Bas

0,28

Wallonie

0,97

Union Européenne

0,27

Wallonie

0,26

Allemagne

0,25

1,16

Royaume-Uni

0,77

France

0,76

Union Européenne

0,76

Figure 4 : Consommations du secteur domestique et équivalents en 1998 (en tep/habitant) Source : Eurostat, Institut Wallon

La cause de ce paradoxe (faible part du secteur domestique et importantes consommations per capita) est en fait le poids énorme du secteur industriel qui gomme les importantes consommations domestiques par habitant, qui seront détaillées dans le chapitre suivant. Rappelons que la moyenne européenne ne s'éloigne jamais très fort de la moyenne des grands pays (Allemagne, Royaume-Uni, France) qui sont aussi nos voisins et qui ont des climats relativement proches du nôtre.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

10

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

3.2.1. Evolution de la consommation totale du secteur « domestique » par habitant

Allemagne Belgique Bruxelles-Capitale France Pays-Bas Royaume-Uni Union Européenne Wallonie

1985-1998 -0.3% +1.1% +0.2% +0.3% +0.2% +0.5% +0.6%

1990-1998 +0.1% +2.7% +2.4% +1.1% +1.2% +1.0% +1.1% +1.8%

1995-1998 +1.5% +1.7% +1.1% +1.6% -0.4% +0.9% +1.5% +1.3%

Tableau 2 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation totale du secteur « domestique » par habitant Source : Eurostat, Institut Wallon

Quelles que soient les périodes que nous choisissons, les taux de croissance annuels moyens de notre secteur domestique et équivalents par habitant sont plus importants que ceux de nos pays voisins de l'UE! Par exemple sur la période 90-98 notre taux de croissance annuel moyen est supérieur de 1.6 point à celui de l'UE.

Bruxelles-Capitale France Belgique Royaume-Uni Pays-Bas Union Européenne Wallonie Allemagne

kWh/habitant 4475 3815 3453 3415 3304 3123 3058 2950

en indice UE = 100 130 111 100 99 96 90 89 85

% élec/total 24% 30% 21% 28% 20% 26% 21% 21%

Tableau 3 : UE : consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant en 1998 Source : Eurostat, Institut Wallon

En consommation électrique per capita, la Belgique a une consommation supérieure de 11% à la moyenne européenne. A l'exception de la France, nos autres voisins ont des consommations inférieures à celles de la Belgique 3.2.2. Evolution de la consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant

Allemagne Belgique Bruxelles-Capitale France Pays-Bas Royaume-Uni Union Européenne Wallonie

1985-1998 +0.3% +3.6% +2.9% +3.1% +1.9% +2.3% +3.0%

1990-1998 +0.5% +3.4% +2.8% +2.4% +2.9% +1.9% +2.1% +2.9%

1995-1998 +1.3% +2.6% +2.0% +1.9% +4.4% +2.1% +2.2% +2.1%

Tableau 4 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation d’électricité du secteur « domestique » par habitant Source : Eurostat, Institut Wallon Institut Wallon asbl & ESAP SA

11

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Comme pour la consommation totale, si on analyse le taux de croissance de la consommation d’électricité par habitant, on vérifie le même phénomène. En effet sur les longues périodes (1985-1998, 1990-1998), les taux de croissance annuels moyens de l'électricité de notre secteur domestique et équivalents par habitant sont plus importants que ceux de nos pays voisins de l'UE! Par exemple sur la période 90-98 notre taux de croissance annuel moyen est supérieur de 1.3 point à celui de l'UE. Sur la dernière période (1995-1998) seuls les Pays-Bas affichent une croissance supérieure à la Belgique. 3.2.3. Evolution de la consommation de combustibles du secteur domestique et équivalents par habitant

Allemagne Belgique Bruxelles-Capitale France Pays-Bas Royaume-Uni Union Européenne Wallonie

1985-1998 -0.4% +0.5% -0.7% -0.3% -0.4% -0.0% +0.1%

1990-1998 +0.0% +2.5% +2.3% +0.6% +0.8% +0.6% +0.7% +1.6%

1995-1998 +1.6% +1.5% +0.8% +1.4% -1.4% +0.4% +1.2% +1.1%

Tableau 5 : UE : taux de croissance annuels moyens de la consommation de combustibles du secteur « domestique » par habitant Source : Eurostat, Institut Wallon

Pour les combustibles, le phénomène explicité précédemment est aussi vérifié. Rappelons que l’analyse des taux de croissance 85 à 98 doit être interprétée en sachant que l'année 1985 était particulièrement froide et les prix des combustibles étaient très élevés ! En effet sur les longues périodes (1985-1998, 1990-1998), les taux de croissance annuels moyens de combustibles de notre secteur « domestique » par habitant sont plus importants que ceux de nos pays voisins de l'UE! Par exemple sur la période 90-98 notre taux de croissance annuel moyen est supérieur de 1.8 point à celui de l'UE. Sur la dernière période (1995-1998) seule l’Allemagne affiche une croissance légèrement supérieure à la Belgique.

3.3. Evolution des prix des énergies Les prix sont modérés depuis 1986 (sauf 1991) mais on observe une remontée significative en 2000. On constate de grandes divergences entre les Etats membres de l’UE (1 à 4 pour le gasoil, 1 à 3 pour le gaz naturel, 1 à 2 pour l’électricité), ceci est principalement dû à des régimes de taxation différents de pays à pays. Les prix des énergies ont été particulièrement élevés de 1980 à 1986. Depuis lors et à l'exception de la guerre du Golfe (1991) et de l'année 2000, les prix à francs constants ont été très bas. Signalons qu’en Belgique, le prix des énergies est un des plus bas de l’U.E. pour le gasoil et le gaz naturel et un des plus élevé pour l’électricité.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

12

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

4. Analyse spécifique du logement et du tertiaire Les interprétations portent principalement sur la Région wallonne et la Région de Bruxelles-Capitale grâce à l'établissement des bilans énergétiques réalisés annuellement pour le ministère de la région wallonne et de l'IBGE. Les bilans énergétiques de la Flandre, réalisés par le Vito, nous permettent de proposer une statistique pour certains indicateurs sur la Belgique. Transport 23% Industrie 37%

Résidentiel 27% Tertiaire 13%

Figure 5 : Belgique : répartition de la consommation finale en 1999 Source : Institut Wallon - Vito

La Belgique est la somme de trois régions fort contrastées puisque à Bruxelles le résidentiel et le tertiaire « pèsent » respectivement 42 et 31% du total de la consommation finale, en Wallonie ces parts tombent à 24 et 8% et en Flandre à 27 et 14%. L'explication est toujours la même, c'est essentiellement le poids de la consommation énergétique de l'industrie qui est très important en région wallonne et est pratiquement inexistante dans la Région de Bruxelles-Capitale (zone urbaine).

4.1. Le logement (résidentiel) 4.1.1. Evolution des paramètres Pour le logement si on prend l'année 1980 à l'indice 100 et que l'on regarde l'évolution de 3 courbes qui sont : -

les prix des énergies utilisées dans le logement

-

la rigueur des hivers représentée par les degrés-jours (plus l'année a été froide plus les degrés-jours sont élevés)

-

la consommation normalisée c-à-d la consommation réelle corrigée pour tenir compte des variations climatiques, on constate que : 1. les années 85, 86, 87, 91 et 96 sont les années où les climats ont été rigoureux; 2. les prix à francs constants étaient beaucoup plus élevés entre 81 et 85 et très bas depuis; 3. la consommation normalisée si elle était de 100 en 1980 était tombée à 80 en 1985 année froide et chère, pour ensuite remonter entre 90 et 100 pendant des années beaucoup plus clémentes et aux prix énergétiques doux.

Autrement dit, plus le ménage a des dépenses financières élevées (hivers froids et prix énergétiques élevés) plus il fait attention à modérer sa consommation d’énergie et vice-versa Institut Wallon asbl & ESAP SA

13

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

140

en indice 1980 = 100

120 100 80 60 40

CONSOMMATION NORMALISEE PRIX

20

DEGRES-JOURS

0 1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

Figure 6 : Evolution de la consommation normalisée du logement, des prix des énergies à francs constants et des degrés jours Source : Institut Wallon

4.1.2. Evolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le logement

en 1998 ELECTRICITE 16%

160 COMBUSTIBLES 84%

140 120 EN IN DI 100 CE 19 85 80 = 10 60 0 40

CONSOMMATION D'ELECTRICITE CONSOMMATION DE COMBUSTIBLES FACTURE D'ELECTRICITE FACTURE DE COMBUSTIBLES DEGRES-JOURS 15/15

20 0 1985 1986

1987

1988

1989

1990

1991 1992

1993

1994

1995

1996

1997 1998 1999

2000

Figure 7 : RW : évolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le logement (1985=100) Source : Institut Wallon

Rappel : 1985 était une année froide avec des prix des combustibles élevés. Au niveau de l'électricité de 1985 à 2000 la consommation a cru de plus de 40% et la facture à francs constants a monté d’environ 5% !

Institut Wallon asbl & ESAP SA

14

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Au niveau des combustibles les consommations de 1997 à 1999 sont proches de celles de 1985 (année très froide) mais les factures en 1998 et 1999 étaient à francs constants près de 40% moins élevées qu'en 1985! 4.1.3. Répartition de la consommation finale du logement par vecteurs énergétiques Autres 4% Electricité 15%

Produits pétroliers 47%

Gaz naturel 34%

Figure 8 : Belgique : consommation des logements par vecteur énergétique en 1999 Source : Institut Wallon - Vito

On consomme proportionnellement beaucoup plus de gaz naturel à Bruxelles (57%) qu'en Wallonie (28%) et en Flandre (34%), ceci essentiellement à cause de la densité de l'habitat et donc de la possibilité de rentabiliser économiquement un réseau de gaz naturel. Ceci dit près de la moitié de la consommation dépend des produits pétroliers et sera donc très sensible à une variation du prix de ces matières premières 4.1.4. Répartition par usage de la consommation du logement.

Chauffage 75-78%

Electroménager 8%

Cuisson 4-6%

Eau chaude sanitaire 10-12%

Figure 9 : RW-RBC : consommation des logements par usage, 1998 Source : Institut Wallon

Les trois-quarts de notre consommation énergétique dans le logement sont utilisés pour satisfaire nos besoins de chauffage et sont donc très sensibles aux variations des années climatiques. Institut Wallon asbl & ESAP SA

15

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

A noter cependant que dans certains pays ou les climats sont plus chauds la pointe de consommation électrique n'a pas lieu en hiver comme chez nous mais bien en été avec la mise en route de toutes les climatisations... 4.1.5. Coût moyen de l’énergie dans le secteur résidentiel Il y a environ le même contenu énergétique dans 1000 litres de mazout, 1000 m3 de gaz naturel et 10000 kWh d'électricité. Les prix sont relativement proches pour le mazout et le gaz naturel; pour l'électricité les prix sont beaucoup plus élevés surtout si l'on considère le prix des kWh de jour. Cependant il faut tenir compte des rendements moyens d'utilisation qui corrige en partie ces différences de prix.

Vecteur 1000 litres énergétique de mazout

Coût

1 000 m³ de gaz

6 stères de bois

10 000 kWh d'électricité

14 000 BEF 13 400 BEF 10 200 BEF 63 300/30 400 BEF

(avril 2001)

(bi horaire jour/nuit)

Rendement moyen d'utilisation

65-85%

65-85%

40-60%

85-95%

NB: contenu énergétique: 1 litre de mazout =1 m 3 de gaz =10 kWhélec. = 36 MJ

Tableau 6 : Belgique : coût moyen de l’énergie dans le secteur résidentiel en avril 2001 Source : Institut Wallon

4.2. Le tertiaire 4.2.1. Evolution des consommations et des factures d’électricité et de combustible pour le tertiaire Au niveau de l'électricité de 1980 à 1998 la consommation a cru de près de 80% et la facture à francs constants a à peine augmenté. Au niveau des combustibles les consommations des années 97 et 98 sont près de 30% supérieures à celles de 1985 (année très froide voir degrés-jours) mais les factures en 1997 et 1998 sont à francs constants inférieures de 40% à celles de 1985 (prix du combustible élevé).

