Federaal ontwikkelingsplan 2003-2010 (pdf, 6 MB) - Elia

Ontwikkelingsplan – september 2003 

3

4 

Ontwikkelingsplan – september 2003

INHOUDSTAFEL 

Inleiding 13 

WETTELIJKE CONTEXT 15 

DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING 

VAN HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE 16 

KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 17 

BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET 18 

ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 18 

1 Inzet en belang van de ontwikkeling 

van het elektriciteitsnet 21 

1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET 23 

1.1.1 Algemeen 23 

1.1.2 Het Belgische elektriciteitstransmissienet 23 

1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING 

VAN HET ELEKTRICITEITSNET 25 

1.2.1 Algemene beschrijving 25 

1.2.2 Onzekerheden die de ontwikkeling van het elektriciteitsnet 

kenmerken 26 

1.2.3 De visie op korte en middellange termijn 31 

2 Evolutie van het verbruik 33 

2.1 ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL PLANBUREAU 36 

2.1.1 Basishypotheses 37 

2.1.2 Vooruitzichten in verband met het elektriciteitsverbruik 39 

2.2 MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL AFNAMEPUNT 43 

2.2.1 Analyse van historische observatiegegevens 47 

2.2.2 “Bruto”-prognoses van lokaal verbruik 48 

2.2.3 “Definitieve” prognoses van lokaal verbruik 49 

2.3 DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S 49 

2.3.1 “Kyoto-variant” 50 

2.3.2 “Macro-economische variant” 51 


5

6 

3 Evolutie van de productie 53 

3.1 EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK 55 

3.2 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE 

PRODUCTIEMIDDELEN 55 

3.2.1 Centrale productie 55 

3.2.2 Decentrale productie 56 

3.3 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 57 

3.3.1 Centrale productie 57 

3.3.2 Decentrale productie 58 

3.4 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT 61 

3.5 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S 61 

3.5.1 Basisscenario’s 62 

3.5.2 Scenario’s “verhoging van de import” 64 

3.5.3 Scenario’s “zonder buitengebruikstellingen” en “stillegging 

van de niet-economische productie-eenheden – 2009” 65 

3.5.4 Scenario’s “gunstige lokalisaties voor de eenheden” 65 

3.5.5 Scenario’s “projecten voor nieuwe productie-eenheden” 66 

4 De Belgische transacties in de internationale 

context 67 

4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 69 

4.1.1 België in het midden van Europa 69 

4.1.2 Definities 70 

4.1.3 Methodiek om de capaciteiten te bepalen 71 

4.1.4 Methode voor de simulatie van transacties 73 

4.1.5 Berekende transactiecapaciteiten 74 

4.1.6 Valorisatie van het blindvermogen 74 

4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN 74 

4.2.1 Vragen in verband met de import 75 

4.2.2 Vragen in verband met andere doorslaggevende transacties 77 

4.3 HET EUROPEES INTERCONNECTIENET 77 

5 Criteria voor de ontwikkeling van het 

transmissienet 79 

5.1 TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET 

TRANSMISSIENET 81 

5.1.1 Beschrijving van het load-flowmodel 81 

5.1.2 Methodes voor dimensionering 83 

5.1.3 Ontwikkelingscriteria 87 


5.1.4 Standaardinfrastructuur en -uitrusting 89 

5.1.5 Voorziene evoluties inzake de load-flowmodellen 89 

5.2 ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT 90 

5.2.1 Economische evaluatie 90 

5.2.2 Evaluatie van de milieu-impact 95 

6 Referentie-transmissienet 99 

BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 

WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN 106 

6.1.1 nieuw voedingspunt van 150 kV te Avernas vanuit Tihange 106 

6.1.2 De nieuwe ondergrondse verbinding van 150 kV tussen 

Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde 106 

6.1.3 De nieuwe 380/ 150 kV-transformator te Reppel 107 

6.1.4 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Izegem en 

Sint-Baafs-Vijve 107 

6.1.5 De nieuwe verbinding van 150 kV tussen Gouy en Trivières 107 

6.1.6 De herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy 108 

6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR 

TEGEN 2003 VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN 108 

6.2.1 Versterkingen van de verbindingen van 150 kV 109 

6.2.2 Versterkingen van de transformatie 109 

6.2.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen 111 

7 Versterkingen van het transmissienet 

tegen het jaar 2006 117 

7.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE- EN 

VERBRUIKSNIVEAU 119 

7.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 121 

7.3 BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 121 

7.3.1 Basisscenario - 2006 121 

7.3.2 Scenario “verhoging van de import – 2006” 122 

7.3.3 Scenario “zonder buitengebruikstelling” 128 

7.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 129 

7.4.1 Technische uitvoerbaarheid 129 

7.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 129 

7.4.3 Zoeken naar het socio-economisch optimum 

voor de eindverbruiker 131 

7.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 140 

7.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 141 


7.5.3 Gedetailleerde beschrijving van de versterkingen 142 

7.6 UITVOERINGSPLANNING 145 

7.6.1 Versterkingen van nationaal belang 146 


7

8 

7.6.2 Versterkingen van gewestelijk belang 147 

7.6.3 Beschrijving van het net tegen het jaar 2006 147 

8 Versterkingen van het transmissienet 

tegen het jaar 2009 151 

8.1 AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE PRODUCTIE- 

EN VERBRUIKSNIVEAUS 153 

8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 153 

8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 154 

8.3.1 Basisscenario - 2009 154 

8.3.2 Scenario “verhoging van de import– 2009” 154 

8.3.3 Scenario “stilleggen van de niet-economische 

productie-eenheden – 2009” 155 

8.4 TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE 156 

8.4.1 Technische haalbaarheid 156 

8.4.2 Beperkingen inzake ruimtelijke ordening 156 

8.4.3 Zoeken naar het socio-economische optimum voor de 

eindverbruiker 157 

8.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 158 

8.5.1 Versterkingen van de 150 kV-verbindingen 159 


8.5.3 Haalbaarheid van de voorgestelde versterkingsprojecten 162 

8.6 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009 163 

9 Versterkingen van het transmissienet die niet 

aan de onderzochte tijdstippen zijn gebonden 167 

9.1 SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES” 169 

9.1.1 Identificatie van “gunstige lokalisaties” 170 

9.1.2 Gunstige parken die de ontwikkelingen van het net beperken 171 

9.2 SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN” 171 

9.2.1 Technische haalbaarheid 171 

9.2.2 Socio-economische evaluatie 174 

Conclusies & uitvoering van het Ontwikkelingsplan 177 

OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S 179 

NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 182 

NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009 185 


LIJST VAN FIGUREN EN TABELLEN 

Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet 24 

Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net 24 

Figuur 2.1: Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen 35 

Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen 

(in constante Euro van 1990/ tep) 38 

Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik 

tussen 2001 en 2009 volgens de “Kyoto-variant” 

en de “macro- economische variant” (in TWh) 39 

Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyoto- 

variant”) 40 

Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macro- 

economische variant”) 41 

Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik 

per sector (2002-2009) 43 

Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik tijdens 4 typedagen 44 

Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4 typedagen 45 

Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik tijdens 4 

typedagen 45 

Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type 

”staaloven in nachtbedrijf” tijdens 4 typedagen 46 

Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – 

“Kyoto-variant” 51 

Figuur 2.12: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – 

“Macro-economische variant” 52 

Tabel 3.1: Kenmerkenvan de productie-eenheden die in 2002 in 

bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 2005 zijn gepland 58 

Tabel 3.2: Hypotheses inzake het opgestelde vermogen van off-shore 

windturbineparken 58 

Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare 

energiebronnen (windenergie en biomassa) in vergelijking 

met 2001 59 

Tabel 3.4: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark 60 

Tabel 3.5: Evolutie van het opgestelde vermogen van 

warmtekrachtkoppelingsinstalalties 60 

Figuur 3.6: Productieplan “op de piek” tot en met 2005, in MW – 








Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie 

van 100 MW tussen Duitsland en Italië 70 

Figuur 4.2: Voorbeeld van transit van 100 MW van Frankrijk naar 

Duitsland over het UCTE-net, op een gegeven moment - 

voorstelling van de fysische en contractuele fluxen 72 

Figuur 4.3: Aansluitingslijnen op het net van België en de buurlanden 76 


9

10 

Figuur 6.1: Referentienet 103 

Tabel 6.2: Lijst van de nieuwe verbindingen van 150 kV, 


gepland tegen het jaar 2003 109 

Tabel 6.3: Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging 

van de bestaande 150/70-36 kV-transformatoren door 

krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren, 


Tabel 6.4: Lijst van de investeringen met betrekking tot de nieuwe 

380-150/70-36 kV-transformatoren 

op de bestaande posten, gepland tegen het jaar 2003 110 

Tabel 6.5: Lijst van de investeringen met betrekking tot de vervanging 

van de bestaande 220-150 kV/MS-transformatoren door 

krachtiger 220-150 kV/MS-transformatoren, 



150 kV/MS-transformatoren op de bestaande posten 

tegen het jaar 2003 111 


150 kV posten, gepland tegen het jaar 2003 111 

Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002 

en 2010 (in MW) 120 

Tabel 7.2: Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario 

nodig zijn tegen 2006 122 

Tabel 7.3: Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het 

basisscenario tegen 2006 122 

Tabel 7.4: Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een 

Belgische import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 124 

Tabel 7.5: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische 

import van 3.700 MW te waarborgen tegen 2006 125 

Figuur 7.6: Gevolgen van het importniveau van Nederland op de 

importcapaciteit van België 126 

Tabel 7.7: Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn 

om een Belgische import van 3.700 MW te waarborgen 

tegen 2006 127 

Tabel 7.8: Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen 

om de spanning in te stellen 128 

Tabel 7.9: Socio-economische vergelijking van de varianten voor de 

versterking van de transformatie in Avelgem/ Ruien 

en Wortegem 133 

Tabel 7.10: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel 

Avelgem-Avelin 134 

Tabel 7.11: Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk 

en België naargelang van het niveau van versterking 

van het Belgische net 134 

Tabel 7.12: Socio-economische vergelijking van de varianten van de 

versterking van de lijn Chooz-Monceau met installatie 

van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking 

van de lijn Gramme-Massenhoven 135 

Tabel 7.13: Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in 

Valentinoise of Monceau 136 

Tabel 7.14: Socio-economische vergelijking van de varianten met 

betrekking tot de installatie van een faseverschuiver 

op de lijn Chooz-Monceau 137

Tabel 7.15: Socio-economische vergelijking van de varianten van de 

versterking van de transformatie in Gouy 139 

Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee 

faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens 140 

Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005 141 

Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kV- 

transformatoren in bestaande posten tegen 2005 141 

Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MS- 

transformatoren in bestaande posten tegen 2005 142 

Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang 

tegen 2006 146 

Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang 

tegen 2005 147 

Figuur 7.22: Beschrijving van het net tegen het jaar 2006 148 

Tabel 8.1: Versterkingen van de posten en transformatoren die 

nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 

4.700 MW te waarborgen 155 

Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009 

een Belgische import van 4.700 MW te waarborgen 155 

Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator 

te Zutendaal 158 

Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel 

Gramme-Massenhoven 158 

Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen 

tegen 2009 159 

Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging 

van bestaande 220-150/70-36 kV transformatoren door 

krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009. 160 

Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen 

in nieuwe 220-150/70-26 kV-transformatoren in bestaande 

posten 160 


in nieuwe 150 kV-posten 160 

Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen 

door de vervanging van bestaande 220-150/ MS-transfor- 

matoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren 161 


door de vervanging van bestaande transformatoren die in 

70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met 

een groter nominaal vermogen die in 150 kV zijn 

aangesloten 161 


in nieuwe 220-150 kV/ MS-transformatoren 

in bestaande posten 162 


door nieuwe 150 kV-posten 162 

Figuur 8.13: Beschrijving van het net tegen het jaar 2009 164 


11

12 

Tabel 9.1: Overzicht van de beste lokalisaties voor 


het spanningsniveau 150 kV 170 

Tabel 9.2: Percentage van het nominale vermogen dat door het net 

kan worden vervoerd, voor een opgesteld vermogen van 

580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW 

met Slijkens verbonden 173 

Tabel 9.3: Socio-economische evaluatie van het project voor de 

inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht in de 150 kV- 

post te Kallo 174 

Tabel 9.4: Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van 

off-shore windmolenparken 175 

Figuur 10.1: Overzicht van de beschouwde scenario’s 181 

Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang 

tegen 2006 184 

Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang 

tegen 2005 185

Inleiding 


13

14 


VOORWERP 

In voorliggend document wordt het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet 

voorgesteld, dat de netbeheerder moet opstellen in overeenstemming met de 

wet van 29 april 1999 over de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Zoals 

bepaald in voornoemde wet wordt dit Plan voorgelegd aan de federale minister 

bevoegd voor Energie. Na goedkeuring door de Minister en onder voorbehoud 

van eventuele wijzigingen die dienen te worden aangebracht om de gevraagde 

goedkeuring te krijgen, wordt dit Plan bindend voor de netbeheerder. 

WETTELIJKE CONTEXT 

De openstelling van de elektriciteitsmarkt werd ingeluid door de Richtlijn 

96/92/EEG van het Europese Parlement en van de Raad van 19 december 1996 

betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt. Deze 

richtlijn werd op federaal niveau omgezet, meer bepaald door de wet van 29 

april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt. Artikel 13 van 

deze wet belast de beheerder van het elektriciteitstransmissienet met de 

opdracht om een ontwikkelingsplan voor het net op te stellen in overleg met de 

Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (CREG) en na 

overleg met het Federaal Planbureau en het Controlecomité. Dit 

Ontwikkelingsplan wordt vervolgens ter goedkeuring voorgelegd aan de federale 

minister bevoegd voor Energie (de “Minister”). 

Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet (“Ontwikkelingsplan”) dekt een 

periode van zeven jaar en wordt om de twee jaar aangepast voor de volgende 

zeven jaar. Het voornoemde artikel 13 bepaalt dat het Ontwikkelingsplan voor 

de eerste keer moet worden opgesteld binnen twaalf maanden na het in voege 

treden van dit artikel. De inwerkingtreding van artikel 13 is voorzien in artikel 1, 

4° van het Koninklijk Besluit van 3 mei 1999, dat de datum vastlegt van het in 

voege treden van de bepalingen van de wet van 29 april 1999 betreffende de 

organisatie van de elektriciteitsmarkt. Dit artikel bepaalt dat voornoemd artikel 

13 in werking treedt op de datum waarop de aanduiding van de eerste 

netbeheerder van kracht wordt. De transmissienetbeheerder werd aangeduid 

door het Ministerieel Besluit van 13 september 2002 betreffende de aanduiding 

van de beheerder van het elektrisch transmissienet, dat verscheen in het 

Staatsblad van 17 september 2002. Artikel 3 van dit Besluit bepaalt dat dit 

Besluit van kracht wordt op de dag van zijn publicatie in het Belgisch Staatsblad 

(meer bepaald op 17 september 2002). 

Artikel 13 §2 van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de 

elektriciteitsmarkt bepaalt dat het Ontwikkelingsplan volgende elementen moet 

bevatten: 

• een gedetailleerde raming van de behoeften aan transmissiecapaciteit, met 

aanduiding van de onderliggende hypotheses; 

• het investeringsplan: de netbeheerder verbindt zich ertoe het uit te voeren om 

aan die behoeften te voldoen. 

Het Ontwikkelingsplan houdt rekening met de nood aan een adequate 

reservecapaciteit en met de projecten van gemeenschappelijk belang 

aangewezen door de instellingen van de Europese Unie in het domein van de 

transeuropese netten. 


15

16 

Naast beheerder van het transmissienet op federaal niveau werd Elia ook 

aangeduid als distributienetbeheerder voor het Vlaams Gewest, als beheerder 

van het regionaal transportnet in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en als 

beheerder van het lokaal transportnet in het Waals Gewest. In die hoedanigheid 

moet Elia naast dit Ontwikkelingsplan ook een Investeringsplan voor het Vlaams 

Gewest, een Investeringsplan voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest en een 

Aanpassingsplan voor het Waals Gewest opstellen. Voor Elia vormen al deze 

plannen een coherent geheel, dat een optimum nastreeft voor het hele net van 

380 kV tot en met 30 kV. 

DRIE DOELSTELLINGEN AAN DE BASIS VAN DE ONTWIKKELING VAN 

HET ELEKTRICITEITSNET: ENERGIE, MILIEU, ECONOMIE 

Het Ontwikkelingsplan voor het transmissienet beschrijft de investeringen die 

nodig zijn om te voldoen aan de behoeften inzake transmissiecapaciteit voor 

elektriciteit, betrouwbaarheid van het net en milieudoelstellingen en dit tegen 

de laagst mogelijke kostprijs voor de gemeenschap. De term kostprijs moet hier 

in een ruimere dan de strikt economische zin worden begrepen. Dit betekent dat 

men ook rekening moet houden met de energetische, milieu- en economische 

aspecten. 

De doelstelling is die investeringen te kiezen, die de gemeenschap het meeste 

baat bijbrengen 1 . 

Hierbij worden er drie doelstellingen nagestreefd: 

• energie: waken over het elektriciteitstransport op lange termijn, rekening 

houdend met de beschikbare productiemiddelen, het verbruik, de geografische 

spreiding en de evolutie ervan; 

• milieu: opteren voor duurzame oplossingen, met een minimale impact op het 

leefmilieu en de ruimtelijke ordening; 

• economie: streven naar het meest voordelige transporttarief voor de 

eindverbruiker, met inachtneming van de voorgaande dwingende vereisten. 

De interacties tussen die verschillende doelstellingen zijn talrijk en vaak zelfs 

tegenstrijdig. 

Zo kan de uitwerking van een beleid dat rekening houdt met de onzekerheden 

met betrekking tot de evolutie en de lokalisatie van de productiemiddelen voor 

elektriciteit 2 in de context van de vrijgemaakte markt en met de onzekerheden 

met betrekking tot de evolutie van het verbruik van elektriciteit 3 , en/ of dat 

1 Artikel 12 van de wet van 29 april 1999 met betrekking tot de organisatie van de elektriciteitsmarkt bepaalt dit in de 

volgende bewoordingen 1 : “Na advies van de Commissie stelt de Koning de regels vast inzake de doelstellingen die de 

netbeheerder moet nastreven inzake kostenbeheersing”. 

2 De onzekerheden met betrekking tot de evolutie van de productiemiddelen spruiten ondermeer voort uit het 

inschakelen van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling om tegemoet te komen aan de 

beleidslijnen inzake duurzame ontwikkeling: de realisatie van deze doelstellingen hangt af van de respons van de 

markt ten aanzien van de steunmaatregelen die worden ingevoerd. Een andere bron van onzekerheid hangt samen 

met de beschikbaarheid van de thermische centrales en wordt veroorzaakt door de evolutie van de brandstofprijzen, 

die zeer volatiel zijn, net zoals die van aardolie en aardgas. 

3 Hierin liggen de onzekerheden vervat verbonden aan de respons van de verbruiker op de invoering van de 

maatregelen inzake de beheersing van de vraag. 


ekening houdt met bepaalde ecologische normen, in tegenspraak lijken met de 

vereiste van economische rendabiliteit vanuit het oogpunt van de gemeenschap. 

Toch is het de belangrijkste ambitie van dit Ontwikkelingsplan om een 

evenwicht te vinden tussen deze drie doelstellingen. Bij de uitwerking van het 

plan liet men zich leiden door het streven naar de ontwikkeling van een zo 

optimaal mogelijk elektriciteitsnet dat wordt gekenmerkt door: 

• een betrouwbaar vervoer van elektriciteit op korte en op lange termijn; 

• een concurrentiële en stabiele transportprijs; 

• een minimale impact op het leefmilieu en de ruimtelijke ordening; 

• een beperking van de risico’s die inherent zijn aan investeringsbeslissingen in 

de context van een onzekere toekomst. 

De investeringsbeslissingen worden genomen in functie van de middelen 

waarover de netbeheerder beschikt, dit om zo goed mogelijk rekening te 

kunnen houden met de onzekerheden die eigen zijn aan de elektriciteitsmarkt 

en de nieuwe omgeving. 

KRACHTLIJNEN VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 

Bij het opstellen van het Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om 

tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen die de vrijmaking van de 

elektriciteitsmarkt vooropstelt. 

De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net, hebben tot doel: 

• de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van 

de importcapaciteit van België; 

• de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische 

productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in 

het net wanneer dit mogelijk en economisch verantwoord is, alsook in functie 

van de middelen waarover de netbeheerder kan beschikken. Doel hiervan is 

telkens terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken. 

Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt. 

Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van 

hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor 

windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De 

aankondigingen die de federale regering recent deed in verband met 

windmolenparken in de Noordzee werden nog niet volledig in dit plan verwerkt. 

Er zijn nog aanvullende studies vereist om de ontwikkelingen van het net te 

bepalen die noodzakelijk zijn voor de aansluiting van off-shore windparken met 

een totaal nominaal vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd 

aangekondigd. 

Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te 

kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan 

omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige 

doelstelling van betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het 

transmissienet op elk niveau behouden blijft. 


17

18 

BELEID INZAKE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET 

Het vermaasde net dat door de netbeheerder Elia System Operator (“Elia”) 

wordt beheerd, bestrijkt spanningsniveaus van 380 kV tot en met 30 kV en 

vormt vanuit beheerstechnisch oogpunt één geheel (met inbegrip van alle 

bijhorende elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke 

opdracht en de sociale doelstelling van Elia). De globale krachtlijnen vormen het 

algemene referentiekader, ook al heeft het eigenlijke Ontwikkelingsplan alleen 

betrekking op de spanningsniveaus 380 tot 150 kV. 

De krachtlijnen van het beleid van Elia op het vlak van de ontwikkeling van het 

Belgische elektriciteitsnet 4 zijn de volgende: 

• voorkeur voor het ondergronds aanleggen van nieuwe verbindingen met een 

spanning van hoogstens 36 kV; 

• een maximale benutting van de bestaande 220 kV, 150 kV en 70 kV- 

infrastructuur; 

• indien nieuwe verbindingen in dit spanningsbereik noodzakelijk zijn, bij 

voorkeur opteren voor: 

− luchtlijnen op plaatsen waar deze kunnen worden aangelegd langs 

bestaande of ingeplande grote infrastructuren. Bij wijze van compensatie 

zullen in dit geval bestaande lijnen eventueel en waar mogelijk worden 

verwijderd om een milieu-evenwicht te bewaren; 

− ondergrondse kabels in de andere gevallen; 

• voortzetting van de ontwikkeling van zeer-hoge-spanningsverbindingen 

(380kV) via luchtlijnen om redenen van technische en economische aard. 

ALGEMENE OPBOUW VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 

Het Ontwikkelingsplan is in 10 hoofdstukken ingedeeld. 

Na een korte beschrijving van de rol van het elektriciteitsnet geeft het eerste 

hoofdstuk de methodologie van de ontwikkeling van het net die in dit 

Ontwikkelingsplan werd toegepast. 

Hoofdstuk 2 en 3 zijn gewijd aan de beschrijving van de basishypotheses en de 

scenario’s die werden uitgewerkt vanuit het standpunt van het 

elektriciteitsverbruik enerzijds en de elektriciteitsproductie anderzijds. 

Hoofdstuk 4 behandelt het probleem van de internationale transacties. Zo 

onderzoekt het de impact op het vlak van: 

• de beperkingen waarmee België wordt geconfronteerd op het vlak van de 

importcapaciteit ten gevolge van het interconnectienet; 

• de beperkingen op het vlak van de import in België ten gevolge van andere 

Europese transacties. 

Hoofdstuk 5 beschrijft het proces om het transmissienet te dimensioneren. Dit is 

een complex proces, aangezien hierbij rekening moet worden gehouden met 

technische, economische en milieufactoren en met hun talrijke interacties. 

4 Het beleid van TNB zal echter worden bijgestuurd indien dit noodzakelijk mocht blijken om aan de geldende 

wetgeving te voldoen. 


In hoofdstuk 6 wordt het referentietransmissienet gedefinieerd en beschreven. 

De projecten voor de versterking van het net, die door de evolutie van het 

verbruik worden teweeggebracht, worden in de hoofdstukken 7 tot 9 

beschreven: 

• hoofdstuk 7 is gewijd aan de ontwikkelingen van het net tegen het jaar 2006; 

• hoofdstuk 8 beschrijft ter informatie de investeringen die tegen het jaar 2009 

zijn gepland; 

• hoofdstuk 9 behandelt de investeringen in het net ten gevolge van de 

wijzigingen van het productiepark met een onzekere termijn. 

Tot besluit volgt een samenvatting van het uitvoeringsplan van de verscheidene 

investeringen voor de versterking van het net, dat ter goedkeuring aan de 

Minister wordt voorgelegd. 

Het voorliggend Ontwikkelingsplan werd opgesteld op basis van een aantal 

gegevens, die elders in deze tekst nader worden omschreven. Een belangrijk 

deel van deze gegevens zijn hypothetisch en dus per definitie onzeker. Bijgevolg 

dient een algemeen voorbehoud te worden geformuleerd aangaande de 

voorstellen die worden gedaan in dit Ontwikkelingsplan. Bovendien zorgt de 

voortdurende evolutie van de geldende wetten en regelgevende teksten op het 

vlak van de elektriciteit (in ruime zin genomen, met inbegrip van milieu, 

stedenbouw, enz. ) voor andere elementen van onzekerheid. 


19

20 


1 Inzet en belang van 

de ontwikkeling van 

het elektriciteitsnet 


21

22 


1.1 ALGEMEEN KADER: ROL VAN HET ELEKTRICITEITSNET 

1.1.1 ALGEMEEN 

De elektriciteitsnetten werden aanvankelijk ontworpen met als doel te waken 

over een betrouwbare en optimale elektriciteitsbevoorrading voor de 

verbruikers. 

• De netten verbinden alle productie-eenheden met elkaar en beogen daardoor 

een hulpfunctie te waarborgen in het geval van defecten of storingen. 

• De netten maken het mogelijk om energie, die door gedelokaliseerde bronnen 

(grote waterkrachtcentrales, kerncentrales, enz.) wordt opgewekt, naar de 

afnamepunten te transporteren. 

• De netten beogen te zorgen voor het transport van de energie die massaal en 

op een welbepaalde plaats wordt opgewekt – door machines die grotendeels 

op hogere spanningsniveaus zijn aangesloten – naar verbruikers die meestal 

verspreid zijn over een bepaald grondgebied en op lagere spanningsniveaus 

zijn aangesloten. 

• De netten maken het mogelijk om synergieën tussen verschillende 

productiesystemen te creëren, bijvoorbeeld (en hoofdzakelijk) tussen 

waterkrachteenheden en thermische centrales. Zo zijn tijdens de dooi grote 

hoeveelheden energie uit waterkracht beschikbaar in de Alpen. Deze energie 

kan worden ingevoerd, zodat de overwegend thermische productie ontlast of 

zelfs gedeeltelijk stilgelegd kan worden. 