Institut Wallon asbl & ESAP SA

16

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

200

ELECTRICITE 38% COMBUSTIBLES 62%

180

EN INDICE 1985 = 100

160 140 120 100 80 60 40

CONSOMMATION D'ELECTRICITE CONSOMMATION DE COMBUSTIBLES

20

FACTURE D'ELECTRICITE FACTURE DE COMBUSTIBLES

0 1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

220 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

Emploi Consommation d'électricité

1980

1980 = 100

Figure 10 : RW : évolution des consommations d’électricité et de combustibles et des factures correspondantes (1985=100) Source : Institut Wallon

Figure 11 : RW : évolution comparée de l’emploi et de la consommation d’électricité dans le tertiaire (1980=100) Source : Institut Wallon

La progression de la consommation d’électricité découle non seulement de l’importance croissante du secteur tertiaire (l'emploi tertiaire a augmenté de plus de 25 % (d'après les données de l'ONSS), mais également de l’utilisation croissante de matériel informatique et de bureautique (ordinateurs, télécopieurs, photocopieuses, scannage, transfert de fonds électronique), de l’augmentation des surfaces consacrées à la réfrigération, des progrès des techniques médicales (laser, scanner, résonance magnétique…) et de l'utilisation croissante du conditionnement d'air.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

17

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

4.2.2. Répartition de la consommation finale du tertiaire par vecteurs énergétique s Electricité 39%

Autres 1%

Produits pétroliers 26%

Gaz naturel 34%

Figure 12 : Consommation du tertiaire par vecteur énergétique (Belgique, 1999) Source : Institut Wallon – Vito

La répartition de la consommation entre les vecteurs énergétiques est assez équilibrée mais avec une prépondérance de la consommation d’électricité dont nous trouvons l’explication dans le paragraphe suivant. 4.2.3. Répartition par usage de la consommation du tertiaire. Répartition des usages de l'énergie : tertiaire Belgique 1996 Ventilation conditionnement d'air 6%

Eau Chaude Autres 8% 1%

applications spécifiques électriques 32%

Chauffage 59%

Eclairage 15%

Production de froid 4% Circulateurs 2% Autres usages électriques 5%

Figure 13 : Consommation du secteur tertiaire par usage (Belgique 1996) Source : Institut Wallon, Stem

Les applications spécifiques de l’électricité prennent une part plus marquée que dans le logement, une étude détaillée de leur usage avait été effectuée par STEM pour le compte d’Electrabel.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

18

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

4.2.4. Consommations et factures du tertiaire par vecteurs énergétiques.

67% FACTURE CONSOMMATION

36%

35% 29% 19%

14%

ELECTRICITE

GAZ NATUREL

PRODUITS PETROLIERS

Figure 14 : Comparaison de la consommation et de la facture des bâtiments du tertiaire par vecteurs énergétiques Source : Institut Wallon RW 1998

L’analyse du budget énergétique marque la place très importante de l’électricité avec 67% des dépenses énergétiques. Néanmoins, malgré ce coût plus élevé, les consommations ne cessent de croître.

5. Conclusions et recommandations. 5.1. Constat Contexte

Conditions de la maîtrise des consommations

−

baisse des prix

−

faible coût des mesures proposées

−

augmentation de la consommation

−

implication des pouvoirs publics

−

prise en compte des coûts externes

Une des principales conclusions de l’analyse des statistiques des consommations d’énergie du secteur « domestique » est que la baisse des prix de l ‘énergie, après 1985, a été accompagnée d’une augmentation sensible des consommations de combustibles et d’électricité, phénomène d’autant plus remarquable si les consommations annuelles sont ramenées à climat constant. Cette croissance des consommations n'a pas été perçue par les consommateurs parce que la baisse des prix énergétiques et la succession d’hivers peu rigoureux se sont traduites auprès du consommateur final par une diminution de sa facture énergétique. C’est sans doute une des principales raisons de la hausse des consommations, mais d’autres facteurs entrent en jeu :

Institut Wallon asbl & ESAP SA

19

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

−

l’augmentation du nombre de logement et la diminution du nombre d’habitants dans ceux-ci (ménages monoparentaux, diminution du nombre d’habitant par ménage) ;

−

la plus grande intensité énergétique des logements et des bâtiments du tertiaire (nouveaux appareils électriques, conditionnement d’air, informatisation, … ;

−

l’augmentation du revenu avec comme corollaire l’augmentation du confort demandé ;

−

l’augmentation des superficies moyennes tant dans les logements que dans le tertiaire.

En outre, dans la perspective de la libération annoncée des marchés su gaz et de l’électricité, il es légitime de se poser la question de la pertinence d’une approche « gestion de la demande » dans un marché de libéralisation des prix de l'énergie. En effet d’ici la fin de la décennie, les petits consommateurs (que se soient les ménages ou les clients du secteur tertiaire) pourront choisir leur fournisseur d’énergie avec probablement des offres de fourniture d’énergie (électricité, gaz …) à des prix soumis à la concurrence. Face à cette situation, le risque est grand que le consommateur n’investisse pas dans les appareils plus efficaces au niveau énergétique. Face à la diminution de la part des dépenses énergétiques tant dans le budget des ménages que dans celui des entreprises les incitants pour investir dans l’utilisation rationnelle de l’énergie se trouvent en effet fortement diminués. La gestion de la demande doit cependant être tentée et peut réussir si les différents acteurs sont conscients des enjeux et prennent les mesures nécessaires à leur niveau respectif. Les trois principaux acteurs sont les pouvoirs publics, les fournisseurs d’énergie et le consommateur final qu’il soit le ménage ou le responsable de l’entreprise du secteur tertiaire.

5.2. Que peut-on faire ?

5.2.1. Les pouvoirs publics Les actions des pouvoirs publics (nationaux, régionaux ou locaux) se déclinent à plusieurs niveaux, ceux ci sont complémentaires et se renforcent. Prix et tarifs :

− − −

signal politique clair du coût de l’énergie comparabilité des tarifs proposés taxe énergétique pour financer un fond URE

Aménagement du territoire

−

densification des activités

Normes bâtiments

−

renforcement et application des normes d’isolation existantes

•

Au niveau de l’information du citoyen

Informer le ménage et l’entreprise de l’impact qu’ils ont sur l’environnement par leurs consommations d’énergie directe (chauffage, applications électriques,…) et indirecte (transport généré) ; Eduquer les adolescents au sein des écoles à la notion de développement durable ;

Institut Wallon asbl & ESAP SA

20

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Informer le citoyen sur la raréfaction lente mais inéluctable des combustibles fossiles les plus utilisés aujourd’hui (gaz naturel et produits pétroliers) •

Au niveau des prix et tarifs

Il faut lancer un signal "politique" clair sur les impacts environnementaux et économiques qui découlent d’une consommation croissante d’énergie. Cette démarche doit se faire l’échelle géographique la plus large possible, de préférence au niveau européen. L’instauration d'une taxe CO 2 énergie qui corrigerait les baisses des prix des marchés pourrait être un instrument efficace. Les pouvoirs publics devraient inciter (obliger) les fournisseurs d’énergie à proposer des tarifs qui permettent la comparaison des prix par le consommateur par type d’usage (chauffage, production d’eau chaude, cuisson…). Une option complémentaire serait d’instaurer une taxe énergétique destinée à alimenter un fond URE qui servirait à promouvoir les actions d'utilisation rationnelle de l'énergie •

Au niveau de l’aménagement du territoire

Il faut veiller à une densification (concentration) des activités plutôt qu’une dilution des implantations du logement (habitat diffus en campagne) et des établissements tertiaire (centres villes plutôt que zoning d’activité proches des autoroutes). Les nouvelles implantations importantes doivent être desservies par des transports en commun fréquents et de qualité. •

Au niveau des normes des bâtiments

Si les normes d’isolation des nouveaux bâtiments sont d’ores et déjà plus strictes, l’isolation des bâtiments existants doit être sérieusement étudiée (60% des logements datent d’avant 1970). Le contrôle effectif sur le terrain du respect des normes et prescriptions est indispensable pour vérifie r les caractéristiques annoncées sur plan des bâtiments concernés. Les bâtiment publics doivent répondre à des exigences minimales élevées. 5.2.2. Les fournisseurs d’énergie Prix et factures :

•

− − −

minimisation de la dégressivité de la facture lisibilité des factures et information des consommateurs lecture de la consommation en temps réel

Au niveau des tarifs

Il faut favoriser la minimisation de la dégressivité des tarifs en fonction de la quantité d’énergie consommée. A terme, le kWh ou le GJ supplémentaire ne devrait pas coûter moins cher que les premiers consommés. Lisibilité des factures Les unités énergétiques des différents vecteurs énergétiques devraient être comparables entre elles (voir supra).

Institut Wallon asbl & ESAP SA

21

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

Dans la facture ou dans le relevé de consommation, la comparaison des consommations actuelles avec celle des périodes précédentes doit permettre au consommateur de connaître l’évolution de ses consommations d'énergie. C’est un outil pour mieux appréhender des changements de comportements ou de consommation des appareils. Un outil de comparaison avec des logements semblables ou des bâtiments du même secteur d’activité tertiaire, notamment sous la forme de consommation spécifique par m2 , par personne, … devrait être fourni par le fournisseur d’énergie. •

Lecture de la consommation en temps réel

Une bonne façon de faire prendre conscience aux utilisateurs d'un bâtiment de la consommation de celui-ci est de leur permettre de voir ses différentes consommations (électricité, gaz, eau,…) et ceci sur différentes périodes (instantanée, dernière heure, jour, semaine,…). L'affichage devrait être suffisamment explicite de façon à pouvoir permettre à l'utilisateur de constater immédiatement une surconsommation 5.2.3. Le consommateur final • • • • •

Localisation de l’implantation des diverses actvités Isolation et régulation Consommation des déplacements (voiture…) Appareils à haut rendement (remplacer et pas ajouter !) Se confronter aux énergies renouvelables

Veiller, tant pour les ménages que l’entreprise tertiaire, à la localisation son implantation. Celle -ci n’est pas sans effet sur les consommations indirectes d’énergie, liées aux déplacements. La proximité des transports en commun doit être une condition de sélection de l’emplacement. Agir au niveau de la régulation du chauffage tant au point de vue de l’équipement (thermostat, vannes thermostatiques, fonctionnement du circulateur et de la chaudière uniquement lors de la demande de chaleur) que de la notion de confort (20°c au lieu de 21°c, une baisse de la température ambiante de 1°c engendre une réduction de la consommation de 7%). Favoriser l’installation des appareils à haut rendement, qui ont des performances énergétiques accrues, en veillant au déclassement effectif des équipements obsolètes Promouvoir les énergies renouvelables qui offrent un potentiel non négligeable. La substitution d'une partie de l'énergie consommée par des énergies renouvelables fait directement prendre conscience aux utilisateurs de leur niveau de consommation globale.

Institut Wallon asbl & ESAP SA

22

La consommation d’énergie du secteur Domestique : tendances et recommandations

6. Bibliographie Institut Wallon, 2000. Bilans énergétiques de la Région de Bruxelles-Capitale 1998 – Rapport final. IW, Namur. Pour le compte de l’Institut Bruxellois pour la Gestion de l’Environnement. Institut Wallon, 2000. Recueil de statistiques énergétiques de la Région de BruxellesCapitale 1990-1998. IW, Namur. Pour le compte de l’Institut Bruxellois pour la Gestion de l’Environnement Institut Wallon, 2000. Bilans énergétiques de la Région Wallonne 1998 – Rapport final. IW, Namur. Pour le compte de la Direction Générale des Technologies, de la Recherche et de l’Energie. Institut Wallon, 2000. Recueil de statistiques énergétiques de la Région Wallonne 19801998. IW, Namur. Pour le compte de la Direction Générale des Technologies, de la Recherche et de l’Energie Vito, 2000. Energiebalans Vlanderen 1998 : onafhankelijke methode – Vito, Mol J.-F. Guilmot, Annual Energy Review 2000, European Commission, 2001 J.-F. Guilmot, Annual Energy Review 2001, European Commission, à paraître Eurostat, Bilans de l’énergie, European Commission

Institut Wallon asbl & ESAP SA

23

NOODZAKEN EN BEPERKINGEN VAN DE EVOLUTIE VAN HET TRANSPORT IN EUROPA EN IN BELGIË IN HET EERSTE KWART VAN DE 21E EEUW INHOUDSTAFEL

1 Enkele feiten met betrekking tot het personen- en goederen vervoer......................... 2 1.1 Werkgelegenheid – Economie ................................................................................. 2 1.2 Toename................................................................................................................... 2 1.3 Energie ..................................................................................................................... 2 1.4 Emissies ................................................................................................................... 4 1.5 Evolutie van de energievoorziening......................................................................... 6 1.6 Lawaai...................................................................................................................... 6 1.7 Externe kosten.......................................................................................................... 7 2 Technische evolutie van de transportmiddelen........................................................... 8 2.1 Korte analyse van de aandrijftechnieken................................................................. 8 2.1.1 Structuren met een verbrandingsmotoren 8 2.1.2 Elektrische structuren 9 2.1.3 Hybride structuren 9 2.1.4 Classificatie 10 2.2 Evo lutie en voornaamste technologische karakteristieken .................................... 12 2.2.1 Thermische motoren 12 2.2.2. De elektrische, elektrisch hybride en brandstofcel aandrijvingen 13 3 Nodige evoluties van de transportmiddelen en -systemen van morgen (2000-2010, 2010-2020)................................................................................................................... 17 3.1 Een betere intermodaliteit ...................................................................................... 17 3.2 De individuele mobiliteit ....................................................................................... 17 3.3 Een snelle technologische evolutie op korte en middellange termijn. ................... 18 3.4 Technologische evolutie op lange termijn, verder dan 2010 ................................. 19 4 Bibliografie ............................................................................................................... 20

1

NOODZAKEN EN BEPERKINGEN VAN DE EVOLUTIE VAN HET TRANSPORT IN EUROPA EN IN BELGIË IN HET EERSTE KWART VAN DE 21E EEUW G. Maggetto – J. Van Mierlo 1 Enkele feiten met betrekking tot het personen- en goederen vervoer Als startpunt voor deze reis in de toekomst van het transport is het nodig enkele feiten met betrekking tot het personen en goederen transport te verduidelijken. 1.1 Werkgelegenheid – Economie De Europese transport industrie is een belangrijke economische sector. Ze is één van de drie belangrijkste werkgevers. Er wordt 14 miljoen mensen of 10% van de actieve bevolking tewerkgesteld , waarvan 6 miljoen in activiteiten verbonden aan transportdiensten, 2 miljoen in de sector van transportuitrusting en meer dan 6 miljoen bij activiteiten verbonden met transport. 14% van de huishoudelijke inkomsten worden besteed aan transport. De modale opsplitsing van personenvervoer uitgedrukt in aantal passagiers maal kilometer (p.km) is als volgt: 79% met de auto, 8% met de autobus, 7% met het vliegtuig, 6% per trein en minder dan 1% met de tram of metro. Voor het goederenvervoer heeft men volgende modale opsplitsing (uitgedrukt in ton.km): 43% langs de weg, 41% over de zee, 9% via het spoor, 4% langs de binnenvaart en 3% via pijpleidingen. 1.2 Toename De voorziene toename van nu tot in 2010 van het Europees personenvervoer bedraagt 19%, waarvan een toename van 16% in het wegvervoer en 90% toename in het luchtvervoer. Voor het goederenvervoer wordt een globale toename van 38% verwacht, waarvan een toename van 50% in het vervoer via de weg en 34% in het maritiem transport. Voor België betekend deze groei een toename van 4,56 miljoen wagens in 2000 tot 5,22 miljoen in 2010 en 5,53 miljoen in 2020. Het gemiddeld aantal afgelegde kilometers per jaar per voertuig zal bijna onveranderd blijven, waardoor men dus een lineaire toename observeert van het totaal aantal gereden kilometers. Ten gevolge van de verbetering van het energetisch rendement, stelt men een minder snelle, maar toch zekere toename van het brandstofverbruik vast. Meer zorgwekkend is de mondiale toename van het aantal voertuigen. Tegen 2030 zullen er evenveel wagens zijn in de OESO landen als in de rest van de wereld (800 miljoen), hetgeen een toename van 100% (vedubbeling) betekend ten opzichte van de huidige situatie, waarvan 65% in de OESO zone. In de OESO zone behoudt men dus nog een lange tijd de jaarlijkse voorziene procentuele toename van 2%. 1.3 Energie Het energetisch rendement van de verschillende transport middelen varieert sterk. Dit is het gevolg van de thermodynamische wetten, maar ook van de technologie van de gebruikte aandrijfsystemen en van het vermogenniveau waar men zich bevindt. Het toenemende notie van duurzaamheid maakt het huidige reusachtige verbruik van energie van de transportsector duidelijk. Het laat velen onverschillig (zelfs vandaag nog) dat het energetisch rendement van een voertuig lager is dan 15% in een stedelijke omgeving (80% van de voertuigen 2

verplaatsen zich voornamelijk in de stad). Nochtans wil dit zeggen dat van de 50 liter brandstof er minder dan 7,5 liter gebruikt wordt om te rijden de overige 42,5 liter worden omgezet in warmte. In de lijst van huidige brandstoffen scoort diesel het beste gevolgd door benzine en de gasvormige brandstoffen (aardgas en LPG). Bij de evaluatie van het energieverbruik dient men voorzichtig te zijn: een leeg transportmiddel is volledig nutteloos; zodoende dient met zijn doeltreffendheid te evalueren in verhouding tot de functie die het vervult namelijk het verplaatsen van goederen of personen. Het voertuig met 15% rendement zal veel nuttiger zijn bij het transporteren van vier personen in plaats van één. Dit lijkt evident, maar de notie van individueel vervoer, die op dit ogenblik de overhand heeft, druist in tegen een gezond beheer van de energiebronnen. De vergelijking van transportsystemen dient dus te gebeuren op basis van de bezettingsgraad uitgedrukt in aantal personen of lading, massa of volume van goederen. Een stadsbus die 4 personen vervoert verbruikt vijf keer meer energie per persoon dan een gemiddelde personenwagen met evenveel personen. Met een gemiddelde bezettingsgraad van 35% voor de wagen (1,4 personen), 40% tot 70% voor de trein, 60% voor interstedelijke bussen en eveneens 60% voor binnenlandse vluchten, bekomt men volgend resultaat: - de trein heeft een primair energieverbruik per persoon van 15 tot 50% ten opzichte van de wagen - de interstedelijke bus, relatief gezien lichter dan de trein, kan zich situeren op 70% van het energieverbruik van deze laatste en 42% van die van de wagen - het vliegtuig situeert zich op 60% van de wagen, maar op 300% t.o.v. van de sneltrein (maar niet aan grote snelheid); maar hier speelt de factor “tijd” een belangrijke rol - in de stad situeert de metro zich gemakkelijk onder de 50% ten opzichte van de wagen Voor het goederenvervoer spelen massa en volume: - voor binnenlands transport kan de boot zich situeren op het dubbele van de spoorweg tengevolge van zijn dieselaandrijving - de spoorweg kan zich op 40 a 55% situeren ten opzichte van het transport via de weg Onafhankelijk van het beschouwde voorbeeld moet men steeds het energieverbruik beschouwen van het geheel aan transportmiddelen die gebruikt werden tussen de oorsprong en de uiteindelijke bestemming. Bij de economische appreciatie van het traject is de duur natuurlijk ook een belangrijke factor. De geciteerde cijfers zijn indicatief daar ze gebonden zijn aan een geheel van typische trajecten. Ze tonen voornamelijk de noodzaak om verplaatsingen te analyseren per categorie en het mogelijk energetisch voordeel van de verschillende transportmodi. Het voordeel van het spoor (tram en metro) is geen toeval. Het is het resultaat van de combinatie van twee factoren: de transportcapaciteit en het gebruik van elektrische energie. Het transport over zeer la nge afstanden (meer dan 2000km) dient op een andere manier te worden geanalyseerd daar de middelen die gebruikt worden afhankelijk van het getransporteerde object. Van de handel buiten de EU neemt het maritiemvervoer 90% van goederen (in volume) voor haar rekening en 40% van het intern transport.

3

Om te besluiten is het gemakkelijk te bevestigen dat het gebruik van energie in het huidige transportsector niet in overeenstemming is met de notie van rationeel energie gebruik (REG). 1.4 Emissies De evolutie va n de kennis en het bewustzijn gedurende de laatste vijf jaar maakt het noodzakelijk bepaalde aspecten van het verslag “Energie in het België van morgen” (BACAS 1995) te herzien, vooral wat betreft de CO2 , het broeikaseffect en het energietekort. Het rapport stelt op blz. 41 (franse versie): « L’augmentation de la température du globe supposée de 0,3 à 0,6°C depuis 1860 ne résiste pas à un calcul d’erreur (marge d’incertitude de ±0,7°C, au vu, notamment de la fréquence et de la méthodologie des prises d’écha ntillons au XIXe siècle, principalement en milieu marin). C’est pourtant cette assertion qui déclenche l’inquiétude… comme l’avait fait, dans une nettement moindre mesure, il est vrai, une théorie scientifique inverse, qui prédisait, il y a 30 ans, un refroidissement général du climat… Le président du Comité de 400 experts constitué par les Nations Unies (Intergovernmental Panel on Climate Change = IPCC) reconnaît d’ailleurs que les scientifiques ne sont pas encore certains que le réchauffement climatique soit déjà perceptible. » (einde citaat) De twijfel die hier wordt uitgedrukt is onderhouden en tegengesproken in de rest van het BACAS verslag. Gedurende de laatste vijf jaar werden er veel waarnemingen verricht en gepubliceerd die helaas slechts bevestigen wat reeds zichtbaar was: de snelle inkrimping van de gletsjers, de grootschalige afsmelting van de poolkappen zijn geen voorbijgaande fenomenen. Vooral de tijdschaal van deze gebeurtenissen, die slechts microscopisch is vergeleken met de geologische tijdschaal, baart zorgen. Meer verfijnde wiskundige modellen en meer precieze correlaties wijzen op een stijging van de gemiddelde temperatuur die veel groter is dan de ruis of de onzekerheidsmarge: • 2,5 °C in 25 jaar op Antarctica • 1,4 °C tot 5,8 °C van nu tot 2100 beweert het IPCC nu, dit is 50% meer dan de voorspelling van vijf jaar geleden; hetzelfde IPCC stelt nu dat de neiging tot opwarming niet meer ontkend kan worden. De correlatie met de toename van de CO2 concentratie in de atmosfeer is eveneens vastgesteld. De jaren ’90 waren de warmste van de eeuw, en diverse diersoorten emigreren naar koelere zones, zonder zich te bekommeren om wiskundige modellen maar door toepassing van hun voorzorgsprincipe. Alles kan evenwel gecontesteerd worden, terecht of ten onrechte, en men moet vaststellen dat het voorzorgsprincipe nog niet voldoende weerstaat aan de onmiddellijke economische belangen verbonden aan de liberalisering van de wereldeconomie. Men kan natuurlijk beroep willen doen op de “catastrofetheorie”, waarbij een verkeerslicht slechts wordt geplaatst nadat er op een kruispunt een zeker aantal doden zijn gevallen. Het is echter goed te herhalen dat wij in een microscopische tijdschaal

4

ageren, maar dat de reacties en de correcties zich op een macroscopische schaal dreigen uit te breiden. Alle lokale emissies samen bepalen uiteindelijk de milieutoestand van de planeet. Sommige hiervan (vervoer, energieproduktie, nijverheid,...) kunnen beheerst worden, andere (vulkanen, zonnestraling,...) helemaal niet. De beperking van de bijdrage van het vervoer aan de luchtvervuiling kan slechts gebeuren door middel van lokale en regionale acties, waarvan het succes zal afhangen van de sensibilisatie van de betrokken bevolkingsgroepen. De geleidelijke invoering van de emissierichtlijnen Euro I, Euro II, Euro III, Euro IV (2004) en Euro V (zware voertuigen 2005) laat de beheersing toe van CO-, NOX-, koolwaterstof- en stofemissies. Niettegenstaande de voorziene toename van het aantal auto’s zullen deze emissies in hun geheel gevo elig dalen. Dit geldt voor België, de EU en het geheel van de OESO landen. Voor de rest van de wereld is er een gevoelige groei voorzien, zodat de globale emissies met 45 tot 55% zullen stijgen. Een gelijkaardige emissiebeheersing is te voorzien en te verwezenlijken voor de elektriciteitsproduktie, die eveneens een rol speelt in het vervoer (treinen, trams, metro, trolleybus). Voor CO2 is de toestand helemaal anders: de CO2 emissie is immers rechtstreeks afhankelijk van de totale hoeveelheid reizigerskilometer voor het personenvervoer en tonkilometer voor het goederenvervoer. Het rendement van de thermische motoren zal nog enigszins verbeteren gedurende de komende tien jaar, maar het is inherent beperkt door de wetten van de fysica en zal een asymptotische waarde benaderen. Enige winsten kunnen eveneens gemaakt worden door de gewichtsvermindering en de vormgeving van de voertuigen, maar daar zijn de limieten ook bijna bereikt. Wat er ook van zij, het is opvallend vast te stellen dat een gemiddelde auto per jaar 4 tot 5 ton CO2 uitstoot, hetzij vier tot vijfmaal zijn eigen gewicht! In België is een jaarlijkse groei van de CO2 uitstoot van 6 tot 10% te voorzien tegen 2020, rekening houdend met verbeterde prestaties van de voertuigen zowel als met het groeiend aantal gereden kilometers. Voor de OESO is zelfs een stijging van 37% te voorzien. In de EU komen 28% van de emissies voor rekening van het vervoer, dat 90% zal bijdragen tot de voorziene groei van emissies. Voor de OESO en de andere landen samen, is de voorziene toename van CO2 emissies dramatisch: 110 tot 120% ! Andere broeikasgassen zoals methaan komen eveneens voor rekening van het vervoer. Voor wat betreft het luchtvervoer draagt de emissie van gassen op 10 tot 11 km hoogte twee tot driemaal meer bij tot het broeikaseffect, door de vorming van ozon vanaf NOX, dan de vorming van CO2 door de verbranding van de brandstof. Het luchtvervoer voorziet in 10% van de totale reizigerskilometer, en in minder dan 1% van het goederenvervoer. De emissies op grote hoogte kunnen een kwart van de totale bijdrage van het vervoer tot het broeikaseffect bedragen. Luchtvervoer neemt bovendien snel toe, tegen 2030 kan zijn bijdrage tot het broeikaseffect met 50% die van de zware en de lichte voertuigen (die ongeveer gelijk zijn) overtreffen.