• Door de liberalisering van de elektriciteitssector wil het net eveneens een rol 

vervullen in het faciliteren van de elektriciteitsmarkt en, in de mate van het 

mogelijke, ertoe bijdragen dat er meer commerciële transacties kunnen 

worden uitgevoerd. In die context moet het net elke transactie mogelijk 

maken tussen de verschillende knooppunten en over de landsgrenzen heen. 

Het doel van de liberalisering bestaat er immers in om elke gebruiker de 

mogelijkheid te bieden om zijn elektriciteitsleverancier vrij te kiezen, alsook 

het type van productie, dit op basis van criteria die hijzelf bepaalt (prijs, 

kwaliteit, groene stroom,…). 

1.1.2 HET ELEKTRICITEITSTRANSMISSIENET IN BELGIË 

Het transmissienet dat door Elia System Operator (“Elia”) als netbeheerder 

wordt beheerd, bestaat uit luchtlijnen en ondergrondse kabels met een 

spanning van 380 kV tot en met 30 kV (met inbegrip van alle bijhorende 

elementen die nodig zijn voor het verwezenlijken van de wettelijke opdrachten 

en de sociale doelstelling van Elia). Meer dan 800 hoogspanningsposten zetten 

de spanning naar het gewenste niveau om. Het volledige hoogspanningsnet 

bestaat uit 8.181 km verbindingen, waarvan 5.604 km luchtlijnen en 2.577 km 

ondergrondse kabels. 


23

24 

Tabel 1.1: Geografische lengte van het Belgische hoogspanningsnet 

Het door Elia beheerde net vervult drie grote functies: 

• De 380 kV-lijnen vormen de ruggengraat van het Belgische en Europese net. 

− Het 380 kV-net omvat verbindingen met Nederland en Frankrijk, die 

hoofdzakelijk op 380 kV worden uitgebaat. Deze internationale verbindingen 

werden aanvankelijk aangelegd om wederzijdse bijstand tussen de nationale 

netten mogelijk te maken. Vandaag worden ze gebruikt om van de 

elektriciteitsmarkt één internationale markt te maken. 

− De kerncentrales van Doel en Tihange en de centrale van Coo zijn hierop 

aangesloten. 

Figuur 1.2: Geografisch schema van het Belgische 380 kV-net 


• Het hoogspanningsnet wordt nog aangevuld met de 220 kV- en 150 kV- 

verbindingen: 

− zij dienen voor het elektriciteitstransport naar de grote afnamepunten en 

naar het binnenland; 

− de grote thermische centrales – behalve de kerncentrales en de 

pompcentrale van Coo – zijn op het 150 kV- en 220 kV-net aangesloten; 

− de grote industriële klanten zijn erop aangesloten; 

− de grote windturbineparken – d.w.z. met een opgesteld vermogen van 

100 MW en meer – die in de Noordzee zullen worden aangelegd, zullen 

rechtstreeks op spanningsniveaus van 150 kV of 380 kV op het transportnet 

worden aangesloten. 

• De verdeling naar de transformatiepunten, die de middenspanningsnetten 

voeden, gebeurt hoofdzakelijk door verbindingen met 70 kV en 36/30/26 kV, 

die dienen om: 

− het vermogen vanaf de grote 150/70 kV- of 

150/ 36/ 30/ 26 kV-knooppunten naar de verschillende voedingspunten van 

de middenspanning te voeren; 

− de industriële klanten te bevoorraden, die op een vermogen van 30 tot 

40 MW hebben ingeschreven en die rechtstreeks op het 36/30/26 kV- of 70 

kV-net zijn aangesloten. 

De decentrale productie-eenheden winnen steeds meer aan belang. Ze worden 

op een spanningsniveau van 70 kV of lager op het net aangesloten. Het gaat 

hier om installaties met hernieuwbare energiebronnen 5 (wind, biomassa en 

waterkracht) en warmtekrachtkoppelingsinstallaties (eenheden voor de 

gemengde productie van elektriciteit en warmte, doorgaans met een vermogen 

van 45 MW of minder). Deze warmtekrachtkoppelingsinstallaties produceren 

hoofdzakelijk energie voor plaatselijk verbruik. De overtollige productie wordt in 

het net gevoed. Wanneer de installatie niet in bedrijf is, moet de energie die 

nodig is voor de plaatselijke behoeften, van het net worden afgenomen. 

Via de midden- en laagspanningsnetten wordt de elektrische energie door de 

distributienetbeheerders naar de huishoudelijke verbruikers gebracht. De 

70/36/30/26 kV-netten worden vermaasd geëxploiteerd (dit betekent dat een 

punt via verscheidene wegen kan worden bevoorraad). De midden- en 

laagspanningsnetten worden echter radiaal uitgebaat (een gegeven punt wordt 

normaal slechts via één weg bevoorraad: bij een incident zijn dan schakelingen 

vereist om een andere voeding te verkrijgen). 

1.2 METHODOLOGIE VOOR DE ONTWIKKELING VAN HET 

ELEKTRICITEITSNET 

1.2.1 ALGEMENE BESCHRIJVING 

Het Ontwikkelingsplan is in de eerste plaats bedoeld om een plan uit te werken 

voor de uitbreiding van het net voor de komende zeven jaar, rekening houdend 

met de waarschijnlijke behoeften van de huidige en toekomstige gebruikers, en 

waarbij wordt nagestreefd om de gewenste beschikbaarheid en 

betrouwbaarheid zo goed mogelijk te waarborgen. 

5 Hernieuwbare Energiebron 


25

26 

De methodologie van het Ontwikkelingsplan kan in drie verschillende fases 

worden uitgesplitst. 

• De eerste fase bestaat in het vastleggen van de parameters die een bepalende 

invloed hebben op de ontwikkeling van het net, zoals bijvoorbeeld de evolutie 

van het elektriciteitsverbruik en de evolutie van het productiepark. Ook de 

spreiding van het verbruik over de verscheidene afnamepunten vormt een 

zeer belangrijk element in deze fase. 

• In een tweede fase wordt een reeks zeer uiteenlopende scenario’s uitgewerkt 

op basis van de verschillende hypotheses die na afloop van de eerste fase zijn 

overgebleven. Met behulp van deze scenario’s moeten alle denkbare scenario’s 

kunnen worden bestreken die op het niveau van het beleid inzake de 

energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België worden bepaald: 

importniveau, onafhankelijkheid ten opzichte van het productiepark, 

transitniveaus enz. Voor ieder scenario worden vervolgens de vereiste 

netversterkingen bepaald volgens welbepaalde technische criteria. 

• In de derde fase worden de aan te brengen wijzigingen geëvalueerd, waarbij 

niet alleen rekening wordt gehouden met de technische criteria, maar ook met 

de economische en milieugebonden aspecten evenals overwegingen in 

verband met de ruimtelijke ordening. 

De laatste twee fases vormen een iteratief proces. 

Het zoeken naar oplossingen in verband met de ontwikkeling van het net is een 

complex proces, waarbij rekening moet worden gehouden met een hele reeks 

onzekerheden die rechtstreeks of onrechtstreeks verband houden met de markt. 

In deel 1.2.2 hieronder vindt u een gedetailleerde beschrijving van de 

belangrijkste bronnen van onzekerheid die samenhangen met de 

evolutieparameters van de elektriciteitsproductie en het elektriciteitsverbruik. 

Overigens hebben niet alle beslissingen in verband met de ontwikkeling van het 

net waarmee het Ontwikkelingsplan rekening houdt, dezelfde reikwijdte. 

Beslissingen voor de korte termijn zijn economisch en/of technisch 

onomkeerbaar, terwijl beslissingen die op de middellange termijn slaan, 

afhankelijk zijn van omstandigheden die geleidelijk aan nauwkeuriger zullen 

worden omschreven. In dit verband worden er twee opeenvolgende termijnen 

beschouwd bij het uitwerken van de scenario’s: een korte termijn en een 

middellange termijn. In deel 1.2.3 worden de redenen voor deze keuze op een 

rijtje gezet. 

1.2.2 ONZEKERHEDEN DIE DE ONTWIKKELING VAN HET ELEKTRICITEITSNET 

KENMERKEN 

Het Ontwikkelingsplan van het elektriciteitstransmissienet heeft betrekking op 

de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV. 

Dankzij het 380kV-150kV-net kunnen grote centrale productie-eenheden 

worden aangesloten en wordt de interconnectie met Nederland en Frankrijk 

verzekerd. Op die spanningsniveaus is de ontwikkeling van het net dan ook 

bijzonder gevoelig voor de evolutie van het productiepark en het niveau van de 

transit- en importstromen alsook voor hun herkomst en bestemming. 


De onzekerheden over de evolutie van het elektriciteitsverbruik hebben een 

beperktere impact voor de spanningsniveaus van 380 kV tot 150 kV 6 . Voor dit 

aspect houdt één van de belangrijkste onzekerheden verband met de 

beheersing van de vraag, die afhankelijk is van de reactie van de consument op 

de ingevoerde steunmaatregelen (maatregelen op het vlak van het rationele 

gebruik van energie, CO2-taksen,…). 

De belangrijkste bronnen van onzekerheid die de ontwikkeling van het net 

kenmerken, houden verband met: 

• de centrale productie; 

• de transit- en importfluxen; 

• de decentrale productie; 

• de beheersing van de vraag. 

Al deze elementen worden in de volgende delen gedetailleerd beschreven. 

Onzekerheden in verband met de centrale productie 

Het 380-150kV net werd nauw aansluitend op het productiepark ontworpen, 

zodat de energie die in Belgische en buitenlandse eenheden wordt 

geproduceerd, zo efficiënt mogelijk naar de verbruikers kan worden vervoerd. 

De ontwikkeling van het 380-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor 

wijzigingen in het productiepark en/ of de lokalisatie van de productie- 

eenheden. 

Op een vrijgemaakte markt, waar het transport en de productie van energie 

worden gescheiden, heeft de netbeheerder geen voorafgaande kennis van de 

bedoelingen van de producenten. Deze laatste hanteren voortaan een nieuwe 

economische logica die door de markt wordt opgelegd en waarbij ook rekening 

moet worden gehouden met de concurrentie. Het is dan ook niet uitgesloten dat 

producenten om economische redenen bestaande installaties sluiten, waarbij ze 

niet lang vooraf verwittigen 7 en onder voorbehoud van bepaalde wettelijke 

verplichtingen. Daarnaast kunnen ze ook nieuwe eenheden bouwen zonder dat 

ze hun bedoelingen lang op voorhand kenbaar moeten maken. Zo is de bouw 

van een STEG-centrale binnen een termijn van twee jaar realiseerbaar (zonder 

rekening te houden met de termijnen voor het verkrijgen van de licenties en 

vergunningen). De versterkingen van het net die hiervoor nodig zijn, kunnen 

echter vaak niet op dezelfde termijn worden uitgevoerd. 

De ontwikkeling van de productiemiddelen is voortaan losgekoppeld van de 

ontwikkeling van het transmissienet. Wat de productie betreft, heeft de CREG 

van de wetgever de opdracht gekregen om een indicatief tienjarenprogramma 

op te stellen voor de elektriciteitsproductiemiddelen. Dit Programma moet 

iedere drie jaar worden bijgewerkt. 

6 Bij deze spanningsniveaus wordt de algemene evolutie van het verbruik op het niveau van de knooppunten van het 

transmissienet geëvalueerd, en niet op het niveau van de eindverbruiker die op lagere spanningsniveaus is 

aangesloten. 

7 Het Technische Reglement voorziet een meldingstermijn van zes maanden. 


27

28 

Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor de periode 2002-2011 

werd op 15 januari 2002 8 opgesteld. Hierin vindt u onder meer een plan met de 

beste technologieën die moeten worden ingevoerd om zo goedkoop mogelijk op 

de behoeften in te spelen, rekening houdend met de verplichtingen op het 

gebied van milieu en bevoorradingszekerheid en waarbij de diversifiëring van de 

bronnen die worden aangewend voor de energiebevoorrading wordt 

gewaarborgd. Dit Indicatief Programma van de Productiemiddelen vormt een 

hulpmiddel voor de overheden die een energiebeleid wensen uit te werken en 

het vormt een referentiekader voor de partijen die daarin wensen te investeren. 

Het programma heeft echter geen dwingend karakter: het initiatief om in 

bepaalde productiemiddelen te investeren, wordt volledig door de markt 

bepaald. Bovendien vindt u in het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen geen enkele informatie over de daadwerkelijke lokalisatie 

van de nieuwe eenheden. 

In de context van een vrijgemaakte markt is de elektriciteitsproductie een 

concurrentiële activiteit geworden, die hoofdzakelijk wordt gestuurd door de 

wetten van de markt. De beslissingen om te investeren zijn voortaan gebaseerd 

op criteria van economische rendabiliteit en zijn erop gericht om het risico voor 

de investeerders en de exploitanten tot een minimum te beperken. De 

beslissing om nieuwe productie-installaties te bouwen wordt onafhankelijk door 

iedere producent genomen, waarbij geen rekening meer moet worden gehouden 

met wettelijke verplichtingen op het vlak van de coördinatie van deze 

investeringen. 

Daarnaast behoudt de overheid zich het recht voor om de beslissingen op het 

vlak van de investeringen te sturen met het oog op de bevoorradingszekerheid, 

de toegang tot energie voor allen, een rationeel beheer van de energiemiddelen, 

een beheersing van de milieueffecten enz… In de praktijk betekent dit dat de 

overheid bepaalde productiemiddelen kan verbieden en andere kan stimuleren. 

Aangezien dit energiebeleid zomaar nog pas is afgerond, is het moeilijk om in te 

schatten op welke manier de investeerders zullen reageren op de 

ondersteuningsmaatregelen die in dit verband zullen worden genomen. 

Tenslotte zal de evolutie van het productiepark ook worden beïnvloed door de 

technologische ontwikkelingen en het effect van het beleid van de openbare 

overheden. 

Onzekerheden in verband met de transit- en importfluxen 

Het 380 kV-220 kV-net heeft aansluitingspunten met Nederland en Frankrijk 9 . 

Het 150 kV-net, dat vermazingen tussen de knooppunten van het 380 kV-net 

verzekert, kan daarom worden beïnvloed door de fluxen die op de 

spanningsniveaus 380 kV-220 kV worden vervoerd. In bepaalde 

omstandigheden kan het 150 kV-net een knelpunt vormen voor de import of de 

transit. 

8 Op 15 januari 2002 werd een werkdocument in verband met het Indicatief Programma van de Productiemiddelen van 

elektriciteit door de CREG opgesteld. De definitieve versie van dit document, die door de Algemene Raad van de 

CREG werd goedgekeurd en die op de internet-site van de CREG werd gepubliceerd, is gedateerd van 19 december 

2002. 

9 België heeft geen enkele rechtstreekse verbinding met Duitsland. 


De ontwikkeling van het 380 kV-150 kV-net is dan ook bijzonder gevoelig voor 

de hypotheses in verband met de import en de transit en de afkomst en de 

bestemming van de beschouwde fluxen. 

De volumes van de elektrische energie die wordt geïmporteerd of geëxporteerd, 

zijn van verschillende criteria afhankelijk: overschotten en/ of tekorten in de 

buurlanden, prijsverschillen tussen België en de buurlanden, beschikbare 

transmissiecapaciteit op de interconnectielijnen met Nederland en Frankrijk. 

De vrijgemaakte markt is een recente realiteit; wij kunnen dan ook niet 

voldoende terugvallen op ervaring op dit vlak. Het is daarom uitermate moeilijk 

om de evolutie van de prijzen te trachten te voorspellen. Ook de evaluatie van 

de elasticiteit van de prijzen ten opzichte van de vraag naar geïmporteerde 

elektrische energie is erg delicaat. 

Er zijn erg weinig aanwijzingen beschikbaar in verband met de evolutie van de 

productiemiddelen – en dus van de beschikbare volumes – van de buurlanden 

binnen de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt beschouwd. 

De transmissiecapaciteiten die beschikbaar zijn voor de transacties met 

Nederland en Frankrijk worden tenslotte niet meer eenvoudigweg berekend op 

basis van de transmissiecapaciteit van de interconnectielijnen over de grenzen 

van deze landen 10 . Ze worden immers beïnvloed door de verdeling van de 

geïmporteerde fluxen tussen de grenzen met Frankrijk en Nederland. Deze 

verdeling wordt op haar beurt dan weer door verschillende factoren beïnvloed: 

herkomst van de geïmporteerde elektrische energie, volumes, herkomst en 

bestemming van de transitfluxen die het land doorkruisen, evolutie van de 

netten in de buurlanden – en daarover hebben we weinig informatie, zeker 

tegen het jaar 2009. 

Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen maakt een onderscheid 

tussen vier importvarianten. De “hoge variant” komt overeen met het 

waarschijnlijke productietekort tegen het einde van de termijn die door het 

huidige Ontwikkelingsplan wordt beschouwd. Deze variant is gebaseerd op 

ramingen met betrekking tot het aanbod dat in België beschikbaar is en het 

verbruik tegen die datum. Toch geeft het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen geen enkele informatie over de sites vanwaar die elektrische 

energie zal moeten worden geïmporteerd. 

Overigens houdt het Programma ook geen rekening met de productie-eenheden 

in België, waarvan de elektriciteit voor exportdoeleinden bedoeld zou zijn. 

Tegen het einde van de termijn die door het Ontwikkelingsplan wordt 

beschouwd, zou de situatie van het productiepark niet op een ingrijpende 

manier gewijzigd mogen zijn. De overschotten van de eigen productie ten 

opzichte van het eigen verbruik van België zouden beperkt moeten blijven en 

buiten de “kritieke” momenten voor het net moeten blijven, rekening houdend 

met de dimensionering van dat net. De exportfluxen worden dan ook niet als 

doorslaggevend beschouwd in de dimensionering van het net. 

De evaluatie van de transitfluxen valt buiten het referentiekader van het 

Indicatief Programma van de Productiemiddelen. De hypotheses, die in het 

10 De netto transfercapaciteiten tussen België en haar buurlanden, die voor de winter van 2000-2001 en voor de zomer 

van 2001 door de ETSO werden gepubliceerd op basis van de gegevens die werden vrijgegeven door de beheerders 

van de betrokken netten, zijn beschikbaar in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit. 


29

30 

Ontwikkelingsplan worden beschouwd voor de transitfluxen die door België 

worden geleid, komen overeen met het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen en zijn ook gebaseerd op scenario’s, die werden uitgewerkt 

door TenneT, de beheerder van het Nederlandse net in zijn “Capaciteitsplan 

2001-2007”. Bovendien houden deze scenario’s geen rekening met de limieten 

van de grensoverschrijdende interconnectielijnen van het Nederlandse en het 

Belgische net. 

Onzekerheden in verband met de decentrale productie 

De impact van een decentraal productiemiddel op het net is vooral afhankelijk 

van zijn type, zijn eventueel intermitterende karakter, de mogelijkheden op het 

vlak van de sturing van de elektriciteitsproductie en de omvang van de eenheid 

en het spanningsniveau waarop het is aangesloten. 

Door de decentrale productie kan een deel van de elektriciteitsproductie via 

plaatselijke netten met laag- of middenspanning naar de verbruiker worden 

geleid. Op die manier kan het hoogspanningsnet enigszins worden ontlast. Dit 

zou in het transmissienet tot een stagnatie of zelfs een verlaging van het netto 

verbruik kunnen leiden. Maar hoewel de decentrale productie zou kunnen 

toelaten om investeringen in het hoogspanningsnet tijdelijk uit te stellen, blijft 

haar impact beperkt en zou het net zo moeten worden geconfigureerd dat het 

iedere productie-omstandigheid die inherent is aan dit soort eenheden kan 

opvangen. 

De decentrale productiemiddelen, zoals warmtekrachtkoppeling en windenergie, 

worden gestuurd volgens de karakteristieken die inherent zijn aan het type 

productie en niet volgens de elektriciteitsbehoeften. Bij wijze van voorbeeld 

kunnen we hier zeggen dat de productie van elektriciteit uit windenergie slechts 

kan worden geschat op basis van hypotheses over de kracht en de 

schommelingen van de wind. Bij warmtekrachtkoppeling wordt de productie 

bepaald door een industrieel proces, dat best van wat dichterbij wordt bekeken. 

Zolang deze middelen slechts een klein percentage van het vermogen van het 

productiepark uitmaken, zijn nauwkeurige evaluaties niet nodig. Dit zal echter 

veranderen zodra hun belang een aanzienlijk niveau bereikt. 

Daarenboven moet bijzondere aandacht worden besteed aan de nodige 

middelen voor de compensatie van blindvermogen, gelet op de inductieve 

afnames van deze installaties. De inplanting van die compensatiemiddelen per 

spanningsniveau van het net wordt zorgvuldig bestudeerd in functie van de 

beschikbare informatie in verband met de geplande decentrale productie- 

eenheden. 

Onzekerheden in verband met de beheersing van de vraag 

De ontwikkeling van het elektriciteitstransmissienet wordt meer bepaald 

gestuurd door de toename van het verbruik die op het niveau van de 

knooppunten van het net worden beschouwd. Op die spanningsniveaus is de 

samenvoeging van de vraag van dien aard, dat men aanneemt dat de 

wisselvalligheden in verband met het eindverbruik elkaar compenseren. 


De belangrijkste bron van onzekerheid in verband met de vraag houdt evenwel 

verband met de potentiële impact van het beleid dat wordt gevoerd om de 

vraag onder controle te houden 11 . Dit aspect is grotendeels afhankelijk van de 

reactie van de verbruiker op de ondersteuningsmaatregelen die hiervoor worden 

ingevoerd. 

Deze impact is overigens om verschillende redenen moeilijk kwantificeerbaar. 

De penetratie van de acties is niet lineair in de tijd 12 . Bovendien wordt ze 

beïnvloed door externe parameters zoals de economische groei, de gemiddelde 

temperatuur en de energetische vervangingsmiddelen. Ze is eveneens 

onderhevig aan interferenties met andere sectoren. De evaluaties van de 

effecten van het beleid waarmee men de vraag wil beheersen, leveren 

grootteordes op die omzichtig dienen te worden geïnterpreteerd. 

In deze context moet de beheerder van het net dus nastreven om het net zo te 

ontwikkelen, dat aan ieder lokaal verbruik kan worden voldaan, wat ook het 

afnameniveau is. 

Om in termen van verbruiksevolutie een zo breed mogelijk spectrum te 

bestrijken, zal het Ontwikkelingsplan worden getoetst aan twee sterk 

contrasterende varianten, op hun beurt geïnspireerd door de varianten die door 

het Federaal Planbureau werden voorgesteld: 

• de “Kyoto-variant” of de “lage” verbruiksvariant, die ervan uitgaat dat de 

milieudoelstellingen worden gehaald conform de aangegane verbintenissen in 

het kader van het Kyoto-protocol; 

• de “macro-economische variant” of de “hoge” verbruiksvariant, die een 

sterkere stijging van het elektriciteitsverbruik voorziet, in het licht van de 

recente opwaartse trends in het verbruik. 

1.2.3 DE VISIE OP KORTE EN MIDDELLANGE TERMIJN 

Gelet op de vele onzekerheden die de ontwikkeling van het net omgeven, is het 

aangewezen verschillende alternatieve oplossingen achter de hand te houden en 

daarenboven alle nodige maatregelen te nemen om snel te kunnen reageren op 

onvoorziene omstandigheden. 

Daarom is de methodologie die in het kader van het Ontwikkelingsplan werd 

ontwikkeld, op twee fases gebaseerd: een eerste fase beperkt zich tot de korte 

termijn en een tweede fase bestrijkt de middellange termijn. 

De eerste fase heeft betrekking op de eerste helft van de periode van zeven 

jaar die door het Ontwikkelingsplan wordt gedekt. Voor deze periode is het van 

essentieel belang dat de beste keuze worden gemaakt. De beslissingen die dan 

worden genomen, zijn immers zo goed als onomkeerbaar. Gezien de termijnen 

die nodig zijn om versterkingen door te voeren, is het immers bijna niet 

mogelijk om beslissingen uit te stellen of te herroepen 13 . Bij de eerste fase van 

11 Bij het beleid waarmee men de vraag probeert te beheersen, maakt men een onderscheid tussen twee types 

maatregelen: 

• enerzijds maatregelen die tot doel hebben om het energieverbruik in absolute cijfers te verminderen; meestal 

gebeurt dit door het gebruik van uitrustingen die zuiniger met energie omspringen; 

• anderzijds maatregelen die tot doel hebben om het verbruik op piekmomenten te verminderen en dat verbruik uit te 

stellen of te vervroegen, vb. door de toepassing van piek- en daltarieven. 

12 Zij volgt een S-vormige curve. 

13 Zonder onnodige extra kosten met zich mee te brengen. 


31

32 

het plan zijn alle versterkingen voorzien die nodig zijn om de betrouwbare 

werking van het net te kunnen blijven vrijwaren. 

De tweede fase heeft betrekking op de volgende jaren binnen die termijn van 

zeven jaar waarop het Ontwikkelingsplan slaat. Op die langere termijn is het 

niet mogelijk om gefundeerde beslissingen te nemen, aangezien er te weinig 

nauwkeurige informatie voorhanden is over de parameters die van 

doorslaggevend belang zijn voor de ontwikkeling van het net. Het is echter wel 

van belang om ervoor te zorgen dat de beslissingen die in het kader van de 

eerste fase werden genomen, de toekomstige ontwikkeling niet in gevaar 

brengen. Die beslissingen moeten immers nog de mogelijkheid open laten voor 

alle scenario’s die voor de tweede ontwikkelingsfase werden beschouwd. 

Voor deze periode geeft het Ontwikkelingsplan: 

• indicatieve versterkingspistes; 

• beslissingen in verband met studieprojecten over installaties met langere 

realisatietermijnen. 

Alle varianten die voor de tweede fase worden beschouwd, zullen in ieder geval 

opnieuw worden geëvalueerd bij de uitwerking van de volgende 

Ontwikkelingsplannen en zullen op hun beurt tot nauwkeurige en bindende 

beslissingen leiden. 


2 Evolutie van het 

verbruik 


33

34 


De geraamde evoluties van het elektriciteitsverbruik, voor alle afnamepunten 

die via de verschillende voedingspunten van het net worden bevoorraad en die 

hierna “lokaal afnamepunt” worden genoemd, behoren tot de exogene gegevens 

die in de load-flowmodellen worden ingevoerd om op basis daarvan de nodige 

versterkingen te bepalen. 

De uitwerking van lokale verbruiksprognoses is dan ook een onmisbare fase bij 

het opstellen van het Ontwikkelingsplan voor het elektriciteitnet. 

Die lokale verbruiksprognoses komen voort uit een vergelijkingsproces tussen 

twee informatiebronnen die elk vanuit een andere logica vertrekken, meer 

bepaald vanuit een “macro-economische” en een “micro-economische” 

invalshoek. 