5

1.5 Evolutie van de energievoorziening Tegen 2010 kan het personenvervoer met 19% toenemen, verdeeld over 16% stijging van de mobiliteit over de weg en met 90% voor het luchtvervoer. Goederenvervoer kan met 38 stijgen, verdeeld over 50% voor de weg en 34% voor het vervoer te water. Gedurende de komende tien jaar wordt globaal een jaarlijkse groei met 2% verwacht. De uitbreiding van de EU zal deze zaak nog doen toenemen. De automobielnijverheid (ACEA groep) heeft zich verbonden tegenover de EU om de CO2 emissies terug te brengen van 190 g/km in 1995 tot 120 g/km in 2012 teneinde de toename van de reizigerskilometer te compenseren. De afhankelijkheid van externe energiebronnen in de EU is teruggelopen van 60% in 1973 tot 50% in 1999, maar binnen 20 à 30 jaar kan deze afhankelijkheid 70% bedragen, meer in het bijzonder 90% voor aardolie, 70% voor aardgas en 100% voor steenkool. De uitbreiding van de EU zal deze cijfers eens te meer doen toenemen. Volgens het rapport “Energie in het België va n morgen”: “Er is geen energietekort te voorzien tegen 2020. Voluntaristische scenario’s laten toe deze verklaring uit te breiden tot 2050.” Dit eerder optimistische scenario zegt echter niet tegen welke prijs deze energie zal beschikbaar zijn, en houdt geen rekening met het toenemend verschil tussen de toenemende vraag naar aardolie en de produktiecapaciteit die afneemt vanaf 20102015. De continuïteit van de beschikbaarheid van “conventionele” (goedkope) olie wordt duidelijk terug in vraag gesteld. Volgens het Internationaal Energie Agentschap (IEA) zal er binnen 15 jaar een maximale aardolieproduktie worden bereikt, onvermijdelijk gevolgd door een teruggang. Andere voorspellingen spreken zelfs van een nog kortere termijn. Zonder bijzondere maatregelen zal de vraag naar conventionele olie nog stijgen, leidend tot een stijging van de prijzen en een toename van de produktie van “niet-conventionele” olie afkomstig van minder toegankelijke of kwalitatief mindere reserves. Dit is te verklaren doordat de nieuw ontdekte aardoliereserves hun hoogtepunt hebben bereikt rond het begin van de jaren ’60 en dat hun volume sindsdien enkel is afgenomen. Zelfs wanneer men rekening houdt met de verschuiving in de tijd door de exploitatie van de niet-conventionele reserves, za l de situatie nauwelijks verbeteren, en de termijnen zullen zeer kort blijven. Voor aardgas is een gelijkaardige situatie te voorzien, met een verschuiving van 10 à 20 jaar. De voorziene spanningen die op korte termijn zullen voortvloeien uit de uitputting van de oliereserves onderlijnen op dramatische wijze het probleem van een fundamentele herziening van mobiliteit en vervoer. 1.6 Lawaai Het vervoer, en meer in het bijzonder het wegvervoer, vormt de grootste bron van lawaaihinder in het stedelijk milieu. De effecten van lawaai gaan van verminderd comfort (55-60 dB(A)) en fysieke agressie (meer dan 65-70 dB(A)), leiden tot slaapstoornissen of cardio-vasculaire problemen. 30% van de bevolking van de EU heeft te maken met verkeerslawaai boven 55 dB(A), en 13% ondergaat meer dan 65 dB(A). 6

Vliegtuiglawaai stoort 10% van de bevolking van de EU. 1.7 Externe kosten Emissies, lawaai, verkeersopstoppingen, veiligheid, en het gebruik van de grond creëren supplementaire kosten toe te schrijven aan de mobiliteit, van de orde van 250 miljard €, hetzij 4% van het BBP volgens de DG TREN. Dit is te vergelijken met de toegevoegde waarde gecreëerd door de mobiliteit die 290 miljard € bedraagt. Anders gezegd, voor elke euro toegevoegde waarde van de mobiliteit, wordt ongeveer één euro aan externe kosten veroorzaakt, die tot op heden weliswaar niet verrekend worden.

7

2 Technische evolutie van de transportmiddelen Twee factoren, die toelaten nieuwe technologieën te gebruiken voor de transportmiddelen en systemen, leiden tot grote evoluties: - toegang tot de energie - de toestand van het milieu Gekoppeld aan de economie zijn deze twee factoren verbonden aan de notie van een duurzame ontwikkeling. De evolutie in het luchttransport zal voornamelijk beïnvloed worden door het in gebruik nemen van nieuwe brandstoffen, waarvan waterstof een belangrijke rol kan spelen. Voor landelijk en maritiem transport zullen twee families van aandrijf systemen de taken verdelen voor de verplaatsingen van goederen en personen: - de thermische motor - de elektrische motor Deze verdeling van taken bestaat reeds op dit ogenblik; denk maar aan het transport over het spoor dat voornamelijk elektrisch is en het wegtransport voornamelijk thermisch. Maar ze is genoodzaakt tot een verscheidenheid en een belangrijkere integratie van het in dienst nemen van diverse energiebronnen. Deze integratie leidt tot hybride technologieën. 2.1 Korte analyse van de aandrijftechnieken Twee aandrijfsystemen voor landelijk vervoer verdelen zich op dit ogenblik op een dominante manier in België, in de EU en de landen van OESO: • de thermische motorisatie, diesel, benzine of gas, voor het zwaar en licht wegtransport • de elektrische motorisatie voor het transport per trein of in de steden. Voor het wegtransport zal de, waarschijnlijk sterk toenemende, inbreng van de elektriciteit leiden tot een geheel van aandrijfsystemen, die klaarblijkelijk verdwijnen, maar een precieze analyse toont de continuïteit ervan aan. 2.1.1 Structuren met een verbrandingsmotoren De structuur met een verbrandingsmotor (Figuur 1) bestaat uit volgende energetische keten: brandstoftank 1 (benzine, diesel of gas), verbrandingsmotor 2, overbrenging 3, differentieel 4, wielen 5. (5)

(4)

Overbrengin g (3)

Verbrandingsmotor (2)

Brandstof tank (1)

(5) Figuur 1: Aandrijfsysteem met verbrandingsmotor

Twee of vier wielen kunnen aangedreven worden, maar slechts 1 motor wordt gebruikt. Er wordt één enkele aandrijfas gebruikt, waardoor men dit systeem een eerste orde systeem noemt. Het stoppen van het voertuig vereist het gebruikt van een 8

ontkoppeling om te vermijden dat de verbrandingsmotor stil valt alsook om een voldoende groot startkoppel te kunnen ontwikkelen. 2.1.2 Elektrische structuren Elektrische voertuigen vertonen een vergelijkbare structuur (Figuur 2): energieopslagplaats (batterij) 1, elektronische omvormer 2, elektrische motor 3, overbrenging 4, differentieel 5 en wielen 6. Ook dit is en eerste orde systeem.

(6)

(5)

Overbrenging (4)

Motor (3)

Omvormer (2)

Batterij (1)

(6) Figuur 2: Elektrische aandrijving

Haar structuur lijkt complexer maar is gekenmerkt door een mechanische verbinding die geen ontkoppeling vereist tussen de motor en de wielen. Men heeft zelfs de mogelijkheid de motor te integreren in de wielen (zowel voor een twee- of vierwielaandrijving). Vanuit stilstand kan de elektrische motor zijn maximaal koppel ontwikkelen. 2.1.3 Hybride structuren Door elektrische en thermische machines samen te brengen krijgt men hybride structuren, waarvan wij ons beperken tot de presentatie van vier mogelijke groepen. De serie hybride structuur (Figuur 3) is samengesteld uit een volledig elektrische aandrijving bestaande uit een omvormer 6, een elektrische motor 7, een overbrenging 8, een differentieel 9 en de wielen 10. Deze aandrijving wordt elektrisch gevoed door één , twee of drie energiebronnen 4, 5 en 5bis die parallel met elkaar verbonden zijn. Er bestaan twee onafhankelijke mechanische assen. Dit systeem wordt een tweede orde systeem genoemd.

10

5

1

-

2

3

Omvormer Omvormer

4

6

Elektrische motor

Over brenging

7

8

9

5bis Figuur 3: Serie hybride aandrijving

In een thermisch hybride structuur bestaat de groep 1, 2, 3 en 4 uit een brandstoftank 1 (diesel, benzine, gas), een thermische motor 2 (of gasturbine), een generator 3 en een elektronische omvormer 4 (gelijkrichter - lader). Aan de uitgang van groep 4 kan men in parallel een batterij 5 en/of een eenheid 5bis die gedurende een korte tijd (enkele seconden) piekvermogens kan leveren. De componenten 5 en

9

5bis kunnen elk afzonderlijk aanwezig zijn, te samen of helemaal niet aanwezig zijn. In dit laatste geval bekomt men de aandrijving die gewoonlijk het “diesel-elektrisch” systeem wordt genoemd. In het geval van een systeem met een brandstofcel bevat de eenheid 1, 2 en 3 een brandstofcel 3 gevoed met waterstof ofwel afkomstig van een opslagtank 1 ofwel van eenheid bestaande uit een brandstoftank 1 en een ‘reformer’ 2, die de brandstof omzet in waterstof. De parallel hybride structuur (Figuur 4) bestaat uit een aandrijving met een elektrische motor en een aandrijving met een thermische motor. Het is een tweede orde systeem. Men vindt er dus het koppel brandstoftank 1 – thermische motor 2 die zijn mechanische energie toevoegt aan die afkomstig van de eenheid batterij 3 – elektronische omvormer 4 –elektrische motor 5 ter hoogte van de transmissie 6 om zodoende de wielen 8 aan te drijven via de differentieel 7. Batterij

Omvormer

3

4

Elektrische motor

8

5

6

7

Thermische motor

1

2

Figuur 4: Parallel hybride aandrijving

De combinatie van een serie hybride structuur en een parallel hybride structuur wordt een “complexe” of “serie - parallelle” structuur genoemd (Figuur 5).

7 5 1

2

6

3

8

4

10

3

9

Figuur 5: Complexe hybride aandrijving

Het bestaat uit drie mechanische assen en twee elektrische machines. Het is een structuur van de derde orde. De parallelle weg bestaat uit de volgende elementen: brandstoftank 1, thermische motor 2, overbrenging 3, elektrische motor 4. De serie structuur is terug te vinden in: de brandstof tank 1, de thermische motor 2, de overbrenging 3, de elektrische generator 5, de lader 6, de batterij 7 en de elektronische omvormer 8. Het differentieel 9 is natuurlijk gemeenschappelijk voor beide paden. 2.1.4 Classificatie Het geheel van de hierboven beschreven eerste en tweede orde referentie structuren (thermisch, elektrische, serie hybride, parallel hybride, brandstofcel voertuig) kan

10

Transmissie

Wielen Wielen

Brandstofcel of Gen.

Zonder-batterij Brandstofcel Diesel-elektrisch

Reformer of Verbrandingsmotor

2e order

Serie hybride

El. Mot

Bat.

1st

Elektrisch Voertuig Range extender

1st order

El. Mot.

Parallel hybride Bat.

2e order

Alternator-starter

Transmissie

Thermisch Voertuig Verbrandingsmotor

1st order

schematisch weergegeven worden door onderstaand diagram (Figuur 6), die de continuïteit toont tussen deze technologieën in functie van de hybridisatiegraad.

Figuur 6: Classificatie van aandrijfsystemen

Indien we deze figuur overlopen van boven naar beneden komt men eerst het thermisch voertuig tegen gevolgd door de parallel hybride groep, het elektrisch voertuig, de serie hybride groep die zich vermengd met de hybride groep met brandstofcellen om zodoende te komen tot de diesel-elektrische structuur of de structuur met brandstofcel zonder batterij. terugkerend naar de bovenkant van het diagramma stelt men vast dat bij het vertrekpunt de motorisatie 100% thermisch is zonder batterij (de hulpbatterij voor het straten en de hulptoestellen wordt hier niet beschouwd). De eerste stap naar hybridisatie komt men tegen in de parallel hybride groep en wordt de “alternator-starter” genoemd. Bij deze oplossing wordt de alternator om de hulpbatterij op te laden, de startmotor en het vliegwiel in één elektrische machine geïntegreerd. De toename in vermogen en in energie van de hulpbatterij maakt het mogelijk de kinetische energie tijdens het remmen te recupereren. Bovendien laat deze oplossing toe om, tijdens het stilstaan van de wagen voor een verkeerslicht of in de file, de thermische motor af te schakelen. De hulpbatterij verschijnt dus onder de vorm van een hybride samenstelling. Het is waarschijnlijk de 42V-norm, voorzien voor de nabije toekomst, die de fysisch vorm zal voorstellen. Verder afzakkend in de parallel hybride groep observeert men een toename van het vermogen van de batterij alsook van de elektrische motor. Daarentegen neemt het vermogen van de thermische machine af, maar het totaal geïnstalleerd vermogen blijft constant. De aanwezigheid van de batterij met een voldoende grote energie- inhoud en dus ook een voldoende gewicht, laat aan het voertuig toe een bepaalde afstand af te leggen in zuiver elektrische mode. Onderaan de parallel hybride groep verdwijnt de thermische motor volledig en zodoende bekomt men een zuiver elektrisch voertuig. Het elektrisch voertuig verschijnt dus als het scharnierpunt tussen de parallel hybride en de serie hybride aandrijving. 11