De macro-economische informatie is gebaseerd op de energievooruitzichten van 

het Federaal Planbureau 14 . Bij de micro-economische benadering worden dan 

weer prognoses voor elk lokaal verbruik opgesteld op basis van 

geïndividualiseerde analyses, historische observaties en groeiverwachtingen die 

door de netgebruikers zelf worden aangekondigd. 

De confrontatie tussen beide informatiebronnen kan worden beschouwd als een 

synthese van enerzijds de “top-down” methode en anderzijds de “bottom-up” 

benadering. 

Figuur 2.1: Aanpak om de verbruiksprognoses op te stellen 

Hoe de lokale verbruiksvooruitzichten uitgewerkt worden, wordt hierna 

gedetailleerd beschreven. In deel 2.1 wordt het macro-economische 

referentiekader beschreven, namelijk de energievooruitzichten van het Federaal 

Planbureau. De micro-economische benadering met betrekking tot de 

modellering van het verbruik voor ieder lokaal afnamepunt en de integratie 

14 “Energievooruitzichten 2000-2020: Exporatieve scenario’s voor België”, Federaal Planbureau (Planning Paper 88), 

januari 2001. 


35

36 

ervan in het macro-economische kader wordt daarna uiteengezet in deel 2.2. In 

deel 2.3 tenslotte wordt een cijfermatig overzicht gegeven van de 

verbruiksvooruitzichten tegen het jaar 2006 en tegen het jaar 2009. 

2.1 ENERGIEVOORUITZICHTEN VOLGENS HET FEDERAAL 

PLANBUREAU 

Het macro-economische referentiekader dat werd gebruikt bij de berekening 

van de vooruitzichten van het lokaal verbruik, die werden opgesteld voor de 

behoeften van de ontwikkeling van het elektriciteitsnet, is gebaseerd op de 

energievooruitzichten voor België, zoals die door het Federaal Planbureau 

werden geformuleerd. Deze werden opgesteld met behulp van het PRIMES- 

model 15 . 

Wat de marktontwikkelingen betreft, neemt het Federaal Planbureau 

verscheidene varianten in overweging. De onderlinge verschillen tussen die 

varianten situeren zich op het vlak van macro-economische werkhypotheses, 

prijzen van energiegrondstoffen en politieke beleidskeuzes zoals de uitstap uit 

de kernenergie en de verplichtingen van het Kyoto-protocol. 

Voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden uit de varianten die in de 

werken van het Federaal Planbureau werden beschreven, twee varianten 

weerhouden: de “Kyoto-variant” en de “macro-economische variant”. Deze twee 

varianten leiden tot erg uiteenlopende vooruitzichten op het vlak van de 

evolutie van het elektriciteitsverbruik, waardoor een breed spectrum van 

mogelijke ontwikkelingen kan worden bestreken. Deze varianten sluiten 

overigens aan bij twee van de vier vraagscenario’s die de CREG in haar 

Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor Elektriciteit 2002-2011 

heeft opgenomen, namelijk de scenario’s die worden aangeduid met de namen 

“Beheersing van de vraag” en “Business as usual 16 ”. 

De “Kyoto-variant” leidt tot de meest gematigde perspectieven voor het 

Belgische elektriciteitsverbruik. Deze variant simuleert immers een Belgisch 

energiesysteem dat rekening houdt met de opgelegde beperking van CO2- 

emissies in het kader van het Kyoto-protocol, waartoe België zich heeft 

verbonden. 

De “macro-economische variant”, daarentegen, weerspiegelt een sterke stijging 

van het Belgische elektriciteitsverbruik. Enerzijds is deze variant gebaseerd op 

de hoogste economische groeiverwachtingen, die zich vooral na 2005 

15 PRIMES is een energiemodel dat de Europese energiemarkt in zijn geheel en de energiemarkten van de lidstaten op 

lange termijn simuleert (tegen het jaar 2030). Dit model is een instrument waarmee men de energiemarkt kan 

analyseren, voorspellingen kan maken over deze markt, rekening houdend met de verschillende varianten op het vlak 

van de externe omgeving (economische groei en structuur, prijs van de brandstoffen enz…). Bovendien kan men 

dankzij dit model de impact van politieke keuzen op het energievlak simuleren. Dit is een partieel evenwichtmodel, 

gebaseerd op de hypothese dat zowel producenten als consumenten op prijssignalen reageren. Het evenwicht wordt 

bereikt wanneer in ieder segment van het energiesysteem de prijs de vraag en het aanbod op dezelfde hoogte 

brengt. Het evenwicht wordt “partieel” genoemd omwille van het feit dat er geen feedback is van de energetische 

sfeer naar de economische sfeer. Het elektriciteitsverbruik vormt één van de segmenten van de endogeen gemaakte 

energiemarkt in PRIMES. Lezers die geïnteresseerd zijn in een volledige beschrijving hiervan, kunnen terecht in 

bijlage 1 van de Planning Paper 88 van het Federale Planbureau. 

16 Op te merken valt dat dit scenario grotendeels geïnspireerd is op de referentievariant van het Federaal Planbureau en 

afwijkt van de “macro-economische variant” die in dit document naar voren wordt geschoven. Wat het afgenomen 

vermogen betreft, is die afwijking echter verwaarloosbaar klein. Deze zou tegen het jaar 2006 slechts 0,5% en tegen 

het jaar 2009 1,5% vertegenwoordigen. 


nadrukkelijk in de industriële activiteiten zouden moeten doorzetten. Anderzijds 

houdt zij geen rekening met de beperkingen voortvloeiend uit de verbintenissen 

die België in het kader van het Kyoto-protocol is aangegaan. 

De netbeheerder heeft de opdracht om het net zo te ontwikkelen dat hij een 

adequate capaciteit kan waarborgen. Dit verantwoordt de keuze om de “hoge” 

variant op het vlak van de vooruitzichten van het elektrische verbruik te 

weerhouden. Zo kan hij het net dimensioneren dat het aan elk lokale afname 

kan voldoen, wat ook het niveau van de vraag is. 

Bovendien voorziet de methodologie voor de dimensionering van het net in twee 

fases in het Ontwikkelingsplan een “stevige” ontwikkeling op korte termijn en 

een “soepele” ontwikkeling op middellange termijn. Volgens deze hypothese kan 

redelijkerwijze ervan uit worden gegaan dat wanneer men een investering 

beslist door overschatting van het verbruik men slechts anticipeert op een 

investering die waarschijnlijk enkele jaren later toch zou moeten worden 

gerealiseerd. 

Het deel 2.1.1 overloopt kort de belangrijkste onderliggende hypotheses van 

deze twee varianten van de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau. 

De eruit voortvloeiende vooruitzichten voor het elektriciteitsverbruik en hun 

opsplitsing naar activiteitensectoren worden in deel 2.1.2 uiteengezet. 

2.1.1 BASISHYPOTHESES 

De ontwikkeling van het elektriciteitsnet is gebaseerd op de verwachtingen van 

het Federaal Planbureau, zoals vervat in de Planning Paper 88, waarvan de 

hypotheses in de volgende delen beknopt worden toegelicht. Deze hypotheses 

worden voor beide varianten (“Kyoto”-variant en “macro-economische” variant) 

gebruikt, met uitzondering van de veronderstelde groei van de Belgische 

economie. 

Economische groeihypotheses voor België 

De economische groeiverwachtingen voor het BBP waarop de simulaties voor de 

periode 2002-2009 zijn gebaseerd, situeren zich rond 2,3% per jaar voor de 

“Kyoto-variant” en rond 2,4% voor de “macro-economische variant”. 

In beide varianten wordt uitgegaan van een lichte vertraging van de 

economische groei tijdens het tweede gedeelte van de beschouwde periode ten 

opzichte van het eerste gedeelte. 

In de industrie zouden de activiteiten het sterkst groeien. Binnen die sector 

zouden vooral de energie-intensieve bedrijfstakken (chemie, staalnijverheid) 

bijzonder dynamisch voor de dag komen. 

Ook in de dienstensector zou de groei sterk zijn, zij het in iets mindere mate 

dan de groei van de industriële activiteiten. 


37

38 

Demografische hypotheses 

Op basis van de hypotheses dat, enerzijds, de gemiddelde grootte van de 

gezinnen kleiner zal worden 17 en, anderzijds, de Belgische bevolking zal 

toenemen 18 , zou het aantal gezinnen tijdens de periode 2002-2009 een 

gemiddelde aangroei van 0,5% per jaar kennen. 

Hypotheses met betrekking tot de prijzen van energieproducten 

Figuur 2.2 toont de onderliggende tendensen voor de internationale 

brandstofprijzen. De steenkoolprijs zou stabiel blijven, terwijl de prijsnoteringen 

van aardolie en aardgas na 2005 een stijging zouden laten optekenen. 

Figuur 2.2: Internationale brandstofprijzen (in constante Euro van 1990/toe) 

Klimaathypotheses 

Er wordt verondersteld dat de klimaatomstandigheden tijdens de beschouwde 

periode constant zullen blijven. Als referentie worden daarbij de 

klimaatomstandigheden gehanteerd die in 1995 werden opgetekend 19 . 

17 De gemiddelde gezinsgrootte wordt voor 2010 op 2,3 leden geraamd, daar waar zij in 2000 nog 2,4 leden bedroeg. 

Deze evolutie is sociaal-cultureel van aard en houdt verband met de opkomst van “atypische” gezinsvormen zoals 

éénoudergezinnen, alleenstaanden, gescheiden ouders enz. 

18 België zal in 2010 naar schatting 10,332 miljoen inwoners tellen, tegenover 10,281 miljoen in 2000. 

19 De klimaatomstandigheden worden gemodelleerd op basis van het aantal graaddagen, d.w.z. de som van de 

verschillen tussen 15°C en de gemiddelde dagtemperaturen, voor zover die laatste zich onder 15°C bevinden. 


2.1.2 VOORUITZICHTEN IN VERBAND MET HET ELEKTRICITEITSVERBRUIK 

Volgens de “Kyoto-variant” zou het Belgische elektriciteitsverbruik tijdens de 

periode 2002-2009 met gemiddeld 1,2% per jaar toenemen, om aan het einde 

van de beschouwde periode 88 TWh te bedragen. Volgens de alternatieve 

variant of de “macro-economische variant” zou het gemiddelde verbruik sneller 

toenemen, en wel met ongeveer 2,0% per jaar, wat in 2009 tot een totaal 

elektriciteitsverbruik van 93 TWh zou leiden. 

De figuur 2.3 toont de voorspelde evolutie van het Belgische 

elektriciteitsverbruik volgens beide varianten. 

Figuur 2.3: Voorspelde evolutie van het Belgische elektriciteitsverbruik tussen 2001 en 2009 volgens de 

“Kyoto-variant” en de “macro-economische variant” (in TWh) 

De structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik per activiteitensector, 

hierna de “sectorale structuur” genoemd, zal in beide beschouwde varianten in 

hoge mate gelijklopen en blijft betrekkelijk stabiel tijdens de beschouwde 

periode. Ze blijft immers gekenmerkt door een overwicht van de industrie – 

goed voor meer dan de helft van het totale elektriciteitsverbruik – en door een 

niet verwaarloosbaar aandeel van het huishoudelijke verbruik, dat bijna één 

derde van dat totale verbruik voor zijn rekening neemt. 

In de hiernavolgende delen worden de vooruitzichten op het vlak van het 

elektriciteitsverbruik geschetst, zoals die uit beide varianten naar voren komen 

en wel vanuit twee invalshoeken: 

• de sectorale structuur van het elektriciteitsverbruik van nu tot 2009; 

• de gemiddelde sectorale groeipercentages van het elektriciteitsverbruik tussen 

2002 en 2009. 


39

40 

Sectorale structuur van het Belgische elektriciteitsverbruik 

De sectorale structuren van het elektriciteitsverbruik die in beide varianten 

worden geprojecteerd, vertonen weinig verschillen. 

De grote tendensen, die zich tussen nu en 2009 aftekenen, zijn de volgende: 

• De industrie zal nog altijd het leeuwendeel van het elektriciteitsverbruik voor 

haar rekening nemen (53%). Binnen die sector zullen de chemische nijverheid 

en, in een mindere mate, de ijzer- en staalindustrie de grootste 

elektriciteitsvolumes verbruiken, aangezien beide bedrijfstakken alleen al goed 

zijn respectievelijk 19% en 8 tot 9% van het totale elektriciteitsverbruik in 

België. 

• Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen zal eveneens aanzienlijk blijven: de 

huishoudelijke verbruikers zullen ongeveer 28% van het totale 

elektriciteitsverbruik vertegenwoordigen. 

• Tenslotte en ondanks de forse toename die tijdens de beschouwde periode 

wordt opgetekend, zal het elektriciteitsverbruik van de dienstensector 

gematigd blijven in vergelijking met de industriële en huishoudelijke sectoren. 

De tertiaire sector zal hooguit 16 tot 17% van het totale elektriciteitsverbruik 

voor zijn rekening nemen. 

De tabellen 2.4 en 2.5 geven meer details over de geprojecteerde evolutie van 

het elektriciteitsverbruik (in GWh) tussen 2002 en 2009, respectievelijk voor de 

“Kyoto” en de “macro-economische” varianten. 

Tabel 2.4: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “Kyoto-variant”) 


Tabel 2.5: Eindverbruik van elektriciteit (GWh) (2002-2009, “macro-economische variant”) 

Sectorale groeipercentages tussen 2002 en 2009 

De gemiddelde jaargroei van het Belgische elektriciteitsverbruik over de periode 

2002-2009 zou volgens de “Kyoto-variant” 1,2% en volgens de “macro- 

economische variant” 2% bedragen. Dit groeiverschil tussen beide varianten 

wordt in dezelfde verhouding teruggevonden in de verschillende sectoren, op 

enkele uitzonderingen na, die met overschakelingen op andere brandstoffen te 

maken hebben. 

Bovendien moet erop gewezen worden dat de evolutie van de verscheidene 

sectoren binnen de beschouwde periode in beide varianten gelijklopend is, 

ondanks de onderliggende hypothese van een economische groeivertraging 

tijdens het tweede deel van de beschouwde periode. Deze vaststelling duidt op 

een toenemende elektrificatie van de Belgische economie. 

“Kyoto-variant” 

De tertiaire sector zou, met een gemiddelde stijging van 2,3% per jaar, de 

sterkste groei van het elektriciteitsverbruik vertonen. Deze trend zou kunnen 

wijzen op de economisch goede gezondheid van de dienstensector, maar ook op 

een minder uitgesproken daling van de globale energie-intensiteit van deze 

sector 20 in vergelijking met andere economische sectoren. 

20 Voor de periode 2000-2020 houden de energievooruitzichten van het Federaal Planbureau rekening met een 

gemiddelde daling van de energie-intensiteit (verhouding tussen het energieverbruik en de waarde van de productie) 

van 0,14% voor de dienstensector tegenover 1,74% voor de economie in haar geheel. 


41

42 

In de transportsector zou het elektriciteitsverbruik aan een betrekkelijk hoog 

groeiritme van gemiddeld 2,1% op jaarbasis toenemen. Deze hoge dynamiek 

kan worden verklaard door de toegenomen transportbehoeften, gekoppeld aan 

een intensiever gebruik van het spoorwegtransport, dat in hoge mate op 

elektriciteit is aangewezen, zowel voor het personen- als voor het 

goederenvervoer. 

Het elektriciteitsverbruik in de industrie zou weliswaar minder krachtig 

toenemen dan in de diensten- en transportsector, maar zou toch over de 

beschouwde periode nog een sterke toename kennen, met een gemiddelde 

groei van 1,6% per jaar. Een nadere analyse van de verschillende subsectoren 

leert ons dat de toename van het elektriciteitsverbruik in de industrie vooral 

door de chemische nijverheid en door de ijzer- en staalindustrie zou worden 

gedragen, niet alleen wegens hun gewicht, maar ook door hun sterke 

dynamiek: het gemiddelde elektriciteitsverbruik van deze sectoren zou op 

jaarbasis immers toenemen met respectievelijk 2,8% en 2,3%. In de overige 

industriële subsectoren zou er een heel wat bescheidener groei van het 

elektriciteitsverbruik worden opgemeten. 

Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen 21 zou in de “Kyoto-variant” een 

gemiddelde nulgroei op jaarbasis laten zien. Deze stagnatie vindt haar 

oorsprong in het gelijktijdig optreden van fenomenen, waarvan de 

respectievelijke weerslag op het huishoudelijke elektriciteitsverbruik elkaar 

compenseren: 

• Een toename van het elektriciteitsverbruik in de huishoudelijke sector als een 

gevolg van het groeiend aantal gezinnen. Deze impact zal nog worden 

versterkt door de stijging van het gemiddelde beschikbare inkomen, dat zowel 

een intensiever gebruik van huishoudelijke elektrische toestellen met zich 

brengt als een toename van te verwarmen woningoppervlaktes. 

• Een aantal fenomenen van structurele aard, die ertoe zullen leiden dat 

gezinnen minder elektriciteit zullen verbruiken, een verbetering van het 

energierendement van huishoudelijke elektrische toestellen, de omschakeling 

van elektriciteit op gas voor verwarmingsdoeleinden enz… 

“Macro-economische variant” 

De tertiaire sector zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld 3,7% per jaar 

zien toenemen. 

De transportsector, van zijn kant, zou zijn elektriciteitsverbruik met gemiddeld 

2,8% per jaar zien stijgen. Dit is een ietwat hoger groeitempo dan volgens de 

“Kyoto-variant”. In vergelijking met de andere activiteitensectoren is deze 

bijkomende toename van het elektriciteitsverbruik echter minder uitgesproken. 

De beperking van de CO2-emissies werkt in deze sector immers minder 

remmend op het elektriciteitsverbruik, aangezien een geringere CO2-uitstoot 

hier enkel kan worden bereikt door een hypothetische verbetering van het 

energierendement van andere transportmiddelen dan de spoorweg, die niet op 

elektriciteit aangewezen zijn. 

Het elektriciteitsverbruik van de industrie zou gemiddeld met 2,4% per jaar 

toenemen. Alle industriële sectoren, met uitzondering van de ijzer- en 

21 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode 

als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen) 


staalindustrie, zouden tot dit verschil bijdragen. Vooral voor de sectoren 

metaalverwerking, textiel, leder, kleding en raffinaderijen zou de “macro- 

economische variant” een hoger en zelfs aanzienlijk hoger elektriciteitsverbruik 

in het vooruitzicht stellen. 

Het elektriciteitsverbruik van de gezinnen 22 kan als stabiel worden omschreven, 

aangezien het een gemiddelde groei van amper 0,4% per jaar zou bereiken. Net 

als bij de “Kyoto-variant” zou de evolutie van het verbruik ook hier door elkaar 

opheffende fenomenen worden gekenmerkt. In de “macro-economische variant” 

is de impact van het beschikbare inkomen echter aanzienlijk krachtiger, wegens 

de optimistischere economische groeiverwachtingen. 

Overzichtstabel 

De tabel 2.6 geeft een overzicht van de jaarlijkse groeipercentages van het 

elektriciteitsverbruik tussen 2002 en 2009, naar sector uitgesplitst en 

respectievelijk voor de “Kyoto” en de “macro-economische” varianten. 

Tabel 2.6: Jaarlijkse groeipercentages van het elektriciteitsverbruik per sector (2002-2009) 

2.2 MODELLERING VAN HET VERBRUIK VOOR ELK LOKAAL 

AFNAMEPUNT 

Een van de grote uitdagingen bij de ontwikkeling van het net bestaat erin om 

een precies inzicht te verwerven in het chronologische gedrag van de lokale 

afnamepunten, die via dat net worden bevoorraad. Het verbruiksniveau van een 

lokaal afnamepunt schommelt immers aanzienlijk naargelang van het tijdstip 

van de dag, de dag van de week en het seizoen. 

Daarbij worden er aanzienlijke verschillen vastgesteld naargelang van het type 

van lokaal verbruik: 

22 De bestudeerde projecties staan volledig los van de klimaatomstandigheden die voor de beschouwde simulatieperiode 

als constant worden beschouwd (hypothese van ongewijzigd aantal graaddagen). 


43

44 

• Voor een lokaal verbruik van het “huishoudelijke” type is de schommeling van 

het verbruiksniveau in de loop van een dag betrekkelijk repetitief van dag tot 

dag, met hogere niveaus in de winter dan in de zomer en met een jaarlijkse 

piek in de winter omstreeks 18.00 u, wanneer de verwarmings- en 

verlichtingsbehoeften toenemen. 

• Voor een lokaal verbruik van het “tertiaire” type is de schommeling van het 

verbruiksniveau min of meer repetitief tijdens de werkdagen, terwijl de dagen 

van het weekend veeleer een atypisch verbruikspatroon vertonen. 

• Een lokaal verbruik van het “industriële” type is doorgaans constanter tijdens 

het volledige jaar. Toch zijn er over het algemeen verbruiksdalingen tijdens de 

vakantieperiodes vast te stellen. Soms zijn er ook verbruiksdalingen tijdens de 

ploegwissels van de arbeiders te registreren. Bij energie-intensieve industriële 

activiteiten kan de verbruikspiek eventueel ook ‘s nachts vallen 23 ,… 

De figuren 2.7 tot 2.10 illustreren de verbruikscurven voor verschillende types 

lokaal verbruik. Figuur 2.7 toont een curve van lokaal distributieverbruik, 

opgedeeld in een “huishoudelijk” en een “tertiair” verbruikstype. De drie andere 

figuren tonen verscheidene voorbeelden van lokale verbruikscurven van het 

“industriële” type. Deze verbruikscurven zijn representatief voor vier 

typedagen 24 en illustreren de vastgestelde verschillen tussen winter en zomer 

enerzijds en een werkdag en een zaterdag anderzijds. 

Figuur 2.7: Voorbeeld van lokaal distributieverbruik op vier typedagen 

23 Dit fenomeen is in principe het resultaat van tariefvoordelen die van de producenten werden bedongen. 

24 Winterse woensdag (27/11/2002) – winterse zaterdag (30/11/2002) – zomerse woensdag (10/7/2002) – zomerse 

zaterdag (13/7/2002) 


Figuur 2.8: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op 4 typedagen 

Figuur 2.9: Ander voorbeeld van lokaal industrieel verbruik op vier typedagen 


45

46 

Figuur 2.10: Voorbeeld van lokaal industrieel verbruik van het type “staaloven in nachtbedrijf” op vier 

typedagen 

De dimensionering van het elektriciteitsnet moet zodanig worden berekend dat 

in de mate van het mogelijke steeds voldoende capaciteit beschikbaar is om elk 

lokaal verbruik te dekken, ongeacht het verbruiksniveau. 

Om alle mogelijke verbruiksniveaus in aanmerking te nemen, zou idealiter met 

probabilistische modellen moeten worden gewerkt. Deze modellen zijn op dit 

ogenblik echter nog onvoldoende ontwikkeld voor de volledige dimensionering 

van het elektriciteitsnet. 

Vandaar dat in dit stadium voor de deterministische methode werd geopteerd. 

In het kader van dit plan is deze methode gebaseerd op twee werkingspunten 

van het net, die op het vlak van de capaciteitsbehoeften als kritiek worden 

beschouwd. Het gaat hier om: 

• het moment van de hoogste vraag, d.w.z. “op de piek”, dat inderdaad een 

kritiek moment vormt op het niveau van het net; 

• het moment van een lagere vraag, dat ongeveer 85% van de piekvraag 

bedraagt en dat overeenkomt met een situatie in het tussenseizoen, dus 

“buiten de piek”. Bij dit werkingspunt kan men rekening houden met een 

maximum belasting van sommige elementen van het net ten gevolge van de 

mogelijkheden voor een hogere invoer “buiten de piek” en het feit dat 

sommige productiemachines in de lagere spanningsnetten worden 

uitgeschakeld. 

In het vervolg van dit hoofdstuk wordt onder piek verstaan: de nationale piek. 


De moeilijkheid van de deterministische methode schuilt in de voorspelling van 

elk lokaal verbruik op het ogenblik van de piek. Dit varieert immers van jaar tot 

jaar, gezien het in sterke mate afhankelijk is van toevallige 

weersomstandigheden. 

Van de verbruikers en distributeurs wordt verwacht dat ze verbruiksprognoses 

meedelen met betrekking tot de piek van hun eigen lokaal verbruik 25 en de piek 

van de afnamepost waarop de lokale verbruikers zijn aangesloten. Op basis 

daarvan kunnen, ten behoeve van de dimensionering van het net, prognoses 

voor het lokale verbruik worden afgeleid “op de piek” en “buiten de piek”. 

De uitwerking van deze prognoses verloopt in meerdere fases, die hierna 

beknopt worden toegelicht en die in de volgende delen uitvoeriger aan bod 

zullen komen. Voor alle duidelijkheid wordt alleen de benadering voor de 

situatie “op de piek” beschreven. Ze is echter rechtstreeks overzetbaar bij de 

uitwerking van de prognoses van het lokale verbruik “buiten de piek”. 

Voor elk lokaal verbruik worden voor het afgelopen jaar en op basis van de 

ingezamelde observatiegegevens, twee waarden bepaald: 

• de maximale waarde van het afgenomen vermogen voor deze afnamepost; 

• de waarde van het afgenomen vermogen op datzelfde punt op het ogenblik 

van de piek. 

De verhouding tussen beide waarden levert een “participatiecoëfficiënt” in de 

piek op. Met behulp van deze coëfficiënt kunnen lokale verbruiksprognoses op 

het ogenblik van de piek worden bepaald, vertrekkend vanuit lokale 

verbruiksprognoses op het ogenblik van de lokale piek van elk afnamepunt zelf. 

Deze laatste data worden bepaald op basis van historische gegevens en 

intentieverklaringen van de klanten. De verkregen lokale verbruiksprognoses 

worden vervolgens gecorrigeerd om globaal zo goed mogelijk aan te sluiten op 

de prognoses van het elektriciteitsverbruik in België, die in het kader van de 

energievooruitzichten van het Federaal Planbureau werden opgesteld. 

2.2.1 ANALYSE VAN HISTORISCHE OBSERVATIEGEGEVENS 

De analyse van historische observatiegegevens verloopt volgens de hierna 

beschreven methodologie. Het komt erop aan om: 

• vermogensafnamegegevens uit het verleden in te zamelen en te valideren; 

• de afnamegegevens op de piek van de post te analyseren; 

• de afnamegegevens op de globale piek te analyseren; 

• op basis daarvan de participatiecoëfficiënt van elke belasting in de piek af te 

leiden. 

Inzameling en validering van vermogensafnamegegevens 

Om prognoses uit te werken met betrekking tot de verbruikstoename op elk 

afnamepunt van het net, moeten eerst de brutogegevens worden ingezameld en 

gevalideerd met betrekking tot de historiek van de vermogensafnames van elk 

lokaal afnamepunt en van de transformatiepost die dit afnamepunt bevoorraadt. 