De daaropvolgende serie hybride groep bevat dus enkel een elektrische aandrijving. In het begin van deze groep komt men de “range-extender” tegen. Een kleine thermische- generator-groep levert een aanvullende energie aan de batterij (of aan het aandrijfsysteem), waardoor de autonomie van het voertuig gevoelig vergroot wordt. Volgend op deze minimale serie hybride structuur stelt men vast dat de verhouding van het thermisch vermogen tot het elektrisch vermogen (van de batterij) toeneemt tot het moment dat de batterij volledig verdwijnt uit de structuur. Zodoende bekomt men de klassieke “diesel-elektrische” aandrijving. De familie van hybride brandstofcel aandrijvingen verschijnt in de serie hybride groep. De verdeling van het vermogen gebeurt deze keer tussen de brandstofcel en de batterij. Indien er geen batterij aanwezig meer is bekomt men een 100% elektrische aandrijving gekoppeld aan een brandstofcel. Men ziet dus dat er oneindig veel mogelijkheden zijn, maar het is evident dat ze niet allen dezelfde waarde hebben op het gebied van energetisch rendement als ook op economisch gebied. De evaluatie va n de te beschouwen criteria werd ondergebracht in een computer model, dat ontwikkeld werd aan de Vrije Universiteit Brussel in het kader van een doctoraatsonderzoek, dat geraadpleegd kan worden op de volgende website: http://etecnts1.vub.ac.be/VSP/ . 2.2 Evolutie en voornaamste technologische karakteristieken 2.2.1 Thermische motoren De groep van thermische motoren ondergaat een continue evolutie zowel op het gebied van de verbetering van hun werking als op het gebied van de gebruikte brandstoffen. Op basis van een studie uitgevoerd door VKA/RWTH van Aachen heeft EUCAR voorspellingen gepubliceerd van de samenstelling van wagenpark voor de periode 2000-2010 Volgens deze studie daalt het percentage benzine voertuigen van ± 75% tot 50 a 65%. Daarentegen zal het aandeel van dieselvoertuigen stijgen van 25% naar 30 tot 40%. Dit wordt bevestigd door een studie van IFEU (Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH) die uitgevoerd werd in opdracht van FEBIAC. Deze studie voorziet slechts tegen 2010 vijf procent alternatieve oplossingen, die zowel hybride-, brandstofcel-, aardgas- als waterstofvoertuigen bevat. De verplichtingen opgelegd door de EURO normen leidt tot een toename van het gebruik van elektronica en micro-elektronica om de brandstofinjectie en emissies te kunnen controleren. Meer en meer parameters worden gemeten en gecontroleerd door meer en meer complexe rekeneenheden. Wij zijn in het rijk van de filters, katalysatoren en OBD (On Board Diagnostics) systemen. De richtlijn 98/69/EG legt het gebruik van OBD op voor alle benzinevoertuigen vanaf 2000 en voor alle dieselvoertuigen vanaf 2004. Deze systemen generen een signaal die de bestuurder verwittigt wanneer het systeem niet optimaal meer functioneert. Wanneer het systeem niet meer goed functioneert ligt de verantwoordelijkheid om het te herstellen bij de gebruiker van het voertuig. De veralgemeende invoering van oxydatie katalysatoren (Oxicat), driewegskatalysatoren, deeltjes filters, CRT systemen (Continuous Regenerating Trap) en emissiecontrole systemen bij koude start zal leiden tegen 2020 tot een verwachte emissiereductie t.o.v. 1990 van :

12

- 90% CO-emissies (Koolstofoxide) - 90% KWS-emissies (koolwaterstoffen) - 78% NOx-emissies (Stikstofoxides) - 80% stofdeeltjes-emissies - 93% benzeen-emissies (koolwaterstoffen) - 96% SO2-emissies (Zwaveldioxide) Bij deze vergelijking zal het totaal aantal afgelegde kilometers met 50% stijgen en de CO2 (koolstofdioxide) emissies met 26%. De minder sterke toename van CO2 emissies is het gevolg van de geprogrammeerde verbetering van het energetisch rendement van de voertuigen, die gerealiseerd zal worden onder de vorm van nieuwe injectiesystemen en controle van de verbranding. Voor benzine voertuigen zal de MPI techniek (Multi Point Injectie) afnemen ten voordele van de volgende systemen: - GDI-CAI (Gasoline Direct Injection – Controlled Auto Injection) - DI (Direct injection) - VVA (Variable Valve Automation) - VCR (Variable Compression Ratio) - “Supercharging” - geïntegreerde alternator-starter, ook wel “Soft Hybride Concept” genoemd - kleinere motoren gebruikt in gebied met beter rendement Voor dieselvoertuigen zal de IDI technologie (Indirect Diesel Injection) vervangen worden door volgende systemen - DID-HCCI (Direct injection Diesel – Homogeneous Charge Compression Ignition) - combinatie van de huidige DI (direct injection) met “supercharging” en “geïntegreerde alternator-starter” Voor de aardagsvoertuigen wordt de techniek van “common rail” algemeen gebruikt. Het besluit voor de familie van thermische motoren is duidelijk: de realiseerbare winsten zijn belangrijk en moeten deel uitmaken van aangepast onderzoeks- en ontwikkelings-inspanningen. Een zekere voorzichtigheid dringt zich op daar de voorziene vooruitgang, die voor de constructeurs niet eenvoudig realiseerbaar zal zijn, maar wel doenbaar, zich baseert op de aanpassing van de motorisatie aan de EUROnormen (I tot V). Het gedrag van de motorisatie in reëel gebruikt sterk wijkt daarentegen echter af van deze normen. Het is wenselijk om deze verbetering volgens de normen aan te vullen met dynamische testen op een rollenbank en dit tijdens de ganse levensduur van het voertuig. 2.2.2. De elektrische, elektrisch hybride en brandstofcel aandrijvingen De technologie van de geïntegreerde alternator-strater die toe laat de kinetische energie te recupereren tijdens het remmen, lijkt een centrale rol te gaan spelen in de aandrijving van de toekomst. Dit maakt duidelijk dat de elektrische energie een belangrijke rol zal spelen als partner in de toekomstige aandrijvingen. Verschillende redenen pleiten in het voordeel van deze optie. De volledige of gedeeltelijke elektrische aandrijving laat automatisch toe de kinetische energie te recupereren: 40% voor de metro, 10 tot 20% voor voertuigen in stedelijke gebieden.

13

Elektrische motoren zijn gekenmerkt een zeer hoog rendement (85 tot 95%) in een groot werkingsgebied. Ze laten dus een beter gebruik van de energie toe en dit afhankelijk van de gekozen produktie keten. Het samenbrengen van een elektrische motor met een thermische motor in de parallelle structuur (waarvan de alternator starter één voorbeeld is) laat toe de thermische motor te benutten in een beter werkingsgebied met hoger rendement en de verliezen tengevolge van overgangsregimes te vermijden. Een diversifiëring van energiebronnen wordt mogelijk zonder al teveel moeilijkheden en zonder vermeerdering van verschillende type van infrastructuur. Voor de produktie van elektriciteit kan men volgende centrales beschouwen: - thermische centrales met klassieke fossiele brandstoffen (steenkool, aardgas, petroleum) - nucleaire centrales - waterkrachtcentrales - zonnepanelen en windmolens - centrales werkend op biomassa - verbeterd rendement gebonden aan co-generatie Betreffende de hybride technologieën bestaat er een controverse in de automobiel wereld: dient het voertuig volledig autonoom te zijn door gebruik te maken van slechts één energiebron of moet het mogelijk zijn het voertuig te verbinden met het elektriciteitsnet om de batterijen te kunnen bijladen en over een zuiver elektrische autonomie zonder emissies te kunnen beschikken? Het antwoord is natuurlijk niet eenvoudig: - Het zuiver elektrisch voertuig geeft aanleiding tot de grootste energiewinsten, 40 tot 50%, maar het lijdt (voornamelijk psycholo gisch) onder zijn gebrek aan autonomie en de duur van de lading van de batterijen. 98% van de trajecten zijn korter dan 50 kilometers en de gemiddelde dagelijkse gebruiksduur van een voertuig is 40 minuten. De laadinfrastructuur is zeer eenvoudig en de installatie vereist geen grote ingrijpingen . De winst aan energie is gebonden aan het hoog rendement van de aandrijving en is min of meer belangrijk in functie van de manier hoe de elektrische energie wordt opgewekt. - De elektrisch hybride voertuigen kunnen energiewinsten opleveren van 30 tot 40%, maar niet alle structuren hebben dezelfde doeltreffendheid. De dieselelektrische aandrijving, gebruikt voor stedelijke bussen biedt het voordeel van de grote soepelheid van de elektrische motor, maar geeft aanleiding tot en meerverbruik van 10 a 20%. Tot slot kan men vaststellen dat de aansluiting aan het elektriciteitsnet, teneinde een traject in zuiver elektrische mode te kunnen afleggen of voor een bijkomende lading van de batterij, aanleiding geeft tot energiewinsten en reductie van CO2 -emissies. Bij de serie hybride aandrijvingen kunnen een groot aantal verschillende soorten brandstoffen gebruikt worden, daar de verbrandingsmotor kan werken aan een bijna constante snelheid en vermogen, hetgeen een veelzijdig gamma aan motoren en brandstoffen toelaat. De brandstofcel voertuigen vormen een groep die afzonderlijk dient beschouwd te worden daar zij gebruik maken van waterstof. Waterstof op zich is een propere brandstof want er wordt enkel water geproduceerd

14

als afvalstof bij gebruik van waterstof in een brandstofcel en bij het gebruik in een verbrandingsmotor worden er water en NOx emissies geproduceerd. Maar waterstof moet worden opgewekt. Het gebruik van waterstof in een verbrandingsmotor wordt door de automobielindustrie beschouwt als een weg die duidelijk niet tot de beste energetische oplossing leidt. De meest rationele oplossing is het gebruik maken van de brandstofcel. De bijhorende aandrijving komt overeen met de familie van serie hybride voertuigen, waarvan het eerste onbetwistbaar voordeel de zuivere elektrische aandrijving is. Vijf soorten brandstofcellen maken deel uit van onderzoek en ontwikkelingswerkzaamheden (Tabel 1). Type

Elektroliet

Alkalisch (AFC) Polymeer (PEMFC)

Kalium (vloeibaar) Polymeer (vast)

Fosforzuur (PAFC) Gesmolten Carbonaat (MCFC) Vast (SOFC)

Fosfoszuur (vloeibaar) Gesmolten zouten (vloeibaar) Keramisch (vast)

oxide

Temperatuur (°C) 80 80

200 650

700 - 1000

Toe passingsgebied vermogen ruimtevaart, 1 kW – 100 kW draagbare toestellen, stationair 1 W – 10 MW stationair, 200 kW – 10 MW stationair 500 kW – 10 MW stationair, 100 kW – 10 MW

transport transport,

transport

transport

Tabel 1: Overzicht van verschillende soorten brandstofcellen

De brandstofcellen die tegenwoordig ontwikkeld worden hebben in het algemeen een rendement van de grootte orde van 50%. Eén van de sleutelelementen van deze technologie is het elektroliet. Bij drie van de vijf brandstofcellen uit Tabel 1 wordt een vloeibaar elektroliet gebruikt en bij de twee andere een vast. Om betrouwbaarheidsredenen en tengevolge van de industrialisatie op grote schaal zijn oplossingen die gebruik maken van een vast elektroliet aantrekkelijker. Tegenwoordig komen twee groepen te voorschijn: De brandstofcel met polymeer (PEMFC, Proton Exchange Memnbrane Fuel Cell) en de brandstofcel met een vast oxide (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell). De alaklische brandstofcel (AFC, Alcaline Fuel Cell) werd reeds ontwikkeld in België (Elenco) in de jaren 1980 en is, gekoppeld aan een batterij, bruikbaar voor toepassingen in de binnenvaart. De PEMFC brandstofcel is duidelijker gericht naar het wegtransport, auto’s en autobussen. De SOFC brandstofcel kan gebruikt worden voor zwaar vervoer. Het in gebruik nemen van de PEMFC brandstofcel voor het wegtransport (voertuigen en bussen) geeft aanleiding tot het probleem van integratie van een voldoende groot vermogen in een beperkte ruimte. Op minder dan 10 jaar werden belangrijke vooruitgangen geboekt, met name door DaimlerChrysler. Van 117 kg/kW in 1997 is men geëvalueerd tot 25 kg/kW in 2000; hetgeen te vergelijken is met de 20 kg/kW van een vergelijkbaar thermisch voertuig. Tegen 2004 verwacht men een energetische rendement van 42% voor toepassingen die gebruik maken van samengeperst watersof, 32% indien waterstof geproduceerd wordt op basis van methanol, 25% voor hetzelfde voertuig uitgerust met een

15

dieselmotor en 20% voor een benzine voertuig. De mogelijke winst lijkt dus belangrijk, maar men moet nog het waterstof of methanol produceren. In de huidige ontwikkelingen worden twee opties gekozen: enerzijds een toepassing met een brandstofcel die instaat alle dynamiek van de vermogenvariatie op te vangen en anderzijds de oplossing waarbij naast de brandstofcel ook een batterij voorzien is, waardoor het vermogen van de brandstofcel kleiner kan zijn en waarbij de batterij het dynamisch gedrag van het voertuig opvangt. Deze tweede oplossing is dus een serie hybride structuur waarbij twee elektrische energiebronnen parallel verbonden zijn.