25 Het Technische Reglement voorziet dat de gebruiker van het net aan de beheerder van het net de beschikbare 

planningsgegevens met betrekking tot de 7 jaren die op het lopende jaar volgen, bezorgt. Bovendien was de 

procedure voor de planning van het net in het kader van de uitrustingsplannen al gebaseerd op de raadpleging van de 

klanten met betrekking tot hun vooruitzichten voor de verbruikspieken. 


47

48 

Deze gegeven worden “tellingen” genoemd, zijn voor ieder kwartuur 

beschikbaar en zijn afkomstig van de meetpunten. 

Deze tellingen worden geanalyseerd om incoherenties en andere gebreken 

(ontbrekende waarden, uitzonderlijke waarden enz…) te detecteren. Ze worden 

gevalideerd en eventueel gecorrigeerd in overleg met de netgebruikers 

(rechtstreekse afnemers of distributeurs). 

Lokaal verbruik op de piek van de transformatorpost 

De gevalideerde gegevens van het voorbije jaar met betrekking tot het 

afgenomen vermogen op elk voedingspunt van het net worden geanalyseerd. 

Voor elke transformatorpost wordt het ogenblik van het jaar bepaald, waarop de 

post het zwaarst werd belast, d.w.z. de “asynchrone piek”, in die zin dat deze 

zich voordoet op een ander ogenblik van de globale verbruikspiek. 

Vervolgens worden de bijdragen bepaald van de verschillende lokale verbruiken, 

die door de transformatorpost worden gevoed op het ogenblik van zijn 

maximale belasting, d.w.z. de asynchrone vermogens 26 . 

Lokaal verbruik op het ogenblik van de globale piek 

Voor elk afnamepunt dat op het net is aangesloten, wordt ook het niveau van 

de vermogensafname op de globale piek bepaald, d.w.z. het “synchrone” 

vermogen. 

Participatiecoëfficiënt 

Voor elk lokaal verbruik wordt de verhouding tussen de “asynchrone” en 

“synchrone” vermogens bepaald, hierna “participatiecoëfficiënt” in de piek 

genoemd. 

2.2.2 “BRUTO”-PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK 

Lokale verbruiksprognoses op de piek van de respectieve afnamepunten 

Voor elke lokale verbruikersgroep die door het net wordt bevoorraad, worden er 

prognoses uitgewerkt van het afgenomen vermogen op het ogenblik van de piek 

van de post waarop de groep aangesloten is. Ze worden opgesteld op basis van 

het groeipercentage dat als volgt wordt geraamd: 

• voor het industriële segment wordt de verwachte toename van het verbruik 

door de eindafnemer zelf meegedeeld 27 ; 

• voor het verbruik van de distributie 28 bepaalt Elia, in overleg met de 

distributienetbeheerders, een groeipercentage dat meestal groter is dan nul. 

26 Voor het huishoudelijke verbruik wordt dit aandeel herleid tot een niveau dat overeenkomt met dat wat in het geval 

van “normale” temperaturen zou zijn bereikt. Deze correctie wordt enkel in het geval van negatieve temperaturen 

doorgevoerd. Hiermee wil men een al te sterke invloed van de temperatuur op het huishoudelijke verbruik 

neutraliseren, om met genormaliseerde en meer representatieve waarden te kunnen werken. 

27 Wanneer de gebruiker hierover geen gegevens verschaft, wordt een nulgroeipercentage gehanteerd. 


Lokale verbruiksprojecties op de piek 

Het vermogen dat tijdens de piek van de afnameposten door elke lokale 

verbruiksgroep wordt afgenomen, wordt met behulp van de 

“participatiecoëfficiënten” omgezet in afgenomen vermogen op het ogenblik van 

de piek. 

2.2.3 “DEFINITIEVE” PROGNOSES VAN LOKAAL VERBRUIK 

De “bruto”-prognoses met betrekking tot het lokale verbruik worden 

gecorrigeerd om zo goed mogelijk aan te sluiten op de prognoses van het 

elektriciteitsverbruik in België, die in het raam van de energievooruitzichten van 

het Federaal Planbureau werden opgesteld. 

Deze “bijsturing” gebeurt zo dat de verwachte evoluties op het vlak van lokaal 

verbruik verenigbaar zijn met: 

• de globale prognose van het nationale verbruik “op de piek” of “buiten de 

piek” 29 ; 

• de sectorale streefwaarden, berekend op basis van de sectorale 

groeipercentages die in het gehanteerde macro-economische scenario zijn 

opgenomen. 

2.3 DEFINITIE VAN VERBRUIKSSCENARIO’S 

Zoals in het begin van dit hoofdstuk werd aangestipt, is de dimensionering van 

het elektriciteitsnet onder meer gebaseerd op prognoses met betrekking tot de 

afnames van alle lokale verbruikersgroepen, die door het net “op de piek” en 

“buiten de piek” worden bevoorraad. Deze gegevens worden hierna per sector 

gebundeld, zowel voor de twee deelperiodes van het Ontwikkelingsplan die voor 

de ontwikkeling van het elektriciteitsnet werden beschouwd, als voor beide 

verbruiksvarianten die in aanmerking zijn genomen. 

Vooraleer de resultaten te becommentariëren, moet de aandacht worden 

gevestigd op de volgende elementen. Het niveau van een lokaal verbruik in 

functie van het tijdstip van het jaar en de dag, nl. zijn “profiel”, vertoont 

aanzienlijke verschillen naargelang van het beschouwde verbruikstype: 

industrie, gezinnen, handel enz. Deze “desynchronisatie” komt uiteraard ook tot 

uiting in de overeenkomstige sectorale totalen. Bijgevolg varieert het relatieve 

gewicht van de verschillende sectoren in het totale verbruik naargelang van de 

beschouwde referentieperiode. Dit verklaart waarom het relatieve aandeel, in 

termen van vermogen, van elke hierna besproken sector “op de piek” of “buiten 

de piek” aanzienlijk verschilt van het relatieve gewicht dat aan dezelfde 

sectoren wordt toegekend in deel 2.1, waarin het jaarlijkse energieverbruik 

onder de loep wordt genomen 30 . 

28 Vermogensafnames door de distributienetbeheerders die de eindverbruikers van de midden- en laagspanningsnetten 

bevoorraden. 

29 Ter herinnering: er worden twee reeksen plaatselijke verbruiksprognoses opgesteld: de ene weerspiegelt de bijdragen 

op het moment van de piek en de andere weerspiegelt de bijdragen op het moment dat het net het minste wordt 

belast (buiten de piek). 

30 De belangrijkste verschillen situeren zich op het niveau van het relatieve gewicht van de groep “gezinnen, tertiaire 

sector, klein- en middenbedrijf” enerzijds en van de industrie anderzijds. Zo weegt het verbruik van de groep, 


49

50 

2.3.1 “KYOTO-VARIANT” 

Van nu tot 2006 

Tegen 2006 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet 

“op de piek” geraamd op 14,1 GW. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire 

sector en de kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 9,4 GW 

afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden 

4,3 GW of 30% van het totale vermogen afnemen. Bij die laatstgenoemde 

verbruikscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie 

het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,6 en 1,2 GW. 

In 2006 zou het vermogen, dat “buiten de piek” wordt afgenomen, 12 GW 

bedragen. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en 

middelgrote ondernemingen zouden hiervan 7,7 GW voor hun rekening nemen, 

hetzij 65% van het verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden 

3,9 GW verbruiken, of 33% van het totale vermogen. De chemische nijverheid 

en de ijzer- en staalindustrie zouden met respectievelijk 1,6 en 1 GW het 

zwaarst op het verbruik blijven doorwegen. 


Tegen 2009 wordt het vermogen afgenomen van het Belgische elektriciteitsnet 



afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële verbruikers zouden 


verbruikscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie 

nog steeds het leeuwendeel voor hun rekening nemen met respectievelijk 1,7 

en 1,1 GW. 

Het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, wordt in 2009 op 

12,4 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de 

kleine en middelgrote ondernemingen zouden 8 GW afnemen, of 64% van het 

verbruikte vermogen. De industriële verbruikers zouden 4,1 GW of 33% van het 

totale vermogen verbruiken. Bij die laatstgenoemde categorie zouden de 

chemische nijverheid en de ijzer- en de staalindustrie respectievelijk 1,7 en 

1,1 GW voor hun rekening nemen. 

“gezinnen, tertiaire sector, kleine en middelgrote ondernemingen” aanzienlijk zwaarder door op het ogenblik van de 

nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het industriële verbruik daarentegen weegt minder zwaar door op het 

tijdstip van de nationale piek dan over het hele jaar genomen. Het tijdstip van de nationale piek (omstreeks 18.00 u 

op een winterdag) verklaart deze vaststelling, aangezien op dat ogenblik verscheidene huishoudelijke toepassingen 

gelijktijdig en massaal voorkomen (verlichting, bereiding van de maaltijd, verwarming). 


Figuur 2.11: Evolutie van het piekverbruik (globaal en sectoraal) – “Kyoto-variant” 

2.3.2 “MACRO-ECONOMISCHE VARIANT” 


Tegen 2006 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen 



afnemen, of 67% van het totale vermogen. De industriële afnemers zouden 


verbruikerscategorie nemen de chemische nijverheid en de ijzer- en 

staalindustrie het leeuwendeel voor hun rekening met respectievelijk 1,7 en 

1 GW. 

Het afgenomen vermogen “buiten de piek” wordt in 2006 op 12,5 GW geraamd. 

De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de kleine en middelgrote 

ondernemingen zouden 8,1 GW verbruiken, of 65% van het verbruikte 

vermogen. Het industriële verbruik zou 4 GW bedragen, of 32% van het totale 

vermogen. De chemische nijverheid en de ijzer- en staalindustrie zouden met 

respectievelijk 1,6 en 1 GW het zwaarst op het verbruik blijven doorwegen. 


51

52 


Tegen 2009 wordt het van het Belgische elektriciteitsnet afgenomen vermogen 



afnemen, of 66% van het totale vermogen. De industriële afnemers van hun 

kant zouden 4,7 GW verbruiken, of 30% van het totale vermogen. Bij die 

laatstgenoemde verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de 

ijzer- en staalindustrie de belangrijkste verbruikers blijven met een verbruik van 

respectievelijk 1,9 en 1,2 GW. 

Voor 2009 wordt het vermogen dat “buiten de piek” wordt afgenomen, op 

13,3 GW geraamd. De huishoudelijke verbruikers, de tertiaire sector en de 

kleine en middelgrote ondernemingen zouden samen 8,5 GW verbruiken of 64% 

van het verbruikte vermogen. De industriële afnemers van hun kant zouden 4,3 

GW verbruiken, of 32% van het totale vermogen. Bij die laatstgenoemde 

verbruikerscategorie zouden de chemische nijverheid en de ijzer- en 

staalindustrie respectievelijk 1,8 en 1,1 GW verbruiken. 

Figuur 2.12: Evolutie van het verbruik “op de piek” (globaal en sectoraal) – “Macro-economische variant” 


3 Evolutie van de 

productie 


53

54 


3.1 EVOLUTIE VAN HET PRODUCTIEPARK 

De uitwerking van prognoses over de evolutie van de elektriciteitsproductie is 

een belangrijke fase in het opstellen van het uitbreidingsprogramma van het 

elektriciteitsnet. Deze prognoses maken deel uit van de exogene gegevens die 

in de loadflow-modellen worden ingevoerd, om in een eerste fase knelpunten te 

lokaliseren en om vervolgens de versterkingen te bepalen die noodzakelijk zijn 

om de gewenste transportcapaciteit te verzekeren. 

Deze prognoses trachten de evolutie van het productiepark te bepalen. Ze 

hangen nauw samen met het energiebeleid van een land en worden dan ook 

hoofdzakelijk beïnvloed door keuzes die de overheid heeft gemaakt. Niettemin is 

de elektriciteitsproductie in een geliberaliseerde marktomgeving ook 

onderworpen aan de wetten van de markt en van de vrije mededinging. 

Artikel 3 van de wet van 29 april 1999 houdende de organisatie van de 

elektriciteitsmarkt belast de CREG met de uitwerking van een tienjaarlijks 

Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit, in 

samenwerking met het Bestuur voor Energie van het federale Ministerie van 

Economische Zaken. Dit programma moet om de drie jaar worden opgesteld. 

Het eerste Indicatief programma van de Productiemiddelen voor elektriciteit 

werd in januari 2002 door de CREG ter goedkeuring aan de Minister voorgelegd. 

Het werd in december 2002 goedgekeurd. 

Het productiepark waarvan dit Ontwikkelingsplan uitgaat, is gebaseerd op: 

• het productiepark van Electrabel, zoals dat in 2001 in haar jaarverslag werd 

omschreven; 

• de door CPTE geleverde inlichtingen; 

• de buitengebruikstelling van productie-eenheden, zoals officieel meegedeeld 

door Electrabel in januari 2000; 

• verscheidene inlichtingen: 

− afkomstig uit het Indicatief Programma van de Productiemiddelen voor 

elektriciteit, waaronder met name de prognoses op het vlak van de 

decentrale productie; 

− met betrekking tot de vergunningen voor productiemiddelen, die door de 

CREG werden toegekend; 

− afgeleid uit openbare aankondigingen, zoals bijvoorbeeld het bevriezen van 

de ingebruikneming van nieuwe productie-eenheden op de terreinen van 

Arcelor in Seraing. 

3.2 HYPOTHESES VAN HET INDICATIEF PROGRAMMA VAN DE 

PRODUCTIEMIDDELEN 

3.2.1 CENTRALE PRODUCTIE 

Wat de centrale productie betreft, verwijst het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen naar de gegevens, die de ondernemingen uit de sector 

hebben verstrekt over het bestaande productiepark en de aangekondigde 

planning van buitengebruikstellingen. 


55

56 

3.2.2 DECENTRALE PRODUCTIE 

Voor de decentrale productie werkt het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen met varianten inzake investeringen in hernieuwbare 

energiebronnen enerzijds en investeringen in kwalitatieve 

warmtekrachtkoppelingsinstallaties anderzijds. Voor beide methodes van 

decentrale productie wordt er een “lage” en een “hoge” variant in aanmerking 

genomen. 

Wat de warmtekrachtkoppeling betreft, is er nog een derde variant beschikbaar 

op basis van de gewestelijke beleidsplannen. 

Investeringsvarianten in hernieuwbare energiebronnen 

Hernieuwbare energiebronnen zijn een verzamelbegrip voor alle energie, die uit 

andere bronnen dan fossiele brandstoffen wordt opgewekt, met uitzondering 

van de kernenergie. Het Indicatief Programma van de Productiemiddelen 

beperkt het potentieel aan hernieuwbare energiebronnen in België tot de 

productie van windenergie en de valorisatie van biomassa, overeenkomstig de 

aanbevelingen van de Commissie AMPERE 31 . 

De waarden die verbonden zijn aan de “lage” variant stemmen op nationaal 

niveau overeen met de doelstellingen die Vlaanderen en Wallonië voor 2010 

hebben vooropgesteld, d.w.z. respectievelijk 5% en 8% van het 

elektriciteitsverbruik in deze Gewesten. 

De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, beantwoordt aan het 

geraamde productiepotentieel van deze energiebronnen tegen 2020, zoals dat 

vooropgesteld is door de Commissie AMPERE. Dit sluit aan op de nationale 

indicatieve doelstellingen van het Parlement en de Raad 32 , die de verschillende 

EU-lidstaten tegen 2010 moeten bereiken. 

Investeringsvarianten in warmtekrachtkoppeling 

Het principe van de gecombineerde productie van warmte en elektriciteit 

bestaat erin om de energie-inhoud van de brandstof optimaal te benutten om 

zowel een vereiste hoeveelheid warmte op te wekken aan een gegeven 

temperatuur als een maximale hoeveelheid elektrische energie. 

De exploitatie van warmtekrachtkoppelingseenheden wordt gestuurd door de 

warmtevraag. Bijgevolg is de productie van elektrische energie niet gestuurd 

door het elektriciteitsverbruik. 

De “lage” variant stemt overeen met het opgestelde vermogen dat als 

uitgangspunt wordt gehanteerd in de studie van de Europese Commissie 33 , die 

in maart 2001 werd uitgevoerd met betrekking tot de economische evaluatie 

31 Het AMPERE-verslag gaat ervan uit dat de overige hernieuwbare energiebronnen, d.w.z. waterkracht, fotovoltaïsche 

cellen, aardwarmte, getijdenenergie, alsook alternatieve energiebronnen (waterstof omgezet in brandstofcellen) in de 

loop van de komende twintig jaar slechts een marginale ontwikkeling zullen kennen. 

32 Richtlijn 2001/77/EG van het Europese Parlement en de Raad van 27 september 2001 betreffende de bevordering 

van elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op de interne elektriciteitsmarkt. 

33 “Economic Evaluation of Sectoral Emission Reduction Objectives for Climate Change”, K. Blok, D. de Jager, 

C.Hendricks, maart 2001. 


van de doelstellingen inzake sectorale emissiebeperkingen om de 

klimaatsverandering het hoofd te bieden. 

De “hoge” variant, die de periode tot 2011 bestrijkt, stemt overeen met het 

resterende nog op te stellen potentieel tegen 2020, zoals geciteerd door de 

Commissie AMPERE vanuit de veronderstelling van een voluntaristisch beleid, 

dat het moet mogelijk maken dit niveau tegen 2011 te bereiken. 

De variant “gewestelijke beleidsplannen” cumuleert de verschillende 

doelstellingen, die de Gewesten hebben voorgesteld met betrekking tot de 

productie van elektrische energie door kwalitatieve 

warmtekrachtkoppelingsinstallaties 34 . 

3.3 HYPOTHESES VAN HET ONTWIKKELINGSPLAN 

3.3.1 CENTRALE PRODUCTIE 

De hypotheses inzake centrale productie worden gedefinieerd in 

overeenstemming met deze die in het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen zijn opgenomen. 

Ze zijn gebaseerd op het productiepark zoals Electrabel dat in 2001 in haar 

jaarverslag heeft omschreven en op de inlichtingen van CPTE. 

Ze houden ook rekening met de buitengebruikstellingen die in januari 2000 

officieel door de producenten werden aangekondigd. Deze deklasseringen 

hebben betrekking op alle klassieke steenkoolgestookte eenheden en andere 

fossiele eenheden van 125 MW die in het bestaande productiepark voorkomen, 

met uitzondering van Rodenhuize 3. Volgende eenheden zouden buiten gebruik 

worden gesteld: 

• periode 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 en Awirs 4; 

• periode 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 en Ruien 4. 

De twee nieuwe eenheden die op de terreinen van Arcelor in Seraing waren 

gepland, met name twee gasturbines van telkens 44 MW die op het 70 kV-net 

zouden worden aangesloten, zijn voorlopig afgevoerd. Daartegenover staat dat 

de twee gasturbines en de stoomturbine van Le Val in Seraing met een 

vermogen van 450 MW in 220 kV zullen ingezet blijven. Dit vermogen zou zijn 

herleid tot 220 MW, indien met de twee nieuwe eenheden op de site van Arcelor 

werd rekening gehouden. 

Bovendien gaat het productieplan ervan uit dat de volgende eenheden in bedrijf 

zijn: 

• alle gasturbines met gecombineerde cyclus (STEG) die in 2000 in bedrijf 

waren; 

• alle klassieke gasgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Kallo 1 en Kallo 2, 

Ruien 6, Rodenhuize 4; 

• alle klassieke steenkoolgestookte eenheden van 300 MW, d.w.z. Langerlo 1, 

Langerlo 2 en Ruien 5; 

• Rodenhuize 3, een klassieke steenkoolgestookte eenheid van 125 MW. 

34 De cijfers zijn ook opgenomen in deel 3.3.2 


57

58 

Ook de nieuwe eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 

2005 zijn gepland, zijn in de hypotheses van het productieplan opgenomen. De 

onderstaande tabel 3.1 geeft een overzicht van de belangrijkste kenmerken van 

deze nieuwe eenheden. 

Tabel 3.1: Kenmerken van de productie-eenheden die in 2002 in bedrijf zijn genomen of die voor 2004 of 

2005 gepland zijn 

In termen van off-shore productie van windenergie zijn de hypotheses 

gebaseerd op officiële aankondigingen van potentiële off-shore 

windenergieprojecten in de Noordzee en op de hypotheses inzake hernieuwbare 

energiebronnen, die door de Gewesten zijn gedefinieerd en in scenario K7 van 

het Indicatief Programma van de Productiemiddelen zijn opgenomen. De 

hypotheses in termen van opgesteld vermogen worden in de onderstaande tabel 

3.2 samengevat 35 . 

Tabel 3.2: Hypothese inzake het opgestelde vermogen van off-shore windturbineparken 

3.3.2 DECENTRALE PRODUCTIE 

De hypotheses inzake decentrale productie worden gedefinieerd in 

overeenstemming met deze die door de Gewesten werden vooropgesteld. Ze 

35 Wat het productieplan betreft, wordt verondersteld dat 60% van het opgestelde vermogen op de “piek” aanwezig is. 


zijn opgenomen in scenario “K7” van het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen. 

Hypotheses op het vlak van hernieuwbare energiebronnen 

De voorspelde evolutie van de hernieuwbare energiebronnen 36 is gebaseerd op 

de “hoge” variant van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. 

Deze prognoses worden in de onderstaande tabel 3.3 samengevat. 

Tabel 3.3: Evolutie van het opgestelde vermogen aan hernieuwbare energiebronnen (windenergie en 

biomassa) in vergelijking met 2001 

De verdeling tussen de windenergie en de valorisatie van de biomassa werd in 

het Vlaamse Gewest bepaald pro rata van de prognoses van hun respectieve 

evolutie tegen het jaar 2004. In het Waalse Gewest werd de verdeling gemaakt 

op basis van de aanvragen van studies voor de aansluiting van windturbines. 

Tabel 3.4 hieronder geeft de evolutiehypotheses weer voor de windenergie 37 per 

gewest. Het saldo van de opgestelde hernieuwbare energiebronnen, namelijk 

het verschil tussen het park van de hernieuwbare energiebronnen en het 

windmolenpark, komt overeen met de valorisatie van de biomassa. 

36 Uitgaande van de nationale prognoses vervat in het Indicatief Programma van de Productiemiddelen werden er 

gewestelijke prognoses opgesteld op basis van indicatoren, die door de volgende documenten werden aangereikt: 

• le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (Ministère de la Région wallonne, 

mars 2002); 

• het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000). 

37 Qua productieplan, op de piek beschouwt men op basis van de beschikbare gegevens over de wind een 

aanwezigheidspotentieel van: 

• 60% voor de off-shore windturbines 

• 37.5% voor de on-shore windturbines in het Vlaamse gewest 

• 34.5% voor de on-shore windturbines in het Waalse gewest 


59

60 

Tabel 3.4: Evolutie van het opgestelde vermogen van het windmolenpark 

Hypotheses op het vlak van warmtekrachtkoppeling 

De voorspelde evolutie van de investeringen in kwalitatieve 

warmtekrachtkoppelingsinstallaties in België steunt op de variant “gewestelijke 

beleidsplannen” van het Indicatief Programma van de Productiemiddelen. 

Op gewestelijk niveau zijn indicatieve waarden beschikbaar. De hypotheses 

inzake warmtekrachtkoppeling zijn op die gegevens gebaseerd. Tabel 3.5 bevat 

een overzicht van de voorspelde evolutie van de warmtekrachtkoppeling. 

Tabel 3.5: Evolutie van het opgestelde vermogen van warmtekrachtkoppelingsinstallaties 

Hypotheses met betrekking tot de inplanting van decentrale productie- 

eenheden 

De decentrale productie wordt als volgt ingeplant: 

• eenheden waarvoor aansluitingsaanvragen zijn ingediend, worden in het 

loadflow-model toegewezen aan de netknooppunten waarop ze zullen worden 

aangesloten; 


• het saldo van het vermogen, waarvan de inplanting nog niet is gedefinieerd, 

wordt gelijkmatig gespreid over het 70-26 kV-net in Vlaanderen en in 

Wallonië, om geen enkel knooppunt te bevoordelen of te benadelen. 

3.4 VOORUITZICHTEN MET BETREKKING TOT DE IMPORT 

De vrijmaking van de markten leidt ertoe dat tussen verschillende landen 

interconnectielijnen voor capaciteit ter beschikking worden gesteld voor de 

internationale handel in elektriciteit. De netto import van elektriciteit kende 

onlangs een sterke groei. De geïmporteerde elektriciteit is grotendeels uit 

Frankrijk afkomstig. 

In deze context onderzoekt het Ontwikkelingsplan ook de ontwikkelingen die 

nodig zijn om de mogelijkheden van België op het vlak van de import te 

vergroten. 

De maximum importniveaus die worden beschouwd, zijn de volgende: 

• tegen 2006: 3700 MW; 

• tegen 2009: 4700 MW. 

Het is duidelijk dat deze hoge importniveaus sterk het importpotentieel van 

Nederland 38 beperken. 

3.5 DEFINITIE VAN PRODUCTIESCENARIO’S 

Op basis van de hypotheses die in deel 3.3 werden beschreven, werden er twee 

basisscenario’s voor het productieplan ontwikkeld, in samenhang met de eerder 

beschreven verbruiksscenario’s, met name de “Kyoto-variant” en de “macro- 

economische variant” 39 . Voor ieder van deze scenario’s werden de twee 

termijnen van het plan beschouwd: de periode tegen 2006 en de periode tegen 

2009. Uit een nadere gegevensanalyse blijkt dat beide scenario’s nauwelijks van 

elkaar verschillen, zowel tegen 2006 als tegen 2009. 

De basisscenario’s die voortvloeien uit de confrontatie van een gemiddeld 

basisproductiepark 40 in België op de piek en het Belgische verbruik op de piek 

worden geïllustreerd in deel 3.5. In de delen 3.5.2 tot 3.5.5 worden de 

varianten beschreven van het productiepark die op deze basisscenario’s werden 

gebouwd. 

Sommige van deze varianten kunnen met de tijdsperiodes van het plan in 

verband worden gebracht: 

• de varianten die samenhangen met de openstelling van de markt, houden 

bijvoorbeeld rekening met de realisatietermijnen van de nodige investeringen; 

• de impact van het uitstel van de buitengebruikstelling van bestaande 

eenheden die gepland is tegen 2005-2006. 

38 De onderlinge afhankelijkheid van de Belgische en Nederlandse import wordt meer in detail beschreven in 

hoofdstuk 4. 

39 Naamgeving door het Federaal Planbureau 

40 Onder gemiddeld productiepark verstaan we het productiepark waarbij in economische orde de productiegroepen 

opgesteld zijn, die in een normale situatie ingezet worden, met uitzondering van piekeenheden (zoals tubojets, 

gasturbines met open cyclus, ...) 


61

62 

Andere zijn dan weer volledig onafhankelijk: de zoektocht naar gunstige 

plaatsen voor de installatie van nieuwe eenheden wordt in hoge mate bepaald 

door het bestaande transportnet en heeft dus weinig te maken met de 

tijdsperiodes van het plan. Hetzelfde geldt voor de projecten voor de nieuwe 

eenheden of voor het uitstellen van de buitengebruikstelling van bestaande 

eenheden, die worden bepaald door wijzigingen in het productiepark, waarvan 

de tijdsperiode onzeker blijft. 

3.5.1 BASISSCENARIO’S 

“Kyoto-variant” – Tegen 2006 en 2009 

Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, is een minimum import 

van 436 MW nodig tegen het jaar 2006. Het opgestelde vermogen van het 

productiepark 41 zou – exclusief piekeenheden en met inachtneming van de 

aangekondigde buitengebruikstellingen – moeten volstaan tegen het jaar 2009. 

Deze raming is gebaseerd op de hypothese van een totale benutting, op de 

piek, van het opgestelde vermogen van nieuwe eenheden, van welke aard ook: 

klassiek, off-shore windturbines en decentraal (warmtekrachtkoppeling en 

hernieuwbare energiebronnen). 

De figuren 3.6 en 3.7 illustreren de scenario’s voor het productieplan die 

respectievelijk werden weerhouden tegen het jaar 2006 en 2009 voor de 

“Kyoto-variant”. 

Figuur 3.6: Productieplan op de piek tot en met 2005, in MW – “Kyoto-variant” 

41 De beschikbare vooruitzichten m.b.t. het productiepark zijn optimistisch: het ingezet vermogen houdt rekening met 

de primaire reserve maar niet met de behoeften aan secundaire reserve. 


Figuur 3.7: Productieplan op de piek tot en met 2008, in MW – “Kyoto-variant” 

“Macro-economische variant” – Tegen 2006 en 2009 

Om het verbruik en de verliezen op de piek te dekken, zal er minstens 900 MW 

moeten worden geïmporteerd om het deficit van het opgestelde vermogen van 

het Belgische productiepark te dekken, exclusief piekeenheden en met 

inachtneming van de aangekondigde buitengebruikstellingen. Dit geldt zowel 

voor de tijdsperiode tot 2006 als voor de tijdsperiode tot 2009. 

De benuttingsgraad is gebaseerd op dezelfde hypothese als dewelke in het 

kader van het “Kyoto-scenario” wordt gehanteerd. 

De figuren 3.8 en 3.9 illustreren de scenario’s voor het basisproductieplan tot en 

met 2006 en 2009, uitgaande van de “macro-economische variant”. 


63

64 

Figuur 3.8: Productieplan op de piek tot het jaar 2006, in MW – “Macro-economische variant” 

Figuur 3.9: Productieplan op de piek tegen het jaar 2009, in MW – “Macro-economische variant” 

3.5.2 SCENARIO’S “VERHOGING VAN DE IMPORT” 

In de context van de vrijstelling van de elektriciteitsmarkten worden eveneens 

scenario’s voor “verhoging van de import” bestudeerd die rekening houden met 

hogere importniveaus dan degene die resulteren van het verschil “Belgisch 

productiepark – Belgisch verbruik”. Deze variant toont de ontwikkelingen van 


het net aan die nodig zijn om de Belgische elektriciteitsmarkt open te stellen en 

die minder afhankelijk te maken van het Belgische productiepark. 

Deze scenario’s houden rekening met realistische maximum importniveaus die 

mogelijk zijn gelet op de investeringen die tegen de beschouwde tijdsperiodes 

zouden kunnen gerealiseerd worden: 

• 3700 MW tegen het jaar 2006; 

• 4700 MW tegen het jaar 2009. 

De opbouw van deze scenario’s is gebaseerd op het stilleggen van de minst 

economische machines van het Belgische productiepark en hun compensatie 

door injecties op een knooppunt van een buurland. In die optiek is het 

importniveau de doorslaggevende parameter. Er hoeft tussen de varianten 

(“Kyoto” of “macro-economisch”) dan ook geen onderscheid te worden 

gemaakt. 

Doordat het Belgische importpotentieel in sterke mate afhankelijk is van het 

importniveau van Nederland, werd er een gevoeligheidsstudie uitgevoerd om de 

impact van de transit Frankrijk-Nederland te evalueren op de 

importmogelijkheden in België. 

3.5.3 SCENARIO’S “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLINGEN” EN 

“STILLEGGING VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIE-EENHEDEN – 

2009” 

Gezien de snelle wijzigingen van de economische omgeving en de 

veranderingen in de organisatie van de elektriciteitsmarkt in België zouden de 

buitengebruikstellingen van productie-eenheden 42 die hiervoor werden 

beschreven, kunnen worden uitgesteld. Dat is de reden waarom het volledig 

uitstellen van de aangekondigde buitengebruikstellingen ook als variant wordt 

overwogen voor het basisscenario tegen 2006. 

Bovendien zouden het kunnen gebeuren dat tegen 2009 afhankelijk van de 

versterking van de capaciteit van de interconnectielijnen tussen Frankrijk en 

België en/of de ontwikkeling van de decentrale productie, de producenten 

eenheden buiten gebruik zouden moeten stellen om een economische reden: de 

impact van de stillegging van de productie-eenheden van Kallo, Langerlo, 

Rodenhuize en Ruien werd geëvalueerd als een variant voor het basisscenario 

tegen 2009. 

3.5.4 SCENARIO’S “GUNSTIGE LOKALISATIES VOOR DE EENHEDEN” 

In tegenstelling tot de scenario’s “openstelling van de markt”, werden als 

variant voor het basisgeval daarentegen scenario’s bestudeerd waarin naar 

gunstige locaties wordt gezocht voor de productie-eenheden in België, die de 

versterking van het net zoveel mogelijk beperken. 

42 De lijst met de buitengebruikstellingen die in januari 2000 officieel door de producenten werden meegedeeld, vindt u 

in deel 3.3.1. 


65

66 

3.5.5 SCENARIO’S “PROJECTEN VOOR NIEUWE PRODUCTIE-EENHEDEN” 

De ontwikkelingen van het net die nodig zijn of die vermeden worden bij de 

uitvoering van gekende projecten van nieuwe grote productie-eenheden vormen 

een laatste variant. 


4 De Belgische 

transacties in de 

internationale 

context 


67

68 


4.1 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN VERSCHILLENDE LANDEN 

4.1.1 BELGIË IN HET MIDDEN VAN EUROPA 

Het Belgisch elektrisch systeem maakt deel uit van een geïnterconnecteerd 

systeem dat zich uitstrekt van Portugal tot Polen. De beschikbare 

transmissiecapaciteit op de grenzen wordt mede bepaald door de topologie van 

het Europese net (dit wil zeggen de werking van elementen 43 die in dienst zijn 

en de wijze waarop ze met elkaar verbonden zijn) en de uitwisselingen tussen 

derde zones. Belangrijke elementen daarbij zijn de buitendienststellingen van 

elementen in het 380/220 kV-net, met inbegrip van transmissielijnen en 

belangrijke productie-eenheden zowel in eigen land als in de ons omliggende 

landen. Zo zal bijvoorbeeld de capaciteit op de Zuidgrens sterk beïnvloed 

worden door wat er op de grenzen tussen Nederland, Frankrijk, Duitsland, 

Zwitserland en Groot-Brittannië gebeurt. 

Voor België kunnen deze externe omstandigheden een zeer belangrijke invloed 

hebben. België ligt immers tussen landen die doorgaans veel elektrische stroom 

invoeren (Nederland en Duitsland) of uitvoeren (Frankrijk). 

De geografische positie van België in het hart van het Europese transportnet ligt 

aan de basis van belangrijke niet-genomineerde stromen die voor Elia een 

belangrijk element van onzekerheid vormen in de berekening van de 

uitwisselingscapaciteit met onze buurlanden. Uit ervaring weten wij dat deze 

niet-genomineerde 44 stromen bijzonder groot zijn in de zomer en op feestdagen 

die enkel in een gedeelte van Europa worden gevierd. 

Op figuur 4.1 staan de fluxen weergegeven die voortvloeien uit een transactie 

van 100 MW tussen Duitsland en Italië. Hierbij stellen we vast dat 22 MW – of 

22% van het vermogen dat van Duitsland naar Italië wordt vervoerd – 

doorheen België loopt. Bij een belangrijke storing in het Europese net (b.v. 

wanneer er onverwacht een productie-eenheid in Nederland, Duitsland of 

Frankrijk zou uitvallen), veranderen deze transitfluxen onmiddellijk en 

ingrijpend de fluxen op het Belgische net. 

43 netelementen of grootschalige productie-eenheden 

44 fluxen die over het net lopen zonder aan de netbeheerder meegedeeld te zijn (“nomineerd”) 


69

70 

Figuur 4.1: Flux voortvloeiend uit een commerciële transactie van 100 MW tussen Duitsland en Italië 

4.1.2 DEFINITIES 

De definities en berekeningmethodes die Elia toepast, zijn deze zoals bepaald 

door ETSO, de vereniging van Europese netbeheerders 45 . 

De definities komen vereenvoudigd neer op: 

Total Transfer Capacity (TTC) 

De maximale capaciteit die voor uitwisseling van elektriciteit beschikbaar is 

tussen netten in aan elkaar grenzende geografische zones zonder dat de 

veiligheid van het net in het gedrang komt, en onder voorbehoud van feiten of 

nieuwe informatie die aan de netbeheerder wordt meegedeeld door de 

marktpartijen of door andere netbeheerders. 

45 Op de website van ETSO (www.etso-net.org) vindt U een document waarin een volledige omschrijving wordt gegeven 

van de vermelde definities. 


Transmission Reliability Margin (TRM) 

De minimale reserve waarover de netbeheerder op de transmissielijnen moet 

beschikken om in geval van nood andere landen waarmee zijn net direct of 

indirect verbonden is, te kunnen helpen. 

Net Transfer Capacity (NTC) 

De capaciteit die beschikbaar is voor commerciële transacties. 

4.1.3 METHODIEK OM DE CAPACITEITEN TE BEPALEN 

Om aan de markt een bepaalde NTC ter beschikking te stellen, past de 

netbeheerder volgend principe toe: 

NTC = TTC – TRM 

TRM 

Elia reserveert gewoonlijk 250 MW op elke grens voor onderlinge internationale 

hulp in het kader van de exploitatieregels van UCTE (Union pour la Coordination 

du Transport d’Electricité). In geval dat er één of meerdere productie-eenheden 

in één of meerdere landen onverwacht uitvallen, wordt dit gebrek aan productie 

dat hieruit voortvloeit, onmiddellijk gecompenseerd door een verhoging van de 

productie in de centrales van alle andere geïnterconnecteerde landen. De TRM- 

reserve laat toe om een deel van deze energie door het Belgisch net, en de 

andere Europese netten, te transporteren. 

TTC 

De TTC is niet gelijk aan de som van de capaciteiten van de individuele 

grenslijnen per grens. De elektriciteitsstromen verdelen zich immers op een 

onevenwichtige wijze over de individuele onderdelen van het transmissienet. 

Bovendien wordt rekening gehouden met het zogenaamde N-1 criterium: het 

net moet nog steeds uitbaatbaar blijven wanneer er zich een onvoorziene 

uitschakeling voordoet. 

Om de TTC tussen twee netten te berekenen bepaalt iedere netbeheerder een of 

meerdere basisscenario's. Elk scenario komt overeen met een toestand van het 

elektrisch systeem zoals deze zich in de voorgaande jaren, maanden of dagen 

heeft voorgedaan. Elke toestand geeft op de belangrijkste elektrische 

verbindingen elektriciteitsstromen in functie van waar elektriciteit geproduceerd 

en verbruikt wordt, zowel in België als in onze buurlanden. De netbeheerder 

houdt voor deze landen rekening met dit deel van het elektrisch systeem dat 

vermoedelijk een invloed uitoefent op de verdeling van de elektrische stromen 

in zijn eigen net. Vertrekkend van deze scenario's worden simulaties van 

vermogensuitwisselingen tussen naburige zones uitgevoerd, die erop gericht 

zijn de elektriciteitsstromen binnen het net te evalueren, om zodoende de 

waarde van de “Total Transfer Capacity” of TTC te bepalen. 


71

72 

Invloed van niet-genomineerde fluxen 

Aangezien de netten uit continentaal Europa zeer sterk met elkaar verbonden 

zijn (we noemen dit "vermaasde netten") tracht de netbeheerder rekening te 

houden met de elektrische stromen die vermoedelijk over zijn net zullen vloeien 

zonder dat hij hiervan noodzakelijkerwijs vooraf op de hoogte is gebracht. Deze 

elektriciteitsstromen worden gewoonlijk niet-genomineerde stromen, 

parallelstromen of kringstromen genoemd. Zij vloeien fysisch over het net maar 

zijn niet aangemeld ("genomineerd") bij de netbeheerder. Zij zijn het resultaat 

van transportcontracten die worden gesloten tussen marktpartijen en andere 

netbeheerders zonder rekening te houden met de fysische realiteit. 

Figuur 4.2: Voorbeeld van een transit van 100 MW van Frankrijk naar Duitsland over het UCTE-net op een 

gegeven moment – weergave van de fysische en contractuele fluxen 

Figuur 4.2 toont een commerciële transactie tussen Frankrijk en Duitsland en de 

door deze transactie in het volledige Europese net teweeggebrachte fluxen. 

Voor de beschouwde nettoestand merkt men dat 22% van het vermogen via 

België gaat. Dit percentage varieert op ieder moment in functie van de energie, 

die in ieder knooppunt van het net wordt geproduceerd en verbruikt, en van de 

configuratie van het UCTE-net. 

Het is ook interessant vast te stellen dat dezelfde fluxen zouden worden 

voortgebracht door twee gelijktijdige commerciële transacties: de verkoop van 


100 MW door Frankrijk aan Zwitserland en de verkoop van 100 MW door 

Zwitserland aan Duitsland. 

In de studies voor de netontwikkeling, gaat men ervan uit dat alle gegevens 

over de productie en het verbruik bekend zijn. Zij worden zowel voor België als 

voor de buurlanden vastgelegd. Toch gaat het hier om een ideale situatie, die 

men in de reële exploitatie niet aantreft. De huidige marktregels laten iedere 

economische marktspeler immers toe om vrij een “contractuele weg” te kiezen, 

die het afnamepunt met het leveringspunt van de elektriciteit verbindt. Dit 

verschil tussen de “contractuele weg” en de “fysische weg” geeft aanleiding tot 

“niet-geïdentificeerde fluxen”. 

Overigens kunnen ook de transacties binnen een land een invloed hebben op de 

fluxen in een ander land: zo stellen we regelmatig vast dat de fluxen, die 

doorheen België gaan, schommelen in functie van het productieplan in Duitsland 

of Frankrijk. 

De transactiecapaciteiten worden dus in hoge mate beïnvloed door de 

transacties en de productieplannen in alle landen van het Europese 

interconnectienet en vooral in de buurlanden. 

Invloed van de faseverschuivers 

Faseverschuivers maken het mogelijk de energietransporten op 

hoogspanningslijnen continu tussen bepaalde waarden te regelen. Bij een juiste 

inplanting van meerdere faseverschuivers, b.v. op de verbindingslijnen tussen 

België en Nederland wordt het mogelijk de niet-geïdentificeerde fluxen in 

belangrijke mate te beperken. Hierdoor kunnen de marges tussen de fysisch 

beschikbare transmissiecapaciteiten en deze, die aan de markt onder 

bedrijfszekere omstandigheden kunnen toegekend worden, beperkt worden. 

Dit voorstel wordt in het hoofdstuk 7 verder ontwikkeld. 

4.1.4 METHODE VOOR DE SIMULATIE VAN TRANSACTIES 

De studies in verband met de netontwikkeling zijn gebaseerd op de simulatie 

van de fluxen doorheen het net. Daarvoor moeten ze zich baseren op de 

gegevens van alle transacties tussen de landen die deel uitmaken van het 

UCTE 46 -net. De beheerders van de nationale netten beschikken niet over al deze 

gegevens. Daarom wordt het referentie UCTE-net wel beschouwd als een 

realistische startsituatie. Hierin vindt men de import- of exportsaldo’s per land, 

die overeenkomen met een werkingspunt 47 tijdens de winter. 

Teneinde beter de onzekerheid te beheren van de gegevens over de 

internationale transacties en van de evolutie van de elektriciteitsnetten in de 

buurlanden, worden er studies voor de netontwikkeling uitgevoerd met behulp 

van scenario’s die heel uiteenlopende toestanden simuleren. De simulaties 

leveren, voor iedere bestudeerde toestand, de elektriciteitsfluxen op de 

belangrijkste elektrische verbindingen op in functie van de respectieve 

lokalisatie van de productie en het verbruik van elektriciteit, en dit zowel in 

België als in de buurlanden. 

46 Union of the Coordination of Transmission of Electricity 

47 Het concept van het werkingspunt wordt in hoofdstuk 5 gedetailleerd beschreven (deel 5.1.2) 


73

74 

Bij de simulatie van een transactie tussen twee landen wordt de productie in het 

importerende land verlaagd door een aantal productie-eenheden stil te leggen 

en de productie in het exporterende land verhoogd. Het exporterende net wordt 

vaak voorgesteld door één enkel knooppunt, dat dan met de term 

“compensatieknooppunt” wordt aangeduid. 

Naargelang van de knooppunten die hierbij worden gekozen, verdelen de fluxen 

zich op verschillende manieren. Zo stellen we bij een exporttransactie van 

Frankrijk naar België het volgende vast: 

• een stijging van de productie in het oosten van Frankrijk (Vigy) zet de 380 kV- 

verbinding tussen Lonny en Achène meer onder druk dan de verbinding tussen 

Avelgem en Avelin; 

• een stijging van de productie in het westen van Frankrijk heeft het 

tegenovergestelde effect. 

Een voorbeeld: wanneer er vanuit Frankrijk 100 MW naar België moet worden 

geïmporteerd, variëren de fluxen over de zuidgrens, van 75 tot 62% (en 25 tot 

38% voor de noordgrens) naargelang van het feit dat de productie in het 

westen of in het oosten van Frankrijk gecompenseerd wordt. 

4.1.5 BEREKENDE TRANSACTIECAPACITEITEN 

De door de studies voor netdimensionering bepaalde transactiecapaciteiten zijn 

maximumwaarden. Zij worden immers berekend voor een werkingspunt tijdens 

de winter, d.w.z. op een moment dat het volledige net in dienst is en met 

producties en verbruiken die duidelijk bepaald zijn in de landen van de UCTE. 

Bij een normale exploitatie worden deze voorwaarden bijna nooit vervuld: 

• er zijn wijzigingen in de netconfiguratie veroorzaakt door de 

buitendienststelling van elementen door incidenten of werkzaamheden; 

• het werkelijke productiepark verschilt van het referentieproductiepark; 

• de verbruikswaarden wijken af van de weerhouden prognoses; 

• de netbeheerder voorziet een marge om niet-geïdentificeerde fluxen te 

kunnen opvangen. 

4.1.6 VALORISATIE VAN HET BLINDVERMOGEN 

De contracten die tussen de verschillende marktspelers werden afgesloten, 

hebben alleen betrekking op het actieve vermogen. Het transport kan echter 

niet gebeuren zonder een degelijke spanningshuishouding, meer bepaald door 

het beheer van het blindvermogen. Het is dan ook absoluut nodig om 

mechanismen te voorzien voor de valorisatie van de blindenergie. 

4.2 TRANSACTIECAPACITEIT TUSSEN BELGIË EN DE BUURLANDEN 

Het Belgische net is gelegen tussen landen die gewoonlijk veel elektrische 

energie importeren (Nederland, Duitsland) of exporteren (Frankrijk). Bovendien 

zijn het Belgische en het Nederlandse erg afhankelijk van elkaar: op de 

noordgrens van België doet zich eerder zelden een congestie voor, terwijl dat bij 

de zuidgrens wel vaak het geval is. Bovendien heeft de bewuste keuze van 


Nederland, om een groot deel van haar elektriciteitsverbruik door import te 

dekken, rechtstreekse gevolgen voor het Belgische net. 

Aan de zuidgrens van België beschikt Frankrijk tegenwoordig over belangrijke 

overschotten in de elektriciteitsproductie, die zo goed mogelijk op de Europese 

markt worden gevaloriseerd. Deze situatie, in combinatie met de wil van 

Nederland om zoveel mogelijk elektriciteit te importeren, veroorzaakt een 

belangrijke transit tussen Frankrijk en Nederland. Deze transit gaat uiteraard 

deels via België. 

Onder meer in samenwerking met TenneT en RTE werden studies uitgevoerd 

om de limieten van het interconnectienet te bepalen als nog meer elektriciteit 

door België en Nederland geïmporteerd wordt. 

In de volgende delen vindt u de belangrijkste conclusies van verscheidene 

studies: 

• studies over de elementen die de transacties op de netten in de Benelux- 

landen beperken. Deze studies werden gezamenlijk met TenneT uitgevoerd 

voor de situatie in 2003, dus zonder versterking van de interconnectielijnen 

tussen Frankrijk en België; 

• een gevoeligheidsstudie over de invloed van de flux tussen het Verenigd 

Koninkrijk en Frankrijk op het potentieel van België om elektriciteit vanuit 

Frankrijk te importeren; deze gevoeligheidsstudie werd uitgevoerd in het 

kader van de studie voor de versterking van de interconnectielijnen tussen 

Frankrijk en België tegen het jaar 2006, met versterking van de 

interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens; 

• een studie over de invloed van de lokalisatie van het compensatieknooppunt 

(een knooppunt dat de herkomst van de geïmporteerde elektriciteit kenmerkt) 

op de verdeling van de fluxen over de interconnectielijnen. Deze studie werd 

uitgevoerd voor het jaar 2009. 

4.2.1 VRAGEN IN VERBAND MET DE IMPORT 

Onderlinge afhankelijkheid van de transactie op het net in de Benelux 

Doordat de nationale netten zo sterk met elkaar gekoppeld zijn, kunnen de 

respectieve importniveaus van België en Nederland uit het Zuidoosten van 

Europa niet afzonderlijk van elkaar worden beschouwd. Vanuit het oogpunt van 

de import moet het net van de Benelux-landen dan ook als één geheel worden 

beschouwd. 

Als de interconnectielijnen aan de Frans-Belgische grens niet worden versterkt, 

bedraagt de importcapaciteit van de Benelux tegen het jaar 2003 48 vanaf het 

Zuidoosten van Europa 49 6.000 MW rekening houdend met het criterium 

“n-1” 50 . 

48 De situatie van het Belgische net tegen het jaar 2003 wordt in hoofdstuk 6 beschreven. 

49 Men aanvaardt overbelastingen tot 10% op de lijnen, wat overeenkomt met de seizoensgebonden capaciteit die voor 

de winter werd bepaald. 

50 Het criterium “n-1” wordt nader toegelicht in hoofdstuk 5. 


75

76 

Invloed van de herkomst van de import 

De studies over de limietwaarden van het net ten opzichte van potentiële extra 

import van België en Nederland beschouwden verschillende lokalisaties in 

Frankrijk, Zwitserland, Duitsland en Polen. 

Hieruit vloeit voort dat het herkomstland van de elektrische energie, de 

importcapaciteit als volgt beïnvloedt: 

• in de meeste gevallen doen er zich congesties voor aan de zuidgrens van 

België; 

• als de Franse productie eerder in het westen dan in het oosten van Frankrijk is 

geconcentreerd, doen de problemen zich eerder voor op de verbinding 

Avelgem-Avelin dan op Moulaine-Aubange; 

• op de Belgisch-Nederlandse interconnectielijnen (de lijnen Zandvliet-Borssele, 

Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht en Meerhout-Maasbracht) 

worden zelden congesties vastgesteld. 

Als erg grote hoeveelheden elektriciteit van Duitsland naar de Benelux worden 

geïmporteerd, worden de verbindingen Maasbracht (NL) - Siersdorf (D) en 

Maasbracht (NL) - Rommerskirchen (D) knelpunten, ondanks het feit dat op de 

Duits-Nederlandse grens in Meeden en Gronau faseverschuivers werden 

geïnstalleerd. 

Op figuur 4.3 worden de verschillende interconnectielijnen, waarvan hierboven 

sprake is, weergegeven. 

Figuur 4.3: Interconnectielijnen van het Belgisch net met de buurlanden 


4.2.2 VRAGEN IN VERBAND MET ANDERE DOORSLAGGEVENDE TRANSACTIES 

Invloed van transacties tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk 

Hoewel we uit historische gegevens kunnen afleiden dat het Verenigd Koninkrijk 

meestal ongeveer 2.000 MW elektriciteit vanuit Frankrijk importeert, zien we 

ook steeds vaker dat die fluxen in de tegenovergestelde richting gaan. 

Wanneer de fluxen in omgekeerde richting gaan door de internationale 

gelijkstroomverbinding tussen Frankrijk en het Verenigd Koninkrijk (import van 

1.000 MW door Frankrijk vanuit het Verenigd Koninkrijk), wordt het net in het 

noorden van Frankrijk en op de as Avelgem-Avelin zwaarder belast. In deze 

toestand wordt de importcapaciteit van België beperkt met ongeveer 500 MW 

op de piek en met ongeveer 900 MW buiten de piek in vergelijking met de 

situatie waarbij er 2.000 MW naar Groot-Brittannië wordt geëxporteerd. 

Invloed van de transacties tussen Frankrijk en Duitsland 

De transacties tussen Frankrijk en Duitsland beïnvloeden de transits in het net 

van de Benelux. Transacties, die in dezelfde richting worden uitgevoerd als de 

Belgische of de Nederlandse import, verminderen de importcapaciteit van 

België. 

4.3 HET EUROPEES INTERCONNECTIENET 

Ontwikkeling van het Europees interconnectienet 

Elke netbeheerder ziet de ontwikkeling van de internationale verbindingen in het 

kader van de behoeften van zijn net en van zijn markt. Het is niettemin nodig 

dat alle ontwikkelingen van de verschillende landen ergens gecoördineerd 

zouden worden. Deze taak wordt gedeeltelijk opgenomen door de Europese 

Commissie, die nog onlangs in een beslissing de interconnecties vastgelegd 

heeft die prioritair voor Europa moeten ontwikkeld worden 51 . 

Beheer van de congesties 

Een Ontwikkelingsplan heeft niet de opdracht om de marktmechanismen te 

bespreken, die nodig zijn om de beschikbare capaciteiten op een billijke manier 

te verdelen, allereerst tussen de netten van de verscheidene landen en dan 

tussen de marktspelers. 

Niettemin moet men beseffen dat versterkingen van internationale verbindingen 

weinig zin hebben, als ze niet door aangepaste mechanismen begeleid worden. 