16

3 Nodige evoluties van de transportmiddelen en -systemen van morgen (20002010, 2010-2020) Door aanpassing van de technologie kunnen bij de transportmiddelen van morgen twee belangrijke doelstellingen bereikt worden: - het in dienst nemen van verschillende energiebronnen die toelaten een herverdeling van de vraag te realiseren, waardoor een energetische onafhankelijkheid gemakkelijker verzekerd wordt en zodoende een onvermijdbare energiecrisis ontweken wordt, die het gevolg zou zijn van de uitputting van de reserves van de klassieke fossiele brandstoffen; - de dwingende vermindering van de koolstofdioxide (CO2 ) emissies, het belangrijkste broeikasgas ten gevolge van de verbranding van koolwaterstoffen. Petroleum is op dit ogenblik onmisbaar in de transportsector. Het dekt 95% van de noden en komt overeen met een kwart van het totale energieverbruik. De technologieën verbonden aan de hierboven beschreven verbeteringen mo gen niet te lang op zich laten wachten daar hun bijdrage tot de verminderen van het broeikaseffect niet voldoende kan zijn in vergelijking met de toename van de afgelegde kilometers. Het recht op mobiliteit is een vrijheid die het overleven van de mensheid kan bedreigen indien ze niet kan verzekerd worden langs verschillende wegen. Men mag niet vergeten dat een voertuig jaarlijks gemiddeld vier tot vijf keer zijn eigen gewicht aan CO2 in de atmosfeer uitstoot. Onmiddellijke oplossingen zijn mogelijk. 3.1 Een betere intermodaliteit Het openbaar vervoer verbruikt minder energie per getransporteerd persoon en des te minder indien ze gebruik maken van elektrische energie. Het ontlasten van de toegang tot de stad is een belangrijk middel om energie te besparen en CO2 emissies te reduceren. De ontwikkeling van het GEN (Gewestelijk Expres Net), maar ook een grotere kwaliteit van de treinverbindingen in het algemeen, zou een gevoelige transfer moeten toelaten van de verplaatsingen per wagen naar die met de trein. Het is duidelijk dat een programma dat de herorganisatie en investeringen verspreidt over een periode van 10 tot 15 jaar veel te traag is. In de stad moet het openbaar vervoer aantrekkelijk worden op het gebied van komfort, frequentie en informatie. Indien men de juiste wachttijd kent aan de halte, schakelt men een hele reeks van onzekerheden uit en kan men zodoende de juiste beslissingen nemen. Het overstappen van het ene openbaar transportmiddel naar het andere zou moeten kunnen gebeuren zonder ongemakken en op een efficiënte manier. Het openbaar vervoer mag niet gehinderd worden door het individueel vervoer. Het gebruik van het openbaar vervoer vereist een verplaatsing te voet, waarvan het komfort en de veiligheid niet gehinderd mag worden door het individueel vervoer. De organisatie van een daadwerkelijke intermodaliteit tussen de verschillende transportmiddelen, van heel eenvoudig tot zeer ingewikkeld, wordt een plicht van de maatschappij. 3.2 De individuele mobiliteit Het is niet denkbaar een verbod op te leggen op het individueel vervoer per wagen, maar het gebruik dat ervan wordt gemaakt moet in competitie geplaatst worden met 17

het collectief vervoer via de planning van de reisroutes en het in dienst stellen van rationele reglementen die effectief worden uitgevoerd (snelheidslimieten, parkings, enz.) en een doeltreffende informatie. De wagen zou niet meer aanzien moeten worden als levensnoodzakelijk en een alternatief aanbod zou moeten vermeerderd worden zoals ‘car sharing’; individueel openbaar vervoer met elektrische voertuigen bedoelt om korte afstanden af te leggen van het ene station naar het andere. Elk voertuig kan vier tot vijf privé voertuigen vervangen en zal op een veel doeltreffendere manier gebruikt worden. Het feit een voertuig niet zelf te bezitten geeft aanleiding tot een meer doordachte organisatie van zijn verplaatsingen, zeker in de stad, en is meer aangepast aan de ogenblikkelijke behoeften. Het is noodzakelijk dat het aanbod voldoende groot en aangepast is. 3.3 Een snelle technologische evolutie op korte en middellange termijn. Men kan het wagenpark niet van de ene dag op de andere vervangen. Dit vereist een aanpak verspreid over een periode van minstens tien jaar. Het huwelijk van de elektrische aandrijving met de thermische aandrijving geeft aanleiding tot een belangrijke potentiële energiewinst en vermindering van CO2 emissies. Deze technologie kan zonder al te grote vertraging in gebruik genomen worden. Waarschijnlijk 30% van het stedelijk automobielpark kan ongetwijfeld elektrisch zijn. Laten we niet vergeten dat 80% van de ritten plaats vinden in de stad. Een elektriciteitscentrale met een rendement van 55% laat toe de primaire energie te benutten met een rendement van 25 tot 30% overeenstemmende met deze stedelijke verplaatsingen. Dit is nog steeds niet buitengewoon, maar ver boven hetgeen de thermische wagen (± 15%) kan leveren voor dezelfde gebruiksomstandigheden. De hybride voertuigen met een elektrische autonomie hebben vergelijkbare voordelen. De hybridisatie van het voertuigenpark is duidelijk een uit te baten weg. Economische doelstellingen wegen niet op tegen de kost verbonden aan emissies, tegen de energiemarkt en zeker niet tegen de afwezigheid van elke inspanning om een markt te creëren. Eén miljoen voertuigen die via het elektriciteitsnet worden opgeladen vragen een vermogen van 750 MW, rekeninghoudend met een gelijktijdigheidsfactor gelijk aan vier. Dit is minder dan de helft van de reserves die ’s nachts aanwezig zijn. De nucleaire centrale die op dat ogenblik de energie opwekt produceert geen enkele CO2 emissies en bovendien moeten er geen nieuwe centrales gebouwd worden. Het gebruik van alternatieve brandstoffen (methanol, ethanol, biogas) is eenvoudigere in hybride voertuigen en heeft het voordeel dat de vraag minder groot zal zijn daar hogere rendementen realiseerbaar zijn. Nogmaals moet men opmerken dat indien de hybride via het net kan worden opgeladen er een beter gebruik van de brandstof wordt gemaakt (ze wordt gebruikt om elektriciteit op te wekken), in tegenstelling tot het direct verbranden van de brandstof in een thermische motor. Natuurlijk moet men de beste verdeling bepalen tussen de elektrische weg en de thermische. Voor het vervoer over het land is er geen twijfel mogelijk dat het samenbrengen va n elektrische en thermische energie tot substantiële besparingen kan leiden. De middelen om deze elektrische energie op te wekken zijn gekend: thermisch, nucleair, co-generatie, wind, biomassa. Zonne-energie met fotovoltaïsche cellen geplaatst op het voertuig biedt bijna geen mogelijkheden voor het direct te gebruiken (behalve gedeeltelijk voor binnenlandse vaart die een aandrijving met kleine vermogens vereisen (1 tot 10kW)).

18

De korte en middellange termijn kan dus gekenmerkt worden door hybride technologieën. Deze worden echter niet weerhouden door de constructeurs die zelf een klein marktaandeel van ± 5% voorzien voor deze technologieën. Dit standpunt is voornamelijk door economische redenen ingegeven en houdt geen rekening met het milieu. 3.4 Technolo gische evolutie op lange termijn, verder dan 2010 De hierboven beschreven analyse betreffende elektrische en vooral hybride voertuigen geeft aanleiding tot de vraag van de toepasbaarheid van waterstof; zeker betreffende de manier hoe waterstof zal worden opgewekt en de beschikbaarheid van ‘klassieke’ brandstoffen. waterstof op zich komt slechts in beperkte mate voor in de natuur, maar het watersof atoom is overvloedig aanwezig in water van meren, rivieren en oceanen en natuurlijk ook in fossiele brandstoffen en afkomstig van biologische processen (methanol, ethanol, biomassa, ...). Op dit ogenblik wordt 96% van de verbruikte waterstof (voornamelijk in de chemische industrie) geproduceerd uit aardgas (CH4 ), dus uit een fossiele brandstof. Waterstof heeft een imago een gevaarlijke stof te zijn (het Hindenburg ongeluk, de Challenger, de verplichte verluchting van lokalen waar loodbatterijen worden opgeladen bevoordeeld), maar het is een interessante brandstof. In vergelijking met benzine heeft het een hogere specifieke energie-inhoud nl. 120MJ/kg t.o.v. 45MJ/kg, maar wel een kleinere energiedichtheid, 4,6 liter waterstof aan 700 bar komt namelijk overeen met 1 liter benzine. De brandstofcel heeft een zeer interessant eigen rendement (± 50%), maar men dient het rendement te analyseren van de hele waterstof produktieketen. Het is niet zo interessant om fossiele brandstoffen te gebruiken om waterstof te produceren. In feite emiteert een brandstofcel die gebruik maakt van aardgas een beetje meer koolzuurgas dan de nieuwe dieselmotoren en gevoelig meer dan hybride voertuigen. Waterstof zal interessant zijn wanneer het geproduceerd wordt uit hernieuwbare energiebronnen. Drie produktiesystemen zijn denkbaar en onderling kombineerbaar: oxidatie van gas afkomstig van organische plantaardige of fossiele stoffen, elektrolyse van water en de directe produktie uit biomassa of door gebruik te maken van bacteriën. De elektrolyse van water geeft geen CO2 emissies indien gebruik gemaakt wordt van elektriciteit dat zelf opgewekt wordt zonder uitstoot van broeikasgassen. Men kan echter zich vragen stellen over het spaarzaam gebruik van de energie. Men heeft 2,4 kWh nucleaire elektriciteit (8 kWh nucleaire primaire energie) nodig om 1 kWh watersof te produceren. Indien men een rendement voor de brandstofcel van 50% neemt en die van de elektrische aandrijving 70%, dan bekomt men 6,9 kWh nucleaire elektriciteit voor 1 kWh ter hoogte van de wielen van het voertuig. Hetgeen een globaal elektrische rendement van 14,5% of een energetische rendement van 4,3% betekend. Nogmaals wordt men geconfronteerd met de problemen van energiebevoorrading (en dit binnen een niet al te verre toekomst) teneinde een dergelijke hoeveel energie te gebruiken. Dezelfde kWh waterstof stemt overeen met 3,3 kWh hydraulische energie, 4,5 kWh energie uit aardgas (STEG centrale) en 20 kWh zonne-energie. Door gebruik te maken van zonne-energie voor de produktie van waterstof verkrijgt men een nog meer verbijsterend resultaat. Dit geeft aanleiding tot een verhouding van 1 kWh ter hoogte van de wielen tot 57 kWh zonne-energie, hetgeen een rendement

19

van 1,8% betekend. In vergelijking met een thermische motor die waterstof zou gebruiken zou dit zelfs een rendement van 0,9% opleveren! Zonne-energie is gratis, maar een voldoende grote oppervlakte van zonnepanelen moet worden geïnstalleerd. Ook de opslag van waterstof dient grondig te worden geëvalueerd. De vloeibare opslag vereist zeer lage temperaturen (20K) en geeft aanleiding tot verliezen variërend van 0,1 tot 1% in functie van de grote van de opslagtank. De opslag onder hoge druk (700 bar) geeft grote verliezen voor de compressie van het gas. Een massa-verhouding van 5% (verhouding van het gewicht van de opgeslagen waterstof t.o.v. het gewicht van de opslagtank) is realiseerbaar. Een alternatieve oplossing is de opslag van waterstof in metaalhydride structuren of door absorptie in nanotubes uit koolstof. In al de gevallen is een massa-verhouding tussen 5 en 10% noodzakelijk voor het gebruik in transportsystemen. In tegenstelling tot de PEM brandstofcel werkt de SOFC brandstofcel bij hoge temperaturen (700 – 1000°C) en laat een direct gebruik van koolwaterstoffen, in eerste instantie aardgas, toe gebruikmakend van een katalysator op basis van edelmetalen. Ze levert een voldoende hoge warmte op om gebruik te kunnen maken van co- generatie, waardoor het globaal rendement stijgt tot 80%. Zijn voornaamste ongemak is het lang op temperatuur brengen waardoor korte repetitieve cyclussen bijna niet mogelijk zijn. Deze brandstofcel kan dan ook voornamelijk gebruikt worden voor gedecentraliseerde elektriciteitsproduktie en cogeneratie (1 kWe tot enkele tientallen MWe). Aangezien het kan functioneren met vloeibare koolwaterstoffen is deze brandstofcel bruikbaar voor scheepstoepassingen en zwaar landtransport (treinen, vrachtwagens, ...). In stationaire vorm kan ze gemakkelijk gebruikt worden voor het laden van vloten van elektrische en hybride voertuigen. Om te besluiten kan men stellen dat een grondige analyse noodzakelijk is betreffende de produktie, opslag, distributie en gebruik van waterstof. Eveneens is een vergelijking nodig van deze brandstofcellen met oplossingen geboden door elektrische en hybride voertuigen, waarbij men de familie van “traditionele” thermische aandrijvingen niet mag vergeten. 4 Bibliografie (1)

G. Maggetto ,”Synthesis report following a system analysis study on advanced electric drive systems for buses , vans and passenger cars to reduce pollution(EDS)” , EC contract TEAE-CT88-0001 , Vrije Universiteit Brussel , Belgium , December 1992.

(2)

“L’energie dans la Belgique de demain”, Rapport du Groupe de travail XX , Belgian Royal Academy Council of Applied Sciences , 1995.

(3)

D. Sperling , “Future Drive:Electric Vehicles ans Sustainable Transportation”, Island Press ,Washington , D.C.-Covelo , California , 1995.

(4)

C. Lamure , “Quelle automobile dans la ville?”, Presses de l’Ecole Nationale des Ponts et Chaussées ,Paris , 1995.

20

(5)

C. Lamure , “Automobiles pour la ville à l’horizon 2010”, Presses de l’Ecole Nationale des Ponts et Chaussées , Paris , 1998.

(6)

A. Perrodon , “Quel pétrole demain?”, Editions TECHNIP , Paris , 1999.

(7)

Deutsche Bahn AG , Umweltstiftung WWF-Deutschland ,”Mobilitäts-Bilanz für Personen und Güter”, Deutsche Bahn AG ,Berlin , 1999.

(8)

J. Borken , W. Knörr , U. Höpfner , “Energy consumption and pollutant emissions from road transport in Belgium 1980 to 2020”, commissioned by FEBIAC , ifeu-Institut für Energie und Umweltforschung Heidelberg GmbH , Heidelberg-Brussels , 2000.

(9)

C. Cerredo , P. Wiedekehr , R. Nagy , R. Thaler ,”est!-environmentally sustainable transport –futures , strategies and best practices-synthesis report”, OECD , Organisation for Economic Co-operation and Development , Austrian Federal Ministry of Agriculture , Forestry , Environment and Water Management , Wien , 2000.

(10)

J. Laherrère ,”Vers un déclin de la production pétrolière”, Colloque Energie et développement durable , Institut Supérieur Industriel de Bruxelles ,2000.

(11)

A. Berger , “Scenari for climatic stabilisation”, Colloque Energie et développement durable , Institut Supérieur Industriel de Bruxelles ,2000.

(12)

G. Maggetto , J. Van Mierlo , “Electric Vehicles , Hybrid Electric Vehicles and Fuel Cell Electric Vehicles : What in the Future”, Colloque Piles à Combustible et Interfaces pour les Transports” , Belfort , 2000.

(13)

J. Van Mierlo , “Simulation Software for Comparison and Design of Electric , Hybrid Electric and Internal Combustion Vehicles with Respect to Energy , Emissions and Performances” , PHD thesis , Vrije Universiteit Brussel , Faculty of Applied Sciences , Department Electrical Engineering , 2000.

(14)

CEA , “Nouvelles technologies de l’énergie”, Clefs-CEA , Hiver 2000-2001.

(15)

EU Commission , “Green paper-Towards a European strategy for the security of enrgy supply”, Office for the official publications of the European Communities , Luxembourg , 2001.

(16)

S. Furfari , “The debate on the future of European energy supply”, SRBE/KBVE , Revue E tijdschrift ,1/2001.

(17)

J. Kluger , M.D. Lemonick , “A Climate of Despair”,TIME ,April 23 , 2001.

(18)

External Advisory Group KA3 , “Facing the future Challenges of Mobility and Competitiveness of Europe”,FP5 Programme Competitive and Sustainable Growth , Advisory Group Land Transport and Marine Technologies , February 2001.

21

EMISSIE VAN BROEIKASGASSEN DOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE IN BELGIË: VERLEDEN EN TOEKOMST INHOUDSTAFEL

Inhoudstafel 1 1 Grootte en Evolutie van de emissies...........................................................................2 2 Specifieke CO2 –emissies (kgCO2 /kWh) ....................................................................6 3 Samenstelling van het Belgisch productiepark eind 1999 ..........................................8 4 Evaluatie van het huidig productiepark ....................................................................10 4.1 Het nucleair park ....................................................................................................10 4.2 Klassieke centrales met mogelijkheid tot kolenstook. ...........................................11 4.3 Klassieke centrales zonder mogelijkheid van kolenstook. ...................................11 4.4 STEG’s (SToom- En Gaseenheden) .....................................................................11 4.5 Co-generatie eenheden (Warmte Kracht Koppeling-eenheden) ............................12 4.6 De pompcentrale van COO....................................................................................12 4.7 Overige eenheden...................................................................................................12 4.8 Besluit ....................................................................................................................13 5 Welke productiemiddelen voor de komende decennia? ..........................................14 5.1 Nucleaire centrales .................................................................................................14 5.2. Gascentrales ..........................................................................................................15 5.3 Kolencentrales........................................................................................................16 5.4 Hernieuwbare Energiebronnen. .............................................................................17 5.5 Warmtekrachtkoppeling: de gecombineerde productie van Warmte en Elektric iteit ......................................................................................................................................20 5.6 Brandstofcellen ......................................................................................................22 5.7 Technologieën met afscheiding en stockage van CO2 ...........................................23 6 Kostprijs van de verschillende in aanmerking komende technologieën...................24 6.1 Methodologie .........................................................................................................24 6.2 Basisparameters .....................................................................................................25 6.3 Resultaten...............................................................................................................26 7 Externe kosten van de elektriciteitsproductie ...........................................................27 7.1Methodologie ..........................................................................................................27 7.2 Resultaten...............................................................................................................28 8 Totale kost der elektriciteitsproductie.......................................................................29 9 Dynamische Evolutie van het productiepark. ...........................................................31 9.1 Methodologie .........................................................................................................31 9.2 Resultaten...............................................................................................................32 10Besluit

1

EMISSIE VAN BROEIKASGASSEN DOOR ELEKTRICITEITSPRODUCTIE IN BELGIË: VERLEDEN EN TOEKOMST 1 Grootte en Evolutie van de emissies De productie van elektriciteit is een der belangrijke oorzaken van broeikasgasemissies in alle geïndustrialiseerde landen en dus ook in België. Verreweg de belangrijkste bijdrage wordt geleverd door de CO2 –lozingen bij verbranding van fossiele brandstoffen; het aandeel va n de elektriteitsproductie in de lozing van CH4 en N0 eerder beperkt zijnde, zullen we ons in wat volgt beperken tot de CO2 –emissies. Volgens de cijfers van het Ministerie van Volksgezondheid en leefmilieu bedroegen in 1996 de totale CO2 –lozingen van België 129 654 kton. ; 117 995 kton hiervan zijn te wijten aan verbrandingsprocessen. Hiervan neemt de energiesector 30 505 kton of 26 % voor zijn rekening; het aandeel van de industrie bedroeg 25 %, van het transport 19 % en van de tertiaire en residentiële sector 30 % (Fig. 1) 5

aandeel in CO2-lozingen door verbrandingsprocessen (1996)

energie industrie transport resid/tert

FIG 1

Van de 30505 kton CO2 –lozingen die aan de energie- industrie worden toegeschreven, neemt de elektriciteitsproductie er 22 555 kton voor zijn rekening; de rest is hoofdzakelijk te wijten aan de petroleumraffinage2 5 2

AMPERE-commissie Hoofdrapport blz. 20. Electrabel/SPE, Milieustatistieken 1996

2

Fig. 2 geeft de evolutie van de CO2 –lozingen door elektriciteitsproductie weer sinds 1980, samen met het percentage kernenergie in de productiemix3 . De correlatie tussen beide is opvallend. Tot 1986 dalen de lozingen; dit valt samen met de indienstname van de kerncentrales, waarvan de laatste (Doel 4 en Tihange 3) in 1985 aan het net werden gekoppeld. Na 1986 nemen de lozingen toe, daar onder invloed van de stijgende vraag het percentage kernenergie langzaam afneemt. De toename wordt evenwel afgeremd door het afnemend aandeel kolen en het stijgend aandeel van aardgas in de brandstofmix.

35000

80 70 60 50 40 30 20 10 0

30000 kton CO2

25000 20000 15000 10000 5000

CO2-lozing

% kernenergie

98

96

94

92

90

88

86

84

82

80

0

%

CO2-lozingen en % kernenergie

jaar

FIG 2 K.. Smekens en J. Kretzschmar berekenden wat de Belgische CO2 –emissies zouden geweest zijn indien men in België geen kerncentrales zou hebben gebouwd en wel volgens drie hypotheses:4 • • •

De nucleaire productie vervangen door gas De nucleaire productie vervangen door steenkool De nucleaire productie vervangen door de brandstofmix fossiele brandstof die dat jaar gebruikt werd.

Voor het jaar 1998 zijn de resultaten weergegeven in fig. 3:

3 4

All about Electrabel, CD Rom, september 2000 K. Smekens en J. Kretzschmar, Het Ingenieursblad, december 1999, blz. 44

3

stijging CO2 -emissies bij vervanging nucleaire productie door.... 200

30

180 160

25

140

- stijging CO2 -emissies door E-productie (linker schaal)

20

100 80

15 10

60 40 20

5

0

0

kolen

mix

%

%

120

- stijging totale Belgische CO2 -emissies (rechter schaal)

gas

FIG 3

Bij deze evolutie dienen nog volgende bemerkingen gemaakt:

1) Enkele Belgische centrales verbruiken een hoeveelheid (voornamelijk) gasvormige nevenproducten afkomstig van nabijgelegen industriële bedrijven zoals hoogovengas en cokesovengas. Deze residuele brandstoffen vinden op deze manier een nuttig gebruik. Maar zij hebben het nadeel hoge CO2 –emissies te veroorzaken. Vooral hoogovengas –dat voor ongeveer 3% van de elektriciteitsproductie in België als brandstof wordt gebruikt- levert een wezenlijke bijdrage aan de emissies van broeikasgassen van de elektriciteitssector, daar waar het in wezen afvalgassen van industriële processen betreft. Wanneer b.v. de elektriciteitsproductie op basis van hoogovengas zou vervangen worden door een productie op basis van een gemiddelde korf van fossiele brandstoffen, dan zouden de emissie 2 800 kton minder bedragen (cijfer voor 1999)5 . 2) Warmtekrachteenheden (WKK) produceren tegelijkertijd elektriciteit en warmte. In de statistieken van elektriciteitssector worden de totale CO2 –emissies door deze eenheden opgenomen. Het aandeel van de warmteproductie in deze emissies zou kunnen in mindering gebracht van dit totaal. Immers, indien deze warmte niet geleverd werd door warmtekrachteenheden, dan diende de opwekking te gebeuren in installaties van de warmtegebruiker en dan zouden de emissies ten laste van deze laatste worden gelegd. Door de snelle expansie van de warmtekrachtkoppeling is deze correctie niet onbelangrijk. Voor 1997 werd zij reeds op 1 200 kton CO2 becijferd 6 .

5 6

Electrabel/SPE, Milieustatistieken 1999 Electrabel/SPE, Milieustatistieken 1997

4

3) Voorgaande historiek der lozingen moet ook gezien worden tegen de achtergrond van de stijging van het elektriciteitsverbruik in België. Fig. 4 geeft de evolutie weer van het totaal verbruik aan primaire energie, het elektriciteitsverbruik en het BBP weer en dit sinds 1973 7 ; men kan besluiten dat •

•

Het primair energiegebruik slechts met 22 % steeg, niettegenstaande een stijging met 65 % van het BBP; dit wijst op een toenemende energieefficiëntie van de economie. Deze evolutie werd evenwel ook beïnvloed door het verdwijnen of afbouwen van een aantal zware industrieën met hoog energiegebruik. Het elektriciteitsverbruik met 110 % toenam; dit wijst op een verdringing van andere primaire energiebronnen door elektriciteit; typische voorbeelden hiervan zijn de veralgemening van elektrische tractie bij de spoorwegen, de vervanging van hoogovens door elektro-ovens etc.

primair energiegebruik, elektriciteitdsverbruik en BBP in Belgïe

250 200 elektriciteit

100

primaire energie BBP

%

150

50

97

95

93

91

87 89

85

83

81

79

77

75

73

0 jaar

FIG 4 Deze toenemende penetratie van elektriciteit in de energiemarkt blijkt ook uit de evolutie van het aandeel elektriciteit in de finale energieconsumptie 8 (fig. 5). Tussen 1981 én 1997 steeg de penetratie van de elektriciteit va n 12.2 naar 16.9 %; op te merken valt dat hiermee België enkele % onder het Europese gemiddelde blijft. Elektriciteit verdringt dus andere energievormen in het totaal verbruik en de sector krijgt hierdoor een stijgend aandeel CO2 –emissies toegewezen.

7 8

All about Electrabel, CD Rom, september 2000 id.