Zo worden binnen ETSO gedetailleerde voorstellen bestudeerd en uitgewerkt, 

om de beschikbare transactiecapaciteiten tussen netten op een economisch 

doeltreffende manier uit te baten (bijvoorbeeld: de gecoördineerde veiling van 

beschikbare capaciteiten). Geïnteresseerden kunnen de documenten raadplegen 

51 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of 

guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC. 


77

78 

die op website van ETSO ter beschikking gesteld worden, die al op deel 4.1.2 

vermeld werd. 


5 Criteria voor de 

ontwikkeling van het 

transmissienet 


79

80 


De eerste stap in de dimensionering van het net bestaat erin knelpunten op te 

sporen. Dit zijn kritieke punten, waar de technische ontwikkelingscriteria niet 

langer gerespecteerd worden bijvoorbeeld omwille van de evolutie van: 

• het elektriciteitsverbruik; 

• het productiepark; 

• de internationale transacties. 

Zodra deze kritieke punten opgespoord zijn, worden de netversterkingen 

bepaald, die noodzakelijk zijn om de vereiste capaciteit te blijven waarborgen. 

Hiervoor wordt – naast technische parameters – eveneens rekening gehouden 

met zowel economische criteria als met de impact van de netinvesteringen op 

het leefmilieu. Dit moet uiteindelijk leiden tot de beste oplossing voor de 

gemeenschap. 

5.1 TECHNISCHE CRITERIA VOOR DE DIMENSIONERING VAN HET 

TRANSMISSIENET 

5.1.1 BESCHRIJVING VAN HET LOAD-FLOWMODEL 

Om een model te ontwikkelen van een elektriciteitsnet worden verscheidene 

berekeningsinstrumenten gebruikt: 

• een loadflow-model; 

• een berekeningsmodel voor het kortsluitvermogen 52 in elk knooppunt van het 

net; 

• een model voor de statische en dynamische stabiliteit van het net 53 ; 

• een model voor de spanningsstabiliteit 54 . 

Het model voor het verloop van de fluxen dient om een simulatie te maken van 

de load-flows op een of meer specifieke werkingspunten 55 . Een werkingspunt 

wordt gekenmerkt door een bepaalde netconfiguratie, een bepaalde 

samenstelling van het productiepark, een bepaalde import- en transitsituatie en 

een zeker belastingsniveau voor elk totaal verbruik. 

Om een netmodel uit te werken moeten een aantal gegevens bekend zijn over: 

• de netelementen en de wijze waarop ze met elkaar geschakeld zijn; 

• de injectiebronnen in het net: met name de productie-eenheden en de 

elektriciteitsimport; 

• de lokale verbruiken en afnames op het net. 

In de delen 5.1.1 tot 5.1.3 hierna wordt dieper ingegaan op de hiertoe 

noodzakelijke gegevens. 

52 Het kortsluitvermogen is een conventionele waarde gelijk aan het product van de nominale spanning en de 

kortsluitstroom (de stroom ontstaan bij een rechtstreekse aarding van de drie fasen). 

53 Onder de statische en dynamische stabiliteit van een net wordt verstaan de mate waarin dat net in staat is om de 

synchrone werking van de productie-eenheden te waarborgen, zowel bij lichte als zware storingen. 

54 Met het model voor de spanningsstabiliteit kan worden nagegaan of de spanningsdalingen veroorzaakt door de 

energietransfers tussen de knooppunten van het net, zelfs bij een incident, binnen aanvaardbare normen blijven. 

55 Het begrip “werkingspunt” wordt gedetailleerd omschreven in het vervolg van dit hoofdstuk, in deel 5.1.2 


81

82 

Netmodel 

Het net beheerd door Elia 

Voor de berekening van de load-flows is een databank nodig die de 

karakteristieken van alle netelementen op de spanningsniveaus van 380 kV tot 

26 kV omvat, met inbegrip van hun schakelschema. 

Deze gegevens omvatten de elektrische kenmerken (weerstand, inductantie, 

capaciteit,…) van elk netelement, alsook hun werkingslimieten (nominaal 

vermogen, kortsluitvastheid,…). 

De buitenlandse netten 

Het Belgische net maakt onlosmakelijk deel uit van een groter geheel: het 

UCTE-net en de daarmee verbonden netten. Een analyse van de werking van 

het Belgische net dient dan ook rekening te houden met deze buitenlandse 

netten. 

De gegevens over deze netten worden verzameld volgens de procedures 

vastgelegd in onderling overleg tussen de verschillende netbeheerders en 

uitgewerkt binnen de UCTE. Zo geven de verschillende landen geen volledig 

beeld van hun netten, maar een vereenvoudigde voorstelling. Voor de delen die 

de interconnectiefluxen slechts in beperkte mate beïnvloeden, wordt een 

equivalent schema gebruikt. 

Elia maakt nog een verdere vereenvoudiging van dit Europese net: enkel een 

kring rondom België wordt volledig voorgesteld; de rest van Europa wordt sterk 

geschematiseerd. 

Voor de berekeningen gebruikt Elia altijd de meest recente configuratie van het 

UCTE-net. 

Model van het productiepark en van de import 

Belgisch productiepark 

Het model voor de load-flows in het elektriciteitsnet maakt ook gebruik van een 

aantal gegevens over de productie-eenheden, met name hun nominaal 

vermogen, hun kortsluitinductantie, hun statisme voor actieve vermogen en 

voor blindvermogen hun werkingsgebied en hun werkingspunt. 

Import van elektriciteit 

Wanneer de productie en het verbruik in het Belgische systeem niet in 

evenwicht zijn, voorziet het programma compensatie vanuit een knooppunt, dat 

voor een vrij neutrale verdeling van de fluxen over de Frans-Belgische en de 

Nederlands-Belgische grenzen zorgt 56 . 

56 Indien nodig worden ook varianten onderzocht. 


Model van de afnames 

De berekening van de load-flows gebeurt op basis van een voorstelling van de 

afnames opgetekend in elk te onderzoeken knooppunt van het net voor het 

betreffende werkingspunt. 

Behalve indien expliciet anders voorzien, wordt de voeding van een 

netgebruiker altijd afgebeeld met een hoofdvoeding en slechts één hulpvoeding. 

5.1.2 METHODES VOOR DIMENSIONERING 

Bij de traditionele methodes wordt het net gewoonlijk op basis van de 

“belastingspiek” gedimensioneerd. 

Met belastingspiek wordt bedoeld: 

• bij de dimensionering van de 380 kV- tot en met 150 kV-netten: de nationale 

belastingspiek, die overeenstemt met het maximaal opgevraagd vermogen in 

de loop van een jaar 57 ; 

• bij de dimensionering van de netten met een lagere spanning dan 150 kV, 

namelijk deze op 70 kV t.e.m. 26 kV: de belastingspiek voor de invloedzone 

van het bestudeerde lokale net 58 ; 

• bij de dimensionering van de aansluiting van verbruikers: de lokale 

belastingspiek 59 . 

Om rekening te houden met werkingscondities, waar bepaalde netelementen 

en/of productie-eenheden buiten bedrijf zijn wegens onderhoud, bepaalt men 

een werkingspunt “buiten de piek”. Het is immers nuttig om de belastingen voor 

dit werkingspunt te verifiëren waarvoor in principe: 

• de import- en/of transitvolumes hoger 60 liggen dan bij de “nationale piek”; 

• de nominale capaciteiten van de netelementen verlaagd zijn ten opzichte van 

de omstandigheden tijdens de winter. 

Het werkingspunt “buiten de piek” wordt conventioneel bepaald als het 

dagelijkse punt op een moment van het jaar waarop het verbruik zo ver is 

gedaald dat het gevraagde vermogen nog 85% bedraagt van de nationale 

verbruikspiek. 

Overigens kunnen er zich voor een bepaald werkingspunt (“op de piek” of 

“buiten de piek”) verschillende toestanden van het net voordoen, die allemaal 

kunnen worden onderzocht. Zo onderzoekt men enerzijds de verschillende 

werkingspunten van het net in zijn toestand van “volledige beschikbaarheid”, 

d.w.z. wanneer alle elementen van het net en alle productie-eenheden in de 

bestudeerde situatie beschikbaar zijn. Anderzijds onderzoekt men ook die 

werkingspunten in het net in toestanden die met de term “toestand met 

57 In de Noord-Europese landen valt de nationale belastingspiek gewoonlijk tijdens een koude, donkere periode. Waar 

een intensief beroep wordt gedaan op airconditioning, zoals bijvoorbeeld in Californië, verplaatst de nationale 

belastingspiek zich naar de zomer, tijdens hittegolven. 

58 De belastingspiek van een bepaalde zone ligt gewoonlijk hoger dan de belasting van deze zone op het ogenblik van 

de nationale belastingspiek 

Het tijdstip van de belastingspiek van lokale netten is afhankelijk van de aard van de belastingen aangesloten op dit 

net. 

59 De netgebruiker is in principe als enige verantwoordelijk voor de prognose van de waarde en het tijdstip van zijn 

individuele belastingspiek. De netbeheerder controleert alleen of de gegeven voorspellingen plausibel zijn. 

60 Het potentieel aan productie tegen lage kost is in onze buurlanden immers hoger buiten de piek dan op de piek. 


83

84 

incidenten” wordt aangeduid en die worden gekenmerkt door het verlies van 

netelementen en/ of productie-eenheden. 

De volgende delen geven een omschrijving van de werkingspunten en 

toestanden van het net die voor de simulaties worden weerhouden. 

Beschrijving van de geanalyseerde werkingspunten 

Het net wordt bestudeerd “op de piek” en “buiten de piek”. 

Bij het onderzoek van het werkingspunt “buiten de piek” wordt rekening 

gehouden met drie verschillende werkingspunten: 

• het basiswerkingspunt “buiten de piek”; 

• twee andere werkingspunten “buiten de piek” die toelaten de impact te 

onderzoeken van de onbeschikbaarheid wegen onderhoud van volgende 

elementen: 

- de grootste eenheid van de zone en 

- ieder element (lijnen of transformator) van het 380 kV-net dat deel uitmaakt 

van het interconnectienet. 

Voor elk werkingspunt (“op de piek” en “buiten de piek”), worden er 

verschillende varianten voor de transit over het net onderzocht. 

In alle gevallen wordt het evenwicht tussen de productie en het verbruik op het 

compensatieknooppunt hersteld. 

Werkingspunt “op de piek” 

Op de piek wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van het 

productiepark beschikbaar zijn 61 . 

Het productieplan 62 wordt door de producenten opgesteld. Indien dit niet 

beschikbaar is, maakt de netbeheerder zelf een economische stapeling op basis 

van de beschikbare gegevens en de gekozen hypotheses. Zo worden alleen 

eenheden ingezet die in normale omstandigheden werken, zonder de 

piekeenheden, zoals turbojets, gasturbines in open cyclus,... 

Basiswerkingspunt “buiten de piek” 

“Buiten de piek” wordt verondersteld dat alle infrastructuren van het net en van 

het productiepark beschikbaar zijn, net zoals “op de piek”. 

Het beschouwde productieplan is hetzelfde als het plan dat werd omschreven 

voor het werkingspunt op de piek. De werkingspunten van de eenheden zijn zo 

aangepast, dat de productie met het verbruiksniveau in evenwicht wordt 

gebracht. 

61 Bij de piek onderzoekt men geen situaties met geprogrammeerde onbeschikbaarheden. 

62 Het Productieplan bepaalt de keuze van de productie-eenheden in dienst 


Werkingspunt “buiten de piek”, waarbij de grootste eenheid van de 

zone niet beschikbaar is 

Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt de TNB werkingspunten 

uit waarbij de grootste eenheid van de zone niet beschikbaar is. Voor die 

werkingspunten vervangt men in principe de stilgelegde productie-eenheid door 

één of meer productie-eenheden die niet worden gebruikt in het productieplan 

voor het basiswerkingspunt “buiten de piek” 63 . 

Werkingspunt “buiten de piek” met onbeschikbare elementen in het 

380 kV-net 

Op basis van het werkingspunt “buiten de piek” werkt het TNB werkingspunten 

uit waarbij 380 kV-netelementen – lijnen of transformatoren – niet beschikbaar 

zijn. Indien nodig wordt het productieplan aangepast, zodat het element in 

kwestie buiten dienst kan worden gesteld. 

Transitvarianten 

Op basis van de werkingspunten “op de piek” en “buiten de piek” zonder 

onbeschikbaarheid, onderzoekt men in de mate van het mogelijke de impact 

van verschillende niveaus van transitfluxen via ons net – bijvoorbeeld tussen 

Frankrijk en Nederland. 

Beschrijving van de onderzochte toestanden 

Op een bepaald werkingspunt kunnen zich verscheidene te onderzoeken 

nettoestanden voordoen: 

• de gezonde toestand: een ideale toestand waarin alle voorziene netelementen 

en productie-eenheden in bedrijf zijn; 

• alle toestanden met “enkelvoudig incident”, gekenmerkt door het verlies van 

één element (netelement of productie-eenheid); 

• alle toestanden met “dubbel incident”, gekenmerkt door het verlies van één 

productie-eenheid in combinatie met ofwel een andere productie-eenheid 

ofwel een netelement; 

• alle toestanden met incident op een 380 kV-railstel. 

Gezonde nettoestand 

De gezonde toestand is een ideale toestand waarin alle netelementen en 

productie-eenheden beschikbaar worden geacht, behalve de elementen, die 

volgens de planning uitdrukkelijk als buiten dienst worden voorzien. 

Voor ieder bestudeerd werkingspunt wordt het net op de meest efficiënte 

manier uitgebaat zowel wat de onderlinge schakeling van de verscheidene 

netelementen 64 als de spanningsregeling 65 betreft. 

63 Men aanvaardt dat er verplichte productie-eenheden zijn. 

64 De schakeling van de netelementen behelst: 

• het aansluiten van de netelementen op één of ander railstel; 

• de werking van de railstellen in gekoppelde of ontkoppelde toestand; 

• de buitendienststelling van bepaalde verbindingen (openen van de verbindingen aan één of andere kant). 

65 De spanningsregeling betekent: 

• inzetten van de blindvermogenproducties:productie-eenheden, condensatorbatterijen, Static Var Compensator,...; 

• instellen van de stappenregelaars op de transformatoren. 


85

86 

De gezonde toestand geldt als basistoestand voor alle andere toestanden, die 

het gevolg zijn van incidenten, zoals hierna beschreven. 

De nettoestanden bij “enkelvoudig incident” 

Met “enkelvoudig incident” of “N-1 incident” wordt bedoeld het verlies van één 

productie-eenheid of één netelement 66 : bovengrondse lijn, ondergrondse kabel, 

transformator, condensatorbatterij, enz. 

Voor de simulatie van de enkelvoudige incidenten worden alle elementen van 

het Belgische net in aanmerking genomen. Ook de elementen van buitenlandse 

netten die door hun nabijheid in geval van incident een belangrijke invloed op 

het Belgische net kunnen hebben, worden in incidentsimulaties opgenomen. 

In de simulatie van een enkelvoudig incident is het niet toegestaan om het even 

welke schakeling uit te voeren om de gevolgen 67 van dat incident te beperken. 

De nettoestanden bij “dubbel incident” 

Een “dubbel incident” of “N-2 incident” wordt gekenmerkt door het verlies van 

twee elementen: één productie-eenheid, ofwel samen met een andere 

productie-eenheid ofwel met één netelement. Deze benadering is 

gerechtvaardigd, omdat het waarschijnlijker is dat een productie-eenheid 

onbeschikbaar wordt dan een netelement. 

Vermits het weinig waarschijnlijk is dat zich simultaan twee netincidenten 

voordoen, wordt voor de simulatie het volgende schema gehanteerd: 

• het eerste incident is het verlies van een productie-eenheid; 

• een enkelvoudige schakeling 68 is toegestaan om de bedrijfszekerheid te 

herstellen; 

• het tweede incident is ofwel een productie-eenheid ofwel een netelement. 

In het Belgische net wordt nooit het “mastincident” beschouwd: er wordt dus 

verondersteld dat de verscheidene draadstellen of circuits, die op dezelfde 

masten aangelegd zijn, niet samen kunnen uitvallen. Dit valt te rechtvaardigen 

door de zeer lage waarschijnlijkheid van dergelijk incident. 

De nettoestanden bij “incidenten met railstellen” in 380 kV 

Een “railstelincident” verwijst naar het verlies van een railstel in een 380 kV- 

post. Een railstel wordt hierbij in de strikte zin gedefinieerd, d.w.z. als een rails- 

gedeelte zonder vermogenschakelaar. 

66 Met uitzondering van railstellen die afzonderljik behandeld worden. 

67 In de 36 kV en 30 kV-netten wordt niettemin een uitzondering gemaakt voor automatische schakelingen tengevolge 

van het verlies van een netelement. Deze schakelingen worden door een automaat uitgevoerd zonder enige 

menselijke tussenkomst. 

68 Een enkelvoudige schakeling is een schakeling die alleen van de verloren productie afhankelijk is en niet van de 

nettopologie en die verbonden is aan het verlies van de productie: 

• door het openen of sluiten van één vermogenschakelaar; 

• door de overschakeling van één netelement van een railstel op het andere in een HS-post die met gescheiden 

railstellen wordt geëxploiteerd; 

• door het verhogen of verlagen van de productie van blindvermogen op een productie-eenheid. 


Combinaties van werkingspunten en toestanden 

De werkingspunten “buiten de piek” met onbeschikbaarheid van 380 kV- 

netelementen worden uitsluitend onderzocht voor de gezonde toestand en voor 

de enkelvoudige incidenten. 

Alle andere beschouwde werkingspunten van het net worden onderzocht voor 

de gezonde toestand en voor alle toestanden ten gevolge van een enkelvoudig 

incident, een dubbel incident en een incident met railstellen. 

5.1.3 ONTWIKKELINGSCRITERIA 

De werking van een elektrisch net wordt door verschillende parameters 

gekenmerkt: 

• de waarden van de fluxen op het net, namelijk: 

− de fluxen, die bepaalde toelaatbare drempels niet mogen overschrijden; 

− de spanningsniveaus in elk knooppunt van het net, die binnen een gegeven 

bereik rond de nominale waarde moeten blijven; 

− de productie van de eenheden, die binnen het voorziene werkingsdomein 

moet blijven, zowel op het vlak van actief vermogen als van blindvermogen; 

• het kortsluitvermogen; 

• de stabiliteit van het net tegenover een spanningsinstorting; 

• de dynamische en statische stabiliteit. 

Voor elke nettoestand zijn grenswaarden vastgelegd voor elk van deze 

parameters. Een net beantwoordt aan de ontwikkelingscriteria als voor de 

onderzochte toestand de waarden van alle parameters in alle load- 

flowsimulaties onder de limietwaarden of binnen het vooropgestelde bereik 

blijven. 

De parameters van de netfluxen 

De parameters, die het verloop van de netfluxen bepalen, zijn de stromen in elk 

netelement, de waarde van de spanning in elk knooppunt en de behoeften aan 

blindvermogen. 

Transportcapaciteit en het overschrijden van die capaciteit 

De transportcapaciteit van een bovengrondse lijn of een ondergrondse kabel 

wordt gekenmerkt door de nominale stroom, deze van een transformator door 

zijn nominaal vermogen. De nominale stroom of het nominaal vermogen zijn 

vastgelegd in overeenstemming met de geldende normen, en dit voor 

welbepaalde omstandigheden inzake omgevingstemperatuur en andere externe 

factoren. Zo wordt voor bovengrondse lijnen rekening gehouden met de 

windsterkte en de zonnestraling en voor ondergrondse kabels met de wijze van 

aanleg, alsook met de thermische weerstand van de grond. 

Voor bepaalde incidenttoestanden worden grotere marges aanvaard tegenover 

de verschillende limietwaarden, om rekening te houden met het buitengewoon 

karakter van het incident. 

De toelaatbare capaciteit schommelt met de seizoenen; bij de analyse van een 

toestand wordt met deze schommelingen rekening gehouden. De capaciteit van 


87

88 

een netelement is beperkt door zijn opwarmingslimiet. Deze limiet is zelf 

rechtstreeks afhankelijk van de omgevingstemperatuur. Op dit ogenblik worden 

alleen voor de bovengrondse lijnen seizoengebonden capaciteiten toegepast 69 . 

Spanningsniveau 

De spanning tussen twee knooppunten in het net moet binnen een toelaatbaar 

werkingsgebied blijven. Dit werkingsgebied is breder voor toestanden ten 

gevolge van een dubbel incident of een incident met railstellen dan voor de 

gezonde toestand en de toestanden ten gevolge van een enkelvoudig incident. 

Productie van blindvermogen 

De productie van blindvermogen van de eenheden moet binnen een 

aanvaardbaar werkingsgebied 70 blijven, tussen een maximum en een minimum 

waarde. 

De gekozen aanpak bestaat erin de producties van blindvermogen te laten 

regelen via de spanningsregelaars van de productie-eenheden en erop toe te 

zien dat ze binnen het toelaatbare bereik 71 blijven. 

Driefasig kortsluitvermogen 

Het driefasig kortsluitvermogen wordt beperkt door de bestaande uitrustingen in 

de HS-posten. Bovendien leggen de Technische Reglementen maximale 

ontwerpwaarden op voor de verscheidene spanningsniveaus. 

Met ontwikkelingsberekeningen wordt nagegaan of de berekende 

kortsluitstromen in geen enkel knooppunt de grenswaarden van het Technisch 

Reglement overschrijden. Indien de ontwerpwaarden van bepaalde uitrustingen 

in een HS-post overschreden worden, moeten oplossingen worden gezocht, 

ofwel om de waarden van de kortsluitstromen in dat knooppunt te verminderen, 

ofwel om de uitrustingen te vervangen die deze beperkingen veroorzaken. 

Spanningsstabiliteit 

Door de sterke vermazing van het Belgische net en de strenge spanningscriteria 

is het risico van een spanningsinstorting voor de onderzochte toestanden zeer 

laag, maar de spanningsstabiliteit wordt niettemin gecheckt. 

69 Voor de ondergrondse kabels wordt geen rekening gehouden met seizoengebonden capaciteiten daar de 

grondtemperatuur op de diepte van de kabels weinig aan seizoenschommelingen onderhevig is. De mogelijkheid 

wordt onderzocht om voor de transformatoren seizoengebonden capaciteiten in te voeren. 

70 Het werkingsgebied hangt af van verscheidene parameters: het geleverde actieve vermogen, de 

koelingsvoorwaarden, de spanning op de alternator. In de huidige omstandigheden wordt enkel met de eerste 

parameter rekening gehouden. 

71 In het alternatief wordt ervan uitgegaan dat de spanningsregelaar de productie van blindvermogen binnen het 

regelbereik houdt en dat er dus geen risico bestaat dat de maximum- of minimumdrempels ooit worden 

overschreden. Dit kan men voorstellen via het load-flowberekeningsmodel. Het volstaat de spanning te controleren 

wanneer de productie van blindvermogen de maximum- of minimumdrempel bereikt. 


Dynamische stabiliteit 

Studies over de dynamische stabiliteit worden uitgevoerd bij: 

• de aansluiting van belangrijke productie-eenheden; 

• belangrijke structurele wijzigingen in het net. 

De dynamische stabiliteit van het net wordt toereikend geacht als geen enkele 

productie-eenheid het synchronisme verliest bij een driefasige kortsluiting op 

het interconnectienet, en op voorwaarde dat de fout uitgeschakeld wordt binnen 

de tijdspanne die in het Technisch Reglement is vastgelegd. 

5.1.4 STANDAARDINFRASTRUCTUUR EN -UITRUSTING 

Wanneer het net niet aan de criteria inzake dimensionering voldoet, wordt het 

versterkt met standaardinfrastructuur en -uitrusting 72 . 

De gegevens voor de infrastructuur en uitrusting, die in de simulaties voor de 

ontwikkeling van het net worden gebruikt, stemmen overeen met de kenmerken 

van de standaardinfrastructuur en –uitrusting die thans op het terrein worden 

gebruikt. 

5.1.5 VOORZIENE EVOLUTIES INZAKE DE LOAD-FLOWMODELLEN 

Vandaag is de methodologie voor de dimensionering van het net gebaseerd op 

deterministische criteria. 

Dit onderzoek kan worden vervangen door een probabilistische analyse, 

uitgebreid met een aantal – over het hele jaar verspreide – werkingspunten. 

Deze werkingspunten moeten dan rekening houden met: 

• verscheidene toestanden van het productiepark; 

• belastingsniveaus, die de evolutie over het hele jaar weerspiegelen; 

• nettoestanden waar meerdere netelementen buiten dienst zijn; 

• verscheidene internationale transitfluxen. 

Deze probabilistische aanpak kan een beter zicht geven op de netontwikkeling 

dan de huidige benadering met een beperkt aantal typische werkingspunten en 

toestanden. Deze methode vereist echter het verzamelen van een massa 

gegevens en de simulatie van een zeer groot aantal werkingspunten. Bovendien 

moeten betrouwbare statistische gegevens beschikbaar zijn over de probabiliteit 

van elk van de talrijke geanalyseerde werkingspunten, alsook de nodige tools 

om al die resultaten te verwerken en te analyseren. 

Deze methoden worden momenteel in onderzoeksprojecten uitgetest. 

72 Met infrastructuur bedoelt men de belangrijkste netelementen: lijnen, kabels, posten, transformatoren en 

condensatorbatterijen. Dit zijn de elementen die veel plaats innemen, die de grootste investeringen vereisen en die 

de zwaarste milieu-invloed hebben. Het begrip uitrusting omvat alle andere elementen: onderbrekingstoestellen, 

meettoestellen, beveiligingen,… en dan met name de controle- en de sturingsapparatuur. 


89

90 

5.2 ECONOMISCHE EVALUATIE EN EVALUATIE VAN DE MILIEU- 

IMPACT 

De delen 5.2.1 en 5.2.2 hierna verduidelijken welke stappen worden 

ondernomen om te komen tot investeringen, die een optimaal evenwicht 

vormen tussen de economische criteria en de eisen van het milieu enerzijds en 

de technische criteria anderzijds. 

5.2.1 ECONOMISCHE EVALUATIE 

De economische evaluatie tracht uit alle technisch haalbare oplossingen die 

oplossing te identificeren, die het beste voldoet vanuit een economisch 

standpunt. Gezien de meestal lange afschrijvingsduur van de geplande 

investeringen moet deze zoektocht rekening houden met de evolutie van de 

behoeften in de tijd. Het onderzoek moet dan ook een voldoende lange periode 

beschouwen om een keuze voor kortetermijnoplossingen te vermijden. Deze 

zijn meestal niet optimaal en kunnen op langere termijn zeer duur uitvallen. 