5

aandeel elektriciteit in het finaal energiegebruik in België en de EU 20 Europese Unie

%

15 10

Belgïe

5

19 97

19 95

19 93

19 91

19 89

19 87

19 85

19 83

19 81

0

jaar

FIG 5

2 Specifieke CO2 –emissies (kgCO2 /kWh) Zoals blijkt uit bovenstaande discussie, kunnen de CO2 –emissies die toegewezen worden aan de elektriciteitssector (E-sector) geschreven onder worden onder de vorm:

E- verbruik CO2 –emissies E-sector CO2 –emissies E-sector= Energieverbruik x ------------------- x -------------------------Energieverbruik E-verbruik

De eerste twee factoren van het product aan de rechterzijde hangen in eerste instantie af van de vraag naar energie en de keuze van de gebruiker; de laatste factor – de specifieke emissies of emissies per kWh - weerspiegelt het best de inspanningen van de E-sector op gebied van beperkingen van de CO2 –emissies. Fig. 6 geeft de evolutie weer van de specifieke CO2 –emissies in België in kg/kWh; enerzijds in kg/kWht - per totale kWh – en anderzijds per kWhf - per kWh voortgebracht met fossiele brandstof. 9 De vrij geringe schommelingen in de kg/kWhf-curve zijn het gevolg van schommelingen in de fossiele brandstofmix; de lichte daling van de laatste jaren weerspiegelt het groter gebruik van aardgas met efficiënte STEG-eenheden, die een lagere uitstoot hebben dan b.v. de oudere kolengestookte eenheden. De kg/KWht –curve toont een duidelijke daling in de jaren ’80 tot ’85 om daarna te stabiliseren onder invloed van twee tegengestelde effecten, enerzijds een stijgende 9

Electrabel/SPE, Milieustatistieken 1996,1997, 1999

6

vraag – en dus toenemende fossiele productie en relatieve vermindering van de nucleaire productie in de totale kWht – en anderzijds het geleidelijk vervangen van kolengestookte eenheden door STEG’s.

specifieke CO2-emissies 1,2 1

kg/kWh

0,8 0,6

kgCO2/kWht

0,4

kgCO2/kWhf

0,2 0 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 jaar

FIG 6 Dank zij het relatief hoog aandeel van kernenergie in de productie, scoort België goed op gebied van CO2 –emissies in vergelijking met de overige Europese landen 10 (fig. 7); de specifieke emissies liggen merkelijk lager dan het Europese gemiddelde. Slechts Noorwegen (bijna uitsluitend waterkracht), Zweden (hoofdzakelijk nucleair en waterkracht), Zwitserland (idem) en Frankrijk (ongeveer 80 % nucleair, overige productie hoofdzakelijk hydraulisch) gaan België vooraf. Hoogst scoort Denemarken met een belangrijk aandeel kolen in de productiemix.

10

Gegevens Eurelectric

7

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 EU US A

I

SP

UK

NL

N

CH

D

F

DK

land

B

kgCO2/kWh

specifieke emissies

FIG 7

3 Samenstelling van het Belgisch productiepark eind 1999 Het betreft hier het park van de producenten Electrabel en SPE, die samen 96.6 % van de totale Belgische productie verzekerden in 1999. De rest van de productiecapaciteit vindt men bij autoproducenten. De samenstelling van het park op 31.12.99 was als volgt: 1

5713 MW nucleaire eenheden. Het betreft de vier eenheden van Doel en de drie eenheden van Tihange. Men kan twee generaties onderscheiden: • Doel 1 + Doel 2 (785 MW), Tihange 1 (960 MW), gestart in 1975-1976 • Doel 3 (1006 MW), Tihange 2 (960 MW) gestart in 1982; Doel 4 (985 MW) en Tihange 3 (1015 MW) gestart in 1985

2

2573 MW klassieke centrales met mogelijkheid van kolenstook, maar meestal ook in staat aardolie of gas te verbruiken; het betreft hoofdzakelijk eenheden met een vermogen van 125 MW uit de jaren 60 en eenheden met een vermogen van 300 MW uit de jaren 70

3

1403 MW klassieke centrales zonder mogelijkheid van kolenstook, werkend op fuel en/of gas; het betreft hoofdzakelijk eenheden van 125 of 300 MW uit dezelfde periodes.

4

2370 MW STEGS (SToom- En Gaseenheden) (Gecombineerde cyclus), van 450 of 300MW, uit de jaren 90

5

De pompcentrale van COO (1164 MW); deze dient eerder als een stockageeenheid dan een productie eenheid te worden beschouwd.

8

6

648 MW WKK (Warmte Kracht Koppeling –eenheden); cogeneratie-eenheden bij industriële klanten met gasturbines, gasmotoren en stoomturbines, bijna alle uit het laatste decennium.

7

236 MW “turbojets”; piekaggregaten van 20 MW, alleen gebruikt in noodsituaties

8

233 MW gasturbines (piekaggregaten en voorschakelturbines als repowering bij 300 MW-eenheden)

9

161 MW Dieseleenheden uit de jaren 60, gebruikt als piekaggregaten

10 87 MW hydraulische centrales (kleine eenheden op Waalse rivieren) 11 62 MW Energierecuperatie-eenheden bij afvalverbranding (Indaver, ISVAG, Schaarbeek) TOTAAL 14649 MW De procentuele samenstelling van het park is gegeven door fig. 8.

Samenstelling productiepark 1999

8%

2% 4%

2% 1%

1%

1 Nucleair 2 Klassiek Kolen 3 Klassiek fuel/gas 4 STEG

0% 38%

16%

10%

18%

5 Pompcentrale 6 WKK 7 Turbojets 8 Gasturbines 9 Diesels 10 Hydro 11 Recuperatie

FIG 8

In België werden in 1999 80.8 TWh (netto) geproduceerd; 78.1 TWh hiervan door EBL en SPE. Per type centrale kan deze productie als volgt worden opgesplitst (fig. 9)

9

Productie per type centrale (GWh) 1999 1,5 2719

489,5

1 Nucleair

5,5 319,7

2 Klassiek Kolen

385,9

3 Klassiek fuel/gas 4 STEG

1098 12948

5 Pompcentrale 6 WKK

2651 46661

10798

7 Turbojets 8 Gasturbines 9 Diesels 10 Hydro 11 Recuperatie

FIG 9

4 Evaluatie van het huidig productiepark 4.1 Het nucleair park Dit neemt het leeuwenaandeel van de productie voor zijn rekening (59.8 % van de productie EBL + SPE in 1999; 57.8 % van de totale Belgische productie). Het betreft een vrij jong park, uitsluitend PWR (Pressurized Water Reactors), dat in het algemeen tot hiertoe uitstekend functioneerde. De gemiddelde belastingsfactor bedraagt meer dan 80 % en overtreft ruimschoots deze van de PWR’s in de Westerse wereld (fig. 10) 11

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

PWR Westerse Wereld Belgische Centrales

19 77 19 79 19 81 19 83 19 85 19 87 19 89 19 91 19 93 19 95 19 97 19 99

%

Belastingfactor Kerncentrales

FIG 10

11

All about Electrabel, CD Rom, september 2000

10

De voornaamste moeilijkheden werden ondervonden met de corrosie van de stoomge neratoren. De stoomgeneratoren van Doel 3, Doel 4, Tihange 1 en Tihange 3 werden reeds vervangen; deze van Tihange 2 worden vervangen tijdens de zomer 2001. Technisch gezien heeft een nucleaire centrale geen vaste levensduur. De levensduur wordt bepaald door het feit dat op een zeker ogenblik de kosten van onderhoud of van vervanging - nodig voor een veilige en/of efficiënte exploitatie – te hoog kunnen oplopen, zodat het voordeliger is de centrale stil te leggen. De vergunningen van de Belgische kerncentrales zijn in principe van onbepaalde duur. Wel wordt om de 10 jaar een veiligheidsanalyse doorgevoerd, waarbij nagegaan wordt in hoeverre de centrale nog voldoet aan de oorspronkelijke criteria; tevens wordt zij getoetst aan de meest recente veiligheidsvoorschriften. Als gevolg hiervan kunnen een aantal wijzigingen worden doorgevoerd, wat in het verleden, vooral voor de centrales van de eerste generatie, inderdaad ook gebeurd is. Op te merken valt dat de huidige Belgische regering de intentie heeft de Belgische kerncentrales na 40 jaar werking stil te leggen. Belangrijk is op te merken dat de basisinvestering van de Belgische centrales op 20 jaar wordt afgeschreven; daarna neemt de boekhoudkundige rentabiliteit sterk toe. 4.2 Klassieke centrales met moge lijkheid tot kolenstook. Zij namen 13.8 % van de productie van EBL + SPE voor hun rekening of 36 % van de productie op basis van fossiele brandstoffen; zij werken momenteel hoofdzakelijk op steenkool; steenkool maakte in 1999 35.5 % uit van de fossiele brandstofmix. Het betreft voor een groot deel een verouderend park; vele van de oudere eenheden van 125 MW werden reeds gesloten of zullen in de eerstkomende jaren gesloten worden, zowel om milieuredenen (SO2 en NOx –lozingen, einde van de convenant met de Belgische overheid in 2003) als om economische redenen (dikwijls centrales met één enkele eenheid per site). Slechts de recentere 300-MW werden (of zullen) uitgerust worden) met ontstikkingsen ontzwavelingsinstallaties, evenals met voorschakelgasturbines (rendements- en vermogenverhoging); deze hebben nog een ruime toekomst voor zich. Op te merken valt dat de kolencentrales een belangrijke rol spelen bij het volgen van de belasting wegens hun goede regelbaarheid. 4.3 Klassieke centrales zonder mogelijkheid van kolenstook. Zij namen 3.4 % van de productie van de sector voor hun rekening of 8.8 % van de productie op basis van fossiele brandstof. Zij werkten hoofdzakelijk op basis van gas en stookolie; op te merken valt dat stookolie slechts 2.6 % van de fossiele brandstofmix uitmaakte. Meerdere onder hen gebruiken ook restgassen (6.5 % van de brandstofmix) zoals hoogovengas. Het betreft eenheden van 125 of 300 MW van dezelfde generaties als sub 4.2. Wegens hun hogere brandstofkosten (en lagere rendementen dan b.v. de STEG-centrales) verzekeren zij meer en meer de piekbelasting. 4.4 STEG’s (SToom- En Gaseenheden) Zij verzekerden 16.6 % van de productie van de sector of 43.16 % van de productie op basis van fossiele brandstoffen. Zij werken quasi uitsluitend op aardgas, al hebben

11

sommige ook de mogelijkheid gasolie te verbruiken. Het gas (of de olie) wordt verbrand in een gasturbine, waarvan de uitlaatgassen gebruikt worden om in een recuperatieketel stoom te genereren die een stoomturbine aandrijft.Aardgas maakt dan ook 55.4 % van de fossiele brandstofmix uit. Deze centrales met hoog rendement (rond 57 %) en goede milieukarakteristieken (geen SO2 – en lage CO2 - emissies) vormen de ruggengraat van de productie op basis van fossiele brandstoffen; zij zijn alle van recente datum (minder dan 10 jaar oud). In 2000 werd nog een dergelijke eenheid in dienst genomen (St Ghislain) en wordt een der eenheden van de centrale Vilvoorde omgebouwd tot STEG. 4.5 Co-generatie eenheden (Warmte Kracht Koppeling-eenheden) Het betreft eenheden die terzelfdertijd elektriciteit en proceswarmte voortbrengen. Zij worden meestal op de site van de warmteverbruiker opgesteld. Zij verzekerden 3.48 % van de productie van de sector of 9.1 % van de productie op basis van fossiele brandstoffen. Het grootste gedeelte is op basis van gasturbines (83.5 % van het opgesteld vermogen); 6 % zijn kleinere eenheden op basis van gasmotoren, terwijl 10.5 % bestaan uit oudere eenheden op basis van tegendrukturbines. Typisch voor deze klasse eenheden is dat hun werking bepaald wordt door de warmtevraag en niet door de behoefte aan elektriciteit. Op te merken valt dat naast het productiepark van Electrabel/SPE, ongeveer 250 MW van deze eenheden opgesteld staan bij de autoproducenten, grotendeels op basis van ketels met tegendrukturbines. 4.6 De pompcentrale van COO Deze centrale uit de jaren 70 nam 1.4 % van de totale productie van de sector voor haar rekening. 6 groepen pompen water tijdens daluren (‘s nachts en tijdens het weekend) van een lager geleden bassin naar een hoger gelegen bassin; op ogenblikken van grote behoeften aan elektrisch vermogen werken zij als turbines en laten het water terugstromen. De capaciteit wordt verdeeld over twee objectieven: • Economie, door het indiensthouden van economische eenheden tijdens de daluren en vermijden van minder economische piekeenheden tijdens de piekuren. • Het ter beschikking houden van snel inschakelbaar vermogen bij noodgevallen, zoals het uitvallen van een kerncentrale. Het rendement van deze installatie (dit is de verhouding van de geproduceerde energie bij het turbineren en de verbruikte energie bij het pompen) bedraagt ongeveer 75 %. 4.7 Overige eenheden Deze omvatten de piekeenheden aan diesels (0.01 % van de productie) en gasturbines (0.63 %), de noodeenheden aan turbojets (