De volgende denkpistes worden verkend bij het zoeken naar een optimale 

oplossing vanuit economisch standpunt: 

• onderzoek van de topologische wijzigingsmogelijkheden: nagaan of de 

wijzigingen in de configuratie van de netelementen volstaan om – zonder 

investeringen in het net – aan de ontwikkelingscriteria te voldoen; 

• onderzoek naar het beste gebruik van de bestaande infrastructuur (posten of 

verbindingen): in de mate van het mogelijke de bestaande infrastructuren 

versterken vooraleer de realisatie van nieuwe infrastructuur te overwegen; 

• onderzoek naar de realisatie van nieuwe bijkomende infrastructuur; 

• analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd: hiermee wordt 

beoogd de versterkingen zoveel mogelijk tot het strikt noodzakelijke minimum 

te beperken en stapsgewijs aan de evolutie van de behoeften aan te passen; 

• zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn: vergelijking vanuit 

een technisch-economisch standpunt van de varianten, die op basis van de 

eerste vier denkpistes werden overwogen. 

Exploratie van de topologische wijzigingsmogelijkheden 

Met topologische wijziging wordt de wijziging bedoeld van de aansluitingen van 

verschillende verbindingen en transformatoren op de railstellen van een post, 

voor zover deze post kan worden geëxploiteerd met gescheiden railstellen. 

Wijzigingen kunnen gelijktijdig in meerdere posten worden gerealiseerd om zo 

tot een hogere doeltreffendheid te komen. Een andere mogelijkheid is het 

exploiteren met open koppeling van de railstellen van een post waarvan de 

koppeling tot dan gesloten was. 

De investeringskosten voor een wijziging in de exploitatie van railstellen zijn 

vrijwel te verwaarlozen: de enige kosten zijn de eventuele installatie van een 

bijkomend railstel met het oog op het waarborgen van bedrijfszekerheid van het 

net, ook bij onderhoud van een railstel. 

In sommige gevallen kan het buiten of in dienst stellen van bepaalde 

netelementen, afhankelijk van de aan- of afwezigheid van een productie- 


eenheid, een doeltreffende topologische ingreep zijn. Deze maatregel wordt 

reeds genomen voor bepaalde productie-eenheden en bepaalde 380/150 kV- 

transformatoren in de 380 kV- en 150 kV-netten en kan naar andere netten 

worden uitgebreid. 

Deze maatregel kan echter slechts zelden worden toegepast vermits hij de 

complexiteit verhoogt en daardoor de exploitatieveiligheid van het net verlaagt. 

Onderzoek naar een beter gebruik van de bestaande infrastructuur 

De tweede denkpiste betreft de mogelijkheden om bestaande infrastructuren te 

versterken. In de volgende delen bekijken we achtereenvolgens de 

mogelijkheden om bovengrondse lijnen en transformatieposten te versterken. 

Mogelijkheden om bovengrondse lijnen te versterken 

Bij overbelasting van een luchtlijn tijdens de simulatie van bepaalde incidenten 

is de plaatsing van een tweede draadstel – als dat nog niet gebeurd is – een 

eerste mogelijke oplossing. 

Het versterken van de geleiders van een bestaande lijn wordt eveneens 

onderzocht, al zijn de mogelijkheden daarvoor vrij beperkt. Geleiders met een 

grotere sectie oefenen in principe immers een zwaardere mechanische kracht 

uit op de masten. Het kan daarom nodig zijn de metalen structuren (het 

geraamte) en zelfs de funderingen van die masten te versterken. Op deze wijze 

lopen de kosten voor deze investeringen al snel enorm op en evenaren ze soms 

de kostprijs voor de volledige heraanleg van de lijn. 

Mogelijkheden om de transformatoren te versterken 

Als het transformatievermogen van een post niet meer volstaat, wordt als 

eerste oplossing gedacht aan zijn versterking: ofwel door de vervanging van de 

bestaande transformator(en) door krachtiger transformator(en), ofwel door de 

installatie van bijkomende transformatoren in de bestaande post. De vaste 

kosten voor de oprichting van een nieuwe post lopen immers vrij hoog op. 

Toch kan het gebeuren dat deze oplossingen niet meer mogelijk zijn door de 

verzadiging van de post op het vlak van beschikbare ruimte of van het 

potentieel om het vermogen af te voeren. 

De verzadiging van de posten voor de voeding van het middenspanningsnet 

wordt vooral veroorzaakt door het middenspanningsnet zelf. De wegen aan de 

uitgang van de post kunnen namelijk volledig ingenomen worden door de 

middenspanningskabels, die nodig zijn om het vermogen af te voeren. Verder is 

de geografische uitgestrektheid van de zone voor voeding in middenspanning 

beperkt: op grotere afstand worden de spanningsverliezen via de kabels immers 

te groot, zodat de criteria voor de spanning op het einde van het 

middenspanningsnet niet meer worden gerespecteerd. 


91

92 

Onderzoek naar de realisatie van nieuwe infrastructuur 

Een derde denkpiste is de bouw van nieuwe infrastructuur. Hierna wordt de 

werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen of nieuwe posten 

verduidelijkt. 

De keuze voor nieuwe infrastructuur valt binnen een beperkte lijst 

gestandaardiseerde installaties. Met het oog op rationalisatie van de kosten legt 

de netbeheerder zichzelf immers een beperking op in de keuze van het 

nominale vermogen van de installaties. De optimale dimensionering van deze 

installaties wordt gewaarborgd door geregeld uitgevoerd theoretisch onderzoek 

op basis van de prijsevolutie van uitrustingen en technieken. 

Werkwijze voor de aanleg van nieuwe verbindingen 

Economisch gezien is de kortste verbinding tussen twee netknooppunten de 

optimale oplossing om overeenstemming met de technische 

ontwikkelingscriteria te bereiken. De hierbij gehanteerde werkwijze is intuïtief. 

Gezien het grote aantal bestaande knooppunten binnen het net is het immers 

onmogelijk om alle mogelijke combinaties voor verbindingen tussen twee 

knooppunten te onderzoeken. De mogelijkheid om nieuwe knooppunten op te 

richten verhoogt bovendien het aantal mogelijke situaties. 

Uiteindelijk wordt gekozen voor die oplossing, die een minimale afstand (en 

kost) combineert met een aanvaardbare uitvoering qua ruimtelijke ordening. 

Werkwijze voor de oprichting van nieuwe posten 

Het belangrijkste keuzecriterium voor de bouw van een nieuwe post is de 

afstand ten opzichte van de bestaande infrastructuur. Het komt er op aan om 

de lengte van de nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken. 

Toch spelen nog twee andere criteria hierin een belangrijke rol: 

• de moeilijkheidsgraad voor de vestiging van nieuwe installaties; dit heeft te 

maken met de beperkingen inzake ruimtelijke ordening; 

• de nabijheid van de post tot het zwaartepunt van de te voeden belastingen. 

De beperking van de afstand van een nieuwe post tot de bestaande 

verbindingen stemt perfect overeen met de doelstellingen inzake ruimtelijke 

ordening. Verder worden nieuwe posten bij voorkeur ingeplant in zones, die 

voor de industrie zijn gereserveerd. 

De posten voor de voeding van het middenspanningsnet moeten zodanig 

worden ingeplant, dat de lengte van het middenspanningsnet tot een minimum 

wordt beperkt. Anders gezegd: deze posten moeten zo dicht mogelijk bij het 

zwaartepunt van het te bevoorraden verbruik liggen. Daarom moet de ligging 

van dit zwaartepunt niet alleen in de huidige situatie worden onderzocht, maar 

ook op basis van de perspectieven op langere termijn voor de evolutie van het 

verbruik. 

De voormelde criteria zijn niet altijd onderling verenigbaar. Er moeten bijgevolg 

keuzes worden gemaakt. 


Analyse van de spreiding van de investeringen in de tijd 

Bij het uitwerken van lange termijnoplossingen wordt altijd de spreiding van de 

investeringen in de tijd onderzocht. De evolutie van het elektriciteitsverbruik 

wordt immers gekenmerkt door een vrij constante jaarlijkse stijging, in 

tegenstelling tot een investering, die de capaciteit van de netten in één stap 

drastisch verhoogt. Daardoor levert de realisatie van een investering op korte 

termijn meestal een capaciteitsoverschot op. Een gespreide realisatie in 

opeenvolgende stappen laat echter toe de stijging van de capaciteit beter af te 

stemmen op de evolutie van het verbruik. Deze oplossing beperkt ook de kosten 

door de spreiding van de investeringen in de tijd. 

Deze methode is zeer gangbaar bij de oprichting van een nieuw voedingspunt 

voor het middenspanningsnet: 

• de eerste investering is de realisatie van de nieuwe post en het aansluiten 

ervan op het bestaande net; één enkele HS/MS-transformator wordt 

geïnstalleerd, terwijl de hulpvoeding wordt voorzien vanuit het 

middenspanningsnet; 

• de tweede transformator wordt geïnstalleerd zodra het net niet meer in staat 

is de nodige hulpvoeding te waarborgen, als de eerste transformator uitvalt. 

Zoeken naar een algemeen “optimum” op lange termijn 

De verschillende varianten voor de versterking van een bepaald knelpunt 

worden technisch-economisch vergeleken op basis van de baremakosten van de 

verschillende voorziene werken. 

Bij in de tijd gespreide investeringen worden de varianten vergeleken op basis 

van de geactualiseerde waarde van de investeringskosten. De actualisatievoet 

die hiervoor wordt gebruikt, is de WACC (Weighted Average Cost of Capital) van 

Elia. De vergelijking wordt gemaakt over een voldoende lange periode: dit biedt 

de garantie dat de geselecteerde oplossing op lange termijn geldig is en geen 

verloren kosten meebrengt 73 . 

De voornaamste moeilijkheid voor de technisch-economische evaluatie is de 

definitie van de varianten. Er moet immers een kader worden bepaald voor de 

vergelijking hiervan, zodat alle elementen in overweging worden genomen die 

betekenisvolle kostprijsverschillen opleveren. Afhankelijk van het geval zal die 

vergelijking uitsluitend de investeringskosten betreffen of worden uitgebreid tot 

andere kostenelementen voor de netbeheerder, zoals bijvoorbeeld: 

• het niveau van de verliezen binnen de netten; 

• de kosten voor klein en groot onderhoud voor verschillende uitrustingstypes; 

• de congestieopheffing, of met andere woorden: de kosten om de producenten 

– tegen financiële vergoeding door de netbeheerder – te verplichten 

productie-eenheden te doen draaien met het oog op de veiligheid van het net. 

Posten ter voeding van het middenspanningsnet 

Een bijkomende moeilijkheid doet zich voor op het niveau van de posten voor 

de voeding van het middenspanningsnet. Het zoeken naar het economische 

optimum moet gebeuren vanuit een globale studie voor de hoog- en 

73 Onder verloren kosten worden kosten bedoeld met betrekking tot installaties die overbodig worden. 


93

94 

middenspanningsnetten, die echter door verschillende netbeheerders worden 

beheerd. Daarom worden de nodige investeringen bepaald vanuit een 

gemeenschappelijk optimum, zodat vermeden wordt dat de ene netbeheerder 

voor minimale investeringen kiest, die de andere netbeheerder tot zwaardere 

investeringen verplichten. De beheerders van de verschillende netten 

overleggen daarom samen om voor de eindgebruiker de economisch optimale 

investering te waarborgen. 

De procedure die wordt gevolgd stemt overeen met de intenties van de federale 

en regionale wetgevers, die een overleg tussen de verschillende netbeheerders 

voorzien, zodat zij de ontwikkeling van hun respectieve netten kunnen 

optimaliseren 74 . 

Belastingsoverdrachten van de spanningsniveaus 70 tot 26 kV naar het 

spanningsniveau 220 tot 250 kV 

Het sociaal-economische optimum wordt eveneens nagestreefd voor de 

hoogspanningsnetten die volledig door Elia worden beheerd en die onder 

regionale of federale bevoegdheid vallen. 

Studies hebben immers aangetoond dat het - gezien de tendens om het net met 

ondergrondse kabels uit te breiden - economisch gunstiger is de ontwikkeling 

van het 220-150 kV-net te bevorderen, evenals de directe transformatie vanuit 

dit net naar de middenspanningsnetten. 

De versterking van de rechtstreekse voeding van het middenspanningsnet vanaf 

het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 kV/ MS-transformatoren, 

vindt plaats: 

• voor een versterking van het vermogen van het transformatievermogen naar 

het middenspanningsnet; 

• om versterkingen van het 70 tot 26 kV-net en/ of transformaties van het 220- 

150 kV spanningsniveaus naar 70 tot 36 kV-spanningsniveaus te vermijden. 

Toch mag deze aanpak niet worden veralgemeend. 

Hij wordt namelijk niet toegepast in zones waar: 

• geen 220-150 kV-net is; 

• het 70 tot 26 kV-net voldoende is ontwikkeld; 

• de belastingsdichte laag is. 

Algemeen beleid op het vlak van de ontkoppeling van het 70 kV-net 

Het elektriciteitsverbruik in België blijft stijgen en de vermazing van het 150 kV- 

net wordt steeds groter. In die context moet men vermijden dat zich in de 70 

kV-netten parallelstromen vormen 75 . Belangrijke fluxen in het 150 kV-net 

kunnen het 70 kV-net belasten en er knelpunten veroorzaken. Deze knelpunten 

zouden dan de capaciteit van het 150 kV-net beperken en zouden versterkingen 

van het 70 kV-net vereisen, als geen alternatieve maatregel wordt genomen. 

Om deze situatie te vermijden, wordt een beleid van ontkoppeling van de 70 

kV-netten toegepast telkens wanneer dit mogelijk is. Hiervoor moet het 70 kV- 

net in het ideale geval in onafhankelijke deelnetten worden uitgebaat, die door 

74 Art. 372 van het Koninklijk Besluit van 19 december 2002 dat een technisch reglement vastlegt voor het beheer van 

het transmissienet voor elektriciteit en de toegang ertoe. 

75 Het 70 kV-net heeft immers minder capaciteit dan het 150 kV-net. 


150/70 kV-transformatoren worden gevoed, die de bevoorradingszekerheid 

waarborgen en vermijden dat wederzijdse hulpvoedingen tussen de 70 kV- 

deelnetten nodig zijn. 

5.2.2 EVALUATIE VAN DE MILIEU-IMPACT 

De ontwikkeling van het net ligt in de lijn van de milieubeleidsverklaring van 

Elia, die hierna wordt weergegeven. 

Milieubeleidsplan 

Het milieubeleid van Elia is gebaseerd op de volgende grote principes: 

We gaan een verbintenis aan 

We integreren duurzame ontwikkeling en meer 

bepaald milieuzorg in onze dagelijkse werkzaamheden 

en in de ontwikkeling van onze activiteiten op lange 

termijn. Hiervoor werken we concrete beleidspunten 

en actieplannen uit. 

We willen weten 

We onderzoeken de milieu-invloeden van onze 

infrastructuur en onze activiteiten, we volgen ze op en 

we inventariseren ze. We zetten ons in voor 

onderzoek en ontwikkeling op het vlak van 

milieuvriendelijke en energie-efficiënte technieken en 

processen. 

We doen 

We spannen ons in om de impact van onze 

infrastructuur en onze activiteiten op het milieu zoveel 

mogelijk te beperken. We exploiteren onze 

infrastructuur en voeren onze activiteiten uit op basis 

van de beste beschikbare technieken. We beperken 

de aanleg van nieuwe infrastructuur door optimaal 

gebruik te maken van de bestaande. 

We sturen bij 

We evalueren onze milieuprestaties op regelmatige 

basis en sturen de beleidspunten en actieplannen 

waar nodig bij. 


95

96 


We delen de verantwoordelijkheid 

We betrekken onze medewerkers actief bij het 

milieubeleid en zorgen voor de nodige opleiding en 

vorming om dit in de praktijk te kunnen brengen. De 

milieuzorg van Elia is immers een 

verantwoordelijkheid op elk niveau van de 

onderneming. 

We doen iets meer 

We zetten ons in op het vlak van de bescherming van 

het milieu waar dit binnen het ondernemingsbeleid 

mogelijk is. 

We informeren 

Evaluatie van de impacten op het milieu 

We willen een constructieve dialoog aangaan met de 

overheden, de milieu-instellingen en –organisaties, de 

netgebruikers en het publiek. We informeren geregeld 

over de milieu-invloeden van onze activiteiten, ons 

milieubeleid, onze acties en milieuprestaties. 

Zoals reeds beschreven, wordt uit alle varianten die voor de versterking van het 

net technisch mogelijk zijn, een oplossing gekozen die ook de effecten op het 

milieu beperkt. Een beleid dat voorrang geeft aan de ontwikkeling van de 

bestaande infrastructuur, beperkt per definitie de invloed op de omgeving. Toch 

wordt reeds bij de uitwerking van de diverse varianten een bondig onderzoek 

gevoerd om versterkingen van bestaande infrastructuur te weren, die om 

specifieke redenen een doorslaggevend effect zouden hebben op het milieu. 

Voorbeelden: 

• In welbepaalde gevallen wordt er niet meer gekozen voor de uitbreiding van 

posten die in een woonzone liggen, ook al is dat fysisch mogelijk; in dat geval 

wordt er een nieuwe post opgericht, die eventueel de functies van de 

bestaande post overneemt. 

• Bij de realisatie van nieuwe infrastructuur worden de oplossingen om het net 

te versterken, gezocht vanuit de vaste wil om de milieu-effecten tot een 

minimum te beperken. Verder houdt het haalbaarheidsonderzoek voor nieuwe 

installaties rekening met beperkingen op het vlak van de ruimtelijke ordening

en meer bijzonder de beperkingen in woonzones en beschermde zones 

(Natura 2000, natuurparken, …). 

Voor alle nieuwe installaties en bij de uitvoering van plannen in bestaande 

posten worden bovendien alle maatregelen genomen om het effect van onze 

installaties op de omgeving te beperken, en dit op het vlak van: 

• geluid; 

• verontreiniging van de bodem en het grondwater; 

• visueel effect. 

Beperking van de geluidshinder 

De transformatoren zijn de belangrijkste bronnen van geluidshinder in het net. 

De aankoop van transformatoren met een zeer laag geluidsniveau maakt al vele 

jaren deel uit van ons beleid inzake ontwikkeling van het elektriciteitsnet. 

Bovendien wordt bij de oprichting van een nieuwe post of bij het verhogen van 

het transformatievermogen van een bestaande post gemeten hoeveel geluid de 

bestaande transformatoren genereren. Op basis hiervan wordt voor de post in 

kwestie een simulatie gemaakt van het resultaat van de 

transformatieversterkingen 76 om het geluidsniveau te schatten dat in de nieuwe 

situatie zal worden bereikt. Op basis daarvan worden vanaf de conceptie van 

het project geluiddempende maatregelen uitgewerkt om conform te blijven met 

de geluidsnormen, die worden opgelegd door de milieureglementeringen. 

Maatregelen tegen vervuiling van de bodem en het grondwater 

In de posten vormt het grote volume minerale olie in de transformatoren de 

grootste potentiële vervuilingsbron voor bodem en grondwater. 

Op dit moment bestaat de oplossing erin de transformatoren op te stellen boven 

een vloeistofdichte betonnen kuip, die de olie zal opvangen die na een incident 

uit een eventuele scheur in de metalen transformatorkuip zou kunnen lekken. In 

deze betonnen kuip wordt de eventuele ontsnappende olie opgevangen en 

gerecupereerd, om te beletten dat deze in de bodem zou doordringen. 

Het beleid van Elia bestaat erin een vloeistofdichte betonnen olieopvangkuip te 

voorzien: 

• voor alle nieuwe transformatoren; 

• voor de bestaande transformatoren, zodra er in deze posten grote 

aanpassingswerken of projecten worden uitgevoerd. 

Beperking van de visuele effecten 

Wat elektrische installaties betreft, vormen de luchtlijnen en de 

transformatieposten de belangrijkste bronnen van visuele hinder. 

Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de luchtlijnen 

Het beleid aangaande de ontwikkeling van het elektriciteitsnet is al vele jaren 

gericht op de beperking van het visuele effect door nieuwe verbindingen bij 

76 De transformatieversterkingen bestaan uit: 

• de vervanging van bestaande transformatoren door krachtigere transformatoren; 

• de installatie van bijkomende transformatoren. 


97

98 

voorkeur te realiseren met ondergrondse kabels, zeker voor de 150 kV- tot 26 

kV-netten. Bovendien worden de kabels bij voorkeur in het openbare wegennet 

aangelegd en gebundeld met de ondergrondse installaties van de andere 

nutsbedrijven. 

Beleid voor de beperking van de visuele effecten van de transformatieposten 

Voor de realisatie van nieuwe posten wordt het aanlegplan van de site opgesteld 

in overleg met de bevoegde overheden. Hierbij wordt geprobeerd de post zo 

goed mogelijk te integreren, bijvoorbeeld door rondom de post groenschermen 

aan te leggen. Verder is het visuele effect van de moderne posten sterk 

verminderd door gebruik van railstellen in gesteunde buizen in plaats van 

railstellen met gespannen kabels. 


6 Referentietransmissienet 


99

100 


Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals het begin 2003 in gebruik is als 

referentienet gekozen, met inbegrip van de investeringen die zijn voorzien in 

2003, meer bepaald: 

• investeringen die nog niet in gebruik werden genomen, maar waarvan de 

stand van zaken zo is dat ze niet meer in vraag kunnen worden gesteld zonder 

ingrijpende gevolgen; 

• investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen. 

De investeringen in het interconnectienet zijn van rechtstreeks belang voor de 

transmissiecapaciteit. 

De huidige toestand van het net 380kV-150 kV wordt weergegeven in 

afbeelding 6.1, d.w.z. zoals het net in 2003 wordt uitgebaat. 

Een aantal bouwprojecten worden met stippellijnen weergegeven. Dit zijn 

investeringen die werden opgenomen in de laatste twee Uitrustingsplannen 

(1988-1998 en 1995-2005). Deze projecten werden goedgekeurd door de 

toenmalige regering. Bovendien werd de noodzaak van de projecten bevestigd 

in studies die in 2001 gebeurden over de periode tot 2003, en dit op een 

moment dat de aanduiding van Elia als beheerder van het transmissienet nog 

niet effectief was. 

De versterkingen van nationaal belang hebben betrekking op: 

• een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde; 

• een nieuwe 380/ 150 kV-transformator in Reppel; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières; 

• de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy. 

De volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden 

goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in 

dit Ontwikkelingsplan wordt bestudeerd: 

• Tihange-Courcelles 380 kV; 

• Courcelles-Trivières 380 kV; 

• Avelgem-Chièvres 380 kV; 

• Chièvres-Trivières 380 kV. 

De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die was voorzien in het Uitrustingsplan 

1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan. 

Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is 

deze ontdubbeling niet meer verantwoord, gelet op de investeringen in de 

productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de streek van Antwerpen, 

de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de algemene stijging van het 

verbruik. 

Binnen het tijdskader van het plan voorzien wij evenmin de realisatie van de 

380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook 

deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van 

het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator 

noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in 

aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van 

Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen 

blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van 


101

102 

nieuwe productiegroepen in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat de 

volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-Trivières- 

Chièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze 

momenteel niet voorzien in dit Plan. 

Overigens werden er ook investeringen van gewestelijk belang opgenomen, om 

de voeding van de lokale afnames te kunnen versterken. 

In dit hoofdstuk worden de versterkingen beschreven die zijn voorzien voor het 

jaar 2003. Deel 6.1 geeft de versterkingen van nationaal belang. De lijst met de 

investeringen van gewestelijk belang wordt weergegeven in deel 6.2. 



103

104 



105

106 

BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 

WAARVOOR TEGEN 2003 VERBINTENISSEN WERDEN AANGEGAAN 

6.1.1 NIEUW VOEDINGSPUNT VAN 150 KV TE AVERNAS VANUIT TIHANGE 

Deze investering wordt momenteel gerealiseerd: zij bestaat uit een 380 kV-lijn 

vanaf Tihange 2, de 380/ 150 kV-post van Tihange bis, een bovengrondse 

150 kV-lijn van Tihange bis tot Bois l’Image en een dubbele ondergrondse 

150 kV-verbinding Bois l’Image-Avernas. 

Deze nieuwe voeding van het 150 kV-net zal worden aangevuld met een 

dubbele verbinding met ondergrondse 150 kV-kabels tussen Avernas en Tienen, 

die de nieuwe post te Avernas met het Brabantse net moet verbinden. De 

nieuwe post van Avernas is intussen gebouwd en wordt gevoed via de 150 kV- 

verbinding van Godsheide-Brustem-Landen-Avernas. 

Deze investeringen komen tegemoet aan drie dringende behoeften: 

• de voeding van de zone Zuid-Limburg/ Brabant; 

• de voeding van de hogesnelheidslijn tussen Leuven en Luik; 

• de afvoer van het overtollige vermogen dat momenteel in de streek van Luik 

wordt geproduceerd. 

6.1.2 DE NIEUWE ONDERGRONDSE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN 

BLAUWE TOREN, SLIJKENS EN KOKSIJDE 

Vermits de 380 kV-luchtlijn tussen Izegem en Zedelgem niet kon worden 

gerealiseerd, werd beslist een nieuwe ondergrondse 150kV-verbinding aan te 

leggen tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde. De 380 kV-verbinding, die 

was ingeschreven in het Uitrustingsplan 1988-1998 en die werd overgenomen in 

het Uitrustingsplan 1995-2005, werd immers herzien door een beslissing van de 

regering die werd meegedeeld door de Minister van Economische Zaken in 

1999. 

De nieuwe ondergrondse verbinding tussen het westen en het oosten van West- 

Vlaanderen zal het 150 kV-net versterken, vooral op het vlak van de 

bevoorradingszekerheid. De verbinding tussen de posten van Koksijde en 

Slijkens kan bovendien een oplossing bieden voor de moeilijke situatie van de 

post van Koksijde. Het verbruik van deze post stijgt immers voortdurend, terwijl 

bijna geen hulpvoedingen voorzien zijn in geval van het uitvallen van de 150 

kV-voeding. 

De verbinding Koksijde-Slijkens zal worden aangevuld met een reeks andere 

projecten, waardoor deze investering optimaal kan worden benut: 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Beveren en Koksijde, inclusief: 

− de overschakeling van de bestaande 70 kV-verbinding tussen Beveren- 

Staden-Beerst naar 150 kV; 

− de aanleg van een nieuw draadstel tussen Beerst en Koksijde; 

• de volledige omschakeling van de post te Beerst van het 70 kV-net naar het 

150 kV-net door het plaatsen van twee nieuwe 150/11 kV – 

50 MVA-transformatoren; 

• het toevoegen van een nieuwe 150/11 kV – 50 MVA-transformator in 

Koksijde; 


• de omschakeling van het 70 kV-draadstel Staden-Westrozebeke naar 150 kV; 

• de versterking van de post van Westrozebeke door twee nieuwe 150/ 15kV- 

transformatoren, om de aanzienlijke stijging van het lokale verbruik in de 

afgelopen jaren op te vangen. 

Bovendien is deze verbinding aan de kust onmisbaar voor de aansluiting van de 

off-shore windturbineparken die tot nu toe werden aangekondigd. 

6.1.3 DE NIEUWE 380/ 150 KV-TRANSFORMATOR TE REPPEL 

De voeding van het 150 kV-net in het noorden van Limburg zeker worden 

versterkt, op het ogenblik dat de twee productie-eenheden van Mol buiten 

gebruik zullen worden gesteld. Bovendien kondigden sommige industriële 

klanten een aanzienlijke stijging aan van hun toekomstige energiebehoefte. 

In Reppel zal vlak onder de 380 kV-lijn Meerhout - Maasbracht een nieuwe 

380/150 kV - 555 MVA-transformator worden geplaatst. Het vermogen van deze 

transformator zal naar het 150 kV-net worden afgevoerd. Verder zal het 70 kV- 

net tussen Stalen, Gerdingen en Overpelt worden geherstructureerd, waarbij de 

draadstellen die nu op 70 kV uitgebaat naar 150 kV worden omgeschakeld. 

De plaatsing van deze transformator in Reppel vormt een alternatief voor de 

380 kV-verbinding tussen Eksel en Overpelt, die in de Uitrustingsplannen van 

1988-1998 en 1995-2005 werd voorzien. Dit voorstel werd immers herzien na 

een beslissing van de regering, die in 1999 door de Minister van Economische 

Zaken werd meegedeeld. Ter herinnering: de 380 kV-lijn tussen Eksel en 

Overpelt was voorzien ter ondersteuning van de 150 kV-netten in de Kempen. 

6.1.4 DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN IZEGEM EN SINT- 

BAAFS-VIJVE 

De 150 kV-verbindingen tussen de posten van Ruien en Izegem hebben een 

beperkte transmissiecapaciteit, wat veiligheidsproblemen veroorzaakt voor de 

voeding van de streek Roeselare-Izegem als een aantal elementen in het 380 

kV-net niet beschikbaar zouden zijn. Een extra lus tussen de twee posten, die 

wordt gecreëerd door het aanleggen van een 150 kV-kabel tussen Sint-Baafs- 

Vijve – Oostrozebeke – Izegem moet hier een oplossing bieden. 

6.1.5 DE NIEUWE VERBINDING VAN 150 KV TUSSEN GOUY EN TRIVIÈRES 

Het Uitrustingsplan 1995-2005 voorzag de plaatsing van een nieuwe 

380/150 kV-transformator in Trivières, in aftakking op een nieuwe 380 kV-lijn 

Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem. Deze lijn kon echter niet worden 

aangelegd. 

Deze transformator moest dienen om Henegouwen van de nodige stroom te 

voorzien en vooral om het vermogen, dat in Gouy (Charleroi) beschikbaar is, 

naar de streek van La Louvière te brengen. Om het ontbreken van de 

transformator op te vangen, werd een project gemaakt voor een nieuwe 150 

kV-verbinding tussen Gouy en Trivières door het gebruik van twee bestaande 

150 kV-antennes. 


107

108 

De nieuwe verbinding zal worden gerealiseerd door de bouw van een nieuwe 

post op de site van La Croyère in La Louvière. 

6.1.6 DE HERSTRUCTURERING VAN DE AS GOUY-BAISY-THY 

Door de voortdurende stijging van het verbruik in Waals-Brabant moet ook het 

150 kV-net worden versterkt dat de provincie van stroom voorziet. 

De recente aanleg van een nieuwe 150 kV-kabel tussen Braine l'Alleud en Baisy 

Thy maakte een volledige herstructurering van de 150 kV-post van Braine 

l’Alleud mogelijk. 

Momenteel wordt een derde 150 kV-draadstel aangelegd tussen Gouy en Vieux 

Genappe, zodat de wederzijdse ondersteuning tussen de twee 380/150 kV- 

transformatiepunten van Gouy en Drogenbos wordt versterkt. 

Bovendien werd de capaciteit van de 150 kV-antenne van Vieux Genappe – 

Baisy Thy versterkt, waarbij de bestaande geleiders werden vervangen door 

krachtigere. Op die manier wordt het oosten van Waals Brabant op een veilige 

manier van de nodige stroom voorzien. 

Overigens vereist de sterke stijging van de afnames van de 150 kV-post van 

Nivelles de plaatsing van een tweede 150/15 kV-transformator in Nivelles, 

alsook een tweede 150 kV-draadstel tussen Vieux Genappe en Nivelles. 

6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG WAARVOOR 

TEGEN 2003 VERBINTENISSEN ZIJN AANGEGAAN 

Het beleid voor de versterking van de rechtstreekse voeding van het 

middenspanningsnet vanuit het 220-150 kV-net, door het installeren van 220- 

150 kV/ MS –transformatoren, werd reeds in deel 5.2.1 toegelicht. 

Waar dat mogelijk is, wordt hierbij steeds gestreefd naar het versterken van de 

rechtstreekse transformatie van het 220-150 kV-net naar de 

middenspanningsnetten, om zo op een economisch voordelige manier de 

verbruikstoename op te vangen. 

In de delen 6.2.1 en 6.2.2 hierna volgt een inventaris van de investeringen 

waarvoor reeds de nodige verbintenissen zijn aangegaan. In deel 6.2.3 vindt u 

een meer gedetailleerde toelichting bij deze investeringen. 


6.2.1 VERSTERKINGEN VAN DE VERBINDINGEN VAN 150 KV 

Tabel 6.2: Lijst van nieuwe 150 kV-verbindingen voorzien tegen 2003 

6.2.2 VERSTERKINGEN VAN DE TRANSFORMATIE 

Versterking van de transformatie van 380 kV naar 150/70 tot 26 kV 

Tabel 6.3: Lijst van investeringen om bestaande 150/70-36 kV-transformatoren te vervangen door 

krachtiger 150/70-36 kV-transformatoren tegen 2003 


109

110 

Tabel 6.4: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 380-150/ 70-36 kV-transformatoren in 

bestaande posten tegen 2003 

Versterking van de 220-150 kV/ MS-transformatie 

Tabel 6.5: Lijst van investeringen voor het vervangen van bestaande 220-150 kV/ MS-transformatoren 

door krachtiger 220-150 kV/ MS-transformatoren tegen 2003 


Tabel 6.6: Lijst van investeringen voor het plaatsen van nieuwe 150 kV/MS-transformatoren in bestaande 

posten tegen 2003 

Bouw van nieuwe 150 kV-posten 

Tabel 6.7: Lijst van investeringen voor de bouw van nieuwe 150 kV-posten tegen 2003 

6.2.3 GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN 

Versterkingen in West-Vlaanderen 

Nieuwe 150 kV/MS-transformatoren te Beerst en Koksijde 

Aan de kust worden drie nieuwe transformatoren in gebruik genomen in het 

kader van de nieuwe ondergrondse 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, 

Slijkens en Koksijde, en de aanleg van een tweede 150 kV-draadstel tussen 


111

112 

Beerst en Koksijde 77 . Zo wordt de belasting van Beerst en Koksijde naar 150 kV 

overgeheveld. 

Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in Oostrozebeke en Westrozebeke 

De post van Oostrozebeke profiteert van de nieuwe 150 kV-verbinding Izegem - 

Sint-Baafs-Vijve om een bijkomende transformator te voeden. 

Er werd voor de oplossing van een transformator in Westrozebeke gekozen, 

gezien de overschakeling van het 70 kV-draadstel van Beveren-Staden-Beerst- 

Koksijde naar 150 kV. 

Met beide transformatoren wordt een sterk stijgend verbruik van 70 kV naar 

150 kV overgeheveld. 

Versterkingen in Oost-Vlaanderen 

Uitrusting van een bestaande 150 kV-lijn met twee extra draadstellen 

De 150 kV-lijn Langerbrugge – Ruien heeft een ondersteunende functie tussen 

de twee productiecentra van Rodenhuize – Langerbrugge en Ruien. Bovendien 

zorgt zij voor de stroomvoorziening van de stad Gent en van een reeks posten 

in aftakking, zoals die van Drongen, Deinze en Oudenaarde. Door de toename 

van de belasting bereiken de fluxen op het draadstel van Ruien naar Nieuwe 

Vaart erg hoge waarden volgens de dimensioneringscriteria voor bepaalde 

incidenten. Om hieraan te verhelpen werd beslist om het tweede draadstel 78 van 

de 150 kV-lijn Ruien – Langerbrugge in te lussen in de 150 kV-post van Nieuwe 

Vaart. Dit betekent dat tussen Wondelgem en Nieuwe Vaart twee extra 

draadstellen moesten worden aangebracht (3 de en 4 de draadstel) die de post 

binnen en buiten gaan. 

Nieuwe 150/ 70 kV-transformator te Ninove 

Door het plaatsen van een nieuwe transformator in Ninove, kunnen de 70 kV- 

netten rond Aalst – Ninove en rond Oudenaarde – Ronse van elkaar gescheiden 

worden. Dit past in het algemeen beleid van ontkoppeling van het 70 kV-net, 

dat werd beschreven in deel 5.2.1. 

Nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren te Langerbrugge, Sint-Gillis- 

Dendermonde en Ninove 

De versterking van deze posten is nodig om de toename van het lokaal verbruik 

op te vangen. 

Nieuwe 150 kV-post te Walgoed 

De nieuwe transformatiepost op de site van Walgoed zal de post van Temse 

ontlasten. Door de verzadiging van de 70/10 kV-post van Temse werd beslist 

een nieuw 150/10 kV-voedingspunt naar het middenspanningsnet te creëren, 

dicht bij de 150 kV-lijn Mercator-Rodenhuize. In een eerste fase wordt deze 

77 Deze versterkingen worden in de deel 6.1.2 gedetailleerd beschreven. 

78 Momenteel is slechts één van de twee draadstellen in de post ingelust. 


post uitgerust met één enkele 150/10 kV – 50 MVA-transformator. De 

hulpvoeding wordt verzekerd door het middenspanningsnet. 

Versterkingen in de provincie Antwerpen 

Nieuwe 150/36 kV- en 150/MS-transformatoren te Ketenisse en 

overschakeling van het op 36 kV uitgebate draadstel naar 150 kV 

Door de toename van de industriële belasting op de linkeroever van de Schelde 

moet de 150/36 kV-transformatie in Ketenisse worden versterkt en moet een 

nieuw voedingspunt naar de middenspanning worden opgericht. Om de dubbele 

voeding van de 150 kV-post van Ketenisse te verzekeren, wordt het draadstel 

tussen Ketenisse en Kallo, dat tot nu toe op 36 kV uitgebaat, overgeschakeld 

naar 150 kV. 

Nieuwe 150 kV/ MS-transformator te Oelegem 

De transformator van Oelegem wordt versterkt om de lokale verbruikstoename 

op te vangen. 

Nieuwe 150 kV-post van het Damplein(Antwerpen) en een nieuwe kabel 

die het Damplein met Merksem verbindt 

De nieuwe transformatiepost van Damplein (Antwerpen) is nodig door het 

stijgende verbruik en door de overschakeling van de middenspanningsnetten 

van de stad Antwerpen van 6 naar 15 kV. 

Versterkingen in Vlaams Brabant 

Nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem 

De nieuwe 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug, Harenheide en Zaventem is 

onmisbaar om de bestaande lijnen te ontlasten. De 150 kV-lijnen Verbrande 

Brug-Machelen en Verbrande Brug-Schaarbeek, die een groot deel van het 

Brussels Hoofdstedelijk Gewest bevoorraden, raken immers verzadigd. 

Nieuwe 150/36 kV-transformatoren te Zaventem en Tienen 

De plaatsing van de nieuwe 150/36kV-transformator in Zaventem is nodig door 

de huidige verdeling van de fluxen op het 150 kV-net en door de verwachte 

stijging van het verbruik. De installatie ervan zal bijdragen tot de oprichting van 

een nieuw 36 kV-deelnet, met drie 150/36 kV-transformatoren van 125 MVA 

(Woluwe-Woluwe-Zaventem). 

Dit nieuwe transformatiepunt maakt het mogelijk: 

• de aanleg van nieuwe 36 kV-kabels een aantal jaren uit te stellen; 

• de bestaande 150 kV-lijnen te ontlasten; 

• de koppeling tussen 36 kV-deelnetten te vermijden bij verlies van een 

150/36 kV-transformator. 

Door de versterking van het 150 kV-net tussen Avernas en Tienen en de stijging 

van het verbruik in het 70 kV-net tussen Leuven, Tienen en Sint-Truiden, 


113

114 

volstaat de 125 MVA-transformator in Tienen niet meer. Hij moet worden 

vervangen door een transformator van 145 MVA. 

Nieuwe 150 kV-post te Wijgmaal 

Door de verzadiging van de post van Wilsele zal er in Wijgmaal een nieuwe 

transformatiepost worden ingeplant. 

Versterkingen in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest 

Nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi 

De aanleg van de nieuwe 150 kV-kabel Drogenbos-Midi in de loop van 2003, 

kan worden verklaard door de toename van het lokaal verbruik. Deze nieuwe 

kabel moet ook het 150 kV-deelnet versterken, dat de posten van Drogenbos, 

Midi, Dhanis en Elsene met elkaar verbindt bij een incident. Op die manier wordt 

bovendien de voeding van de 36 kV-posten van Midi, Dhanis, Wiertz, Elsene en 

Vorst betrouwbaarder. 

Nieuwe transformator te Harenheide 

De nieuwe transformator van Harenheide verhoogt de voedingsbetrouwbaarheid 

van het lokaal verbruik door een rechtstreekse transformatie vanuit het 150 kV- 

net. Deze transformator wordt in Harenheide in aftakking aangesloten op de 

voorziene 150 kV-kabel tussen Verbrande Brug en Zaventem. 

Versterkingen in Waals Brabant 

Versterking van het vermogen van het bestaande 150/70 kV- 

transformator te Oisquercq 

De versterking van deze transformator is een noodzakelijk gevolg van de 

toename van het verbruik in het 70 kV-net van Gouy-Oisquercq. 

Versterkingen in Henegouwen 

Versterking van het transformatievermogen te Fontaine l’Evêque 

De versterking van deze transformator is nodig om de toename van het 

verbruik in de streek op te vangen. Door het vervangen van een transformator 

70/10 kV door een transformator 150/10 kV kan het 70 kV-net ontlast worden. 

Versterkingen in de Provincie Namen 

Nieuwe transformatoren 150/30 kV en 150/MS te Auvelais en aanleg 

van twee tweede draadstellen op de lijnen Tergnée-Auvelais 

Het 30 kV-net van Henegouwen en de Basse Sambre bestaat uit vier 

afzonderlijke deelnetten voor de voeding van industriële klanten: de Borinage, 

de regio Centrum, de regio Charleroi en de Basse Sambre. De eerste drie 


deelnetten werden tussen 1988 en 1995 geherstructureerd om in te kunnen 

inspelen op de evolutie van het verbruik. 

Het deelnet van de Basse Sambre wordt momenteel geherstructureerd, zoals 

beslist in 1998. De transformatoren 150/30 kV die het deelnet van de Basse 

Sambre voeden waren bijna verzadigd en stonden te ver van het zwaartepunt 

van het verbruik in 30 kV. Twee nieuwe transformatoren 150/30 kV, die worden 

gevoed vanuit de post van Tergnée, werden reeds geplaatst in Auvelais. 

Door het verzadigingsniveau van het 70 kV-net van Namen werden twee 

150/12 kV-transformatoren geïnstalleerd. Daardoor kunnen de door de 70 kV- 

post van Auvelais gevoede afnames worden overgeheveld naar het 150 kV-net. 

Nieuwe 380/ 70 kV-transformator te Champion 

De tweede 380/70 kV–220 MVA-transformator te Champion zal de belasting 

ondersteunen van het 70 kV-net van Namen. Bovendien kan men door deze 

transformator de 70 kV-netten van Namen, Henegouwen en Oost-Brabant van 

elkaar scheiden. Dit gebeurt in het kader van het algemene beleid van het 

ontkoppelen van de 70 kV-netten. 

Versterkingen in de provincie Luik 

Nieuwe 220/70 kV-transformator in les Awirs 

Door het stilleggen van de productie-eenheden van les Awirs, die op 70 kV-net 

injecteerden, moet een nieuwe transformator worden voorzien in de post van 

les Awirs om het 70 kV-net van de Luikse agglomeratie en de 70 kV-lus van 

Haspengouw te kunnen bevoorraden. 

Versterkingen in de provincie Luxemburg 

Versterking van het vermogen van een bestaande 220 kV/ MS- 

transformator te Villeroux 

Door de groei van het lokale verbruik moet het vermogen van de 220/70/15 kV- 

transformator van Villeroux worden versterkt naar de middenspanning. Daarom 

zal de tertiaire wikkeling van deze transformator door een krachtiger 220 kV/ 

MS-transformator worden vervangen. 


115

116 


7 Versterkingen van 

het transmissienet 

tegen het jaar 2006 


117

118 


7.1 HET ELEKTRICITEITSNET AFSTEMMEN OP HET PRODUCTIE- EN 

VERBRUIKSNIVEAU 

In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik 

en de productie tegen het jaar 2006 beschreven. Hoofdstuk 3 toonde aan dat 

het Belgische productiepark volgens de productiehypotheses voor 2006 

(basisscenario) nagenoeg zou volstaan voor de bevoorrading van het verbruik 

dat in 2006 wordt verwacht. Dit geldt echter alleen als alle voorziene eenheden 

met hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppelinginstallaties op dat 

moment effectief gebouwd zijn. In de context van de vrijgemaakte markt 

worden ook scenario’s uitgewerkt waarbij rekening wordt gehouden met hogere 

importniveaus. Dit zijn de scenario’s “verhoging van de import”. 

De dimensionering van het transmissienet van 380 kV tot 150 kV hangt vooral 

samen met de evolutie van het productiepark, met de lokalisatie van de 

productie-eenheden en met de importniveaus, hun herkomst en de transitfluxen 

over ons net. Daarnaast wordt de dimensionering beïnvloed door de evolutie 

van het algemene verbruiksniveau. 

Bovendien wordt de dimensionering van de transformatie van het 150 kV-net 

naar het 70 tot 26 kV-net en de middenspanningsnetten bepaald door de 

toename van het lokale verbruik. 

Figuur 7.1 toont de evolutie van de belasting volgens de verbruiksvarianten 

“Kyoto” en “macro-economisch”. 

Er valt op te merken dat: 

• de werkelijke verbruikspiek, die in december 2002 werd geregistreerd, bijna 

het niveau haalde dat in het Kyoto-scenario wordt voorzien voor 2006; 

• het verbruiksniveau dat in het Kyoto-scenario tegen 2009 wordt voorspeld, 

vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat voor 2006 wordt vooropgesteld in 

de “macro-economische variant”. 


119

120 

Figuur 7.1: Hypotheses over de evolutie van het verbruik tussen 2002 en 2010 (in MW) 

Het net, inclusief de versterkingen die voorzien zijn voor 2003, kan het 

verbruiksniveau aan dat in de “Kyoto-variant” in aanmerking wordt genomen, 

en dit zonder versterkingen van nationaal belang 79 . 

Bovendien ziet Elia er als transmissienetbeheerder in functie van zijn middelen 

op toe dat de noodzakelijke capaciteit beschikbaar is om aan de behoeften te 

voldoen, ongeacht het verbruiksniveau. 

Om die reden geeft Elia er de voorkeur aan om de investeringen uit te voeren 

die door de “macro-economische variant” worden bepaald. Dat is ook de reden 

waarom er in de hiernavolgende delen alleen aandacht wordt besteed aan de 

versterkingen die tegen 2006 moeten worden uitgevoerd in het kader van de 

“macro-economische” variant. 

Deel 7.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet 

tegen het jaar 2006, rekening houdend met de stijging van het verbruik en van 

het productiepark volgens het basisscenario, indien geen enkele versterking zou 

zijn uitgevoerd. In deel 7.3 worden voor ieder scenario afzonderlijk de 

versterkingen beschreven die nodig zijn tegen 2006, in functie van de 

verschillende varianten van het productiepark. Een technische en economische 

haalbaarheidsstudie vanuit het standpunt van de eindverbruiker komt aan bod 

in deel 7.4. Een lijst met de versterkingen die nodig zijn door de toename van 

het lokaal verbruik wordt weergegeven in deel 7.5. In deel 7.6 tenslotte wordt 

79 Het spreekt vanzelf dat plaatselijke versterkingen nodig kunnen blijken door de uitvoering van projecten inzake 

decentrale productie of door belastingstoenames. Dit plan houdt alleen rekening met de vandaag gekende projecten 

van decentrale productie en belastingstoenames. De versterkingen die daaruit voortvloeien worden beschreven in 

deel 7.5. 


een overzicht gegeven van de investeringen die tegen 2006 moeten worden 

uitgevoerd, met een bijhorende planning voor hun indienststelling. 

7.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 

Het referentie-elektriciteitsnet dat in dit Ontwikkelingsplan als uitgangspunt 

wordt genomen, werd in hoofdstuk 6 omschreven. Het gaat om het net dat in 

het begin van 2003 in gebruik was, waaraan de versterkingen worden 

toegevoegd die tegen het jaar 2003 worden voorzien. 

De load-flow-berekeningen met de verbruiksprognoses (“macro-economische 

variant”) voor 2006 wijzen echter op een aantal knelpunten in het 

transmissienet. 

Deze bevinden zich in de provincies West-Vlaanderen, Henegouwen en 

Antwerpen: 

• in West-Vlaanderen en in Henegouwen hebben deze te maken met de 

buitengebruikstelling van productie-eenheden, die al in januari 2000 door de 

producenten werd aangekondigd; 

• in de provincie Antwerpen zijn de knelpunten het gevolg van een 

productietekort in deze regio. 

7.3 BESCHRIJVING VAN VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL 

BELANG 

Het elektriciteitsnet moet worden aangepast om een oplossing te bieden voor de 

knelpunten die worden aangegeven in de load-flowmodellen. Dit hoofdstuk wil 

de versterkingsscenario’s die hiervoor nodig zijn zo nauwkeurig mogelijk 

omschrijven. 

In deel 5.2 werd het investeringsbeleid beschreven dat hiertoe werd uitgewerkt 

en uitgevoerd. Dit beleid streeft er vooral naar om de bestaande infrastructuur 

maximaal te benutten en nieuwe verbindingen tot een minimum te beperken. 

7.3.1 BASISSCENARIO - 2006 

Zoals reeds werd aangestipt in hoofdstuk 3, volstaat het Belgische 

productiepark volgens de productie- en verbruiksprognoses niet om in het 

verbruik te voorzien (import van 900 MW). 

Het productietekort dat ontstaat door het stilleggen van de productie-eenheden 

van Ruien (West-Vlaanderen) en Amercoeur en Monceau (Henegouwen), maakt 

een versterking van de 380/150 kV-transformatie in de posten van Courcelles 

en Gouy enerzijds en in Avelgem en Ruien anderzijds 80 onvermijdelijk. Hetzelfde 

verschijnsel doet zich voor in het 150 kV-net in Limburg door het stilleggen van 

de productie-eenheden Mol 11 en 12, als de nieuwe 380/150 kV-transformator 

80 De 380/150 kV-transformatoren van Avelgem/Ruien en Courcelles/Gouy zijn in 380 kV aangesloten op een extra veld 

dat in de eerstgenoemde posten van elk paar (Avelgem en Courcelles) werd gebouwd en dat in 150 kV wordt 

aangesloten op een nieuw veld dat zich in de tweede post bevindt (Ruien en Gouy) . 


121

122 

van Reppel, die tegen 2003 is voorzien, niet wordt opgenomen 81 in de 

simulaties. Dit wijst op de noodzaak van deze investering. 

Het kortsluitvermogen in Doel ligt te hoog wanneer alle productie-eenheden 

worden ingezet. Dat wordt opgelost door een uitbating met open railstellen in 

de 380 kV-post van Doel. Indien een grote eenheid in Doel afwezig is, moet 

echter rekening worden gehouden met mogelijke overbelastingen bij incidenten 

op de 380 kV-verbindingen Doel – Mercator. Vermits het niveau van het 

kortsluitvermogen in die situatie opnieuw aanvaardbaar wordt, bestaat de 

oplossing erin de 380 kV-koppeling in Doel te sluiten. 

In de tabellen 7.2 en 7.3 wordt een overzicht gegeven van de investeringen die 

tegen 2006 moeten worden gedaan in het basisscenario (waarbij het Belgische 

productiepark volledig ingezet wordt om de nationale belasting te dekken). 

Tabel 7.2: Versterkingen van de transformatie die in het basisscenario nodig zijn tegen 2006 

Tabel 7.3: Versterkingen op het vlak van de nodige lijnen in het basisscenario tegen 2006 

7.3.2 SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT – 2006” 

In dit deel willen we dieper ingaan op de investeringen die nodig zijn voor een 

grotere openstelling van de markt tegen het jaar 2006. 

81 Deze investering wordt gedetailleerd beschreven in deel 6.1.3. 


In hoofdstuk 4, dat de problematiek van de internationale transacties beschrijft, 

leerden we dat: 

• de importcapaciteit van België aanzienlijk wordt beïnvloed door de transacties 

die door onze buurlanden worden uitgevoerd; 

• de respectieve importniveaus van België en Nederland vanuit het zuid-oosten 

van Europa niet als afzonderlijke gegevens kunnen worden beschouwd en dat 

het net in de Benelux dus als één geheel moet worden beschouwd als het over 

import gaat. 

De basisvariant, waarvan de voornaamste conclusies in het volgende deel 

worden beschreven, houdt rekening met een Belgische import van 3.700 MW. 

Dit importniveau werd berekend met een simulatie waarbij de minst 

competitieve eenheden (125 en 300 MW) werden stilgelegd. In die variant zijn 

de hypotheses over de totale elektrische energie-import van de Benelux 

gebaseerd op gegevens van de UCTE. Hier spreekt men over 6.200 MW, 

waarvan 2.500 MW met bestemming Nederland. 

Daarna werd een gevoeligheidsstudie uitgevoerd, om een beter zicht te krijgen 

op de impact die wijzigingen in het importniveau van Nederland hebben op de 

importcapaciteit van België. 

Basisvariant 

Bij hogere importniveaus dan nu het geval is, duiken er nieuwe problemen op: 

• belangrijke overbelastingen op de verbindingen met het buitenland: de 

380 kV-lijn Avelin-Avelgem, de 220 kV-lijn Aubange-Moulaine en de 220 kV- 

lijn Chooz-Jamiolle; 

• overbelastingen op de 220/150 kV-transformator van Jamiolle en de 

380/220 kV-transformatoren van Mazures (F); 

• het plaatselijk productie-overschot in Gramme en Luik leidt tot: 

− lichte overbelastingen op bepaalde elementen van de 380 kV-lijn Gramme- 

Courcelles en op de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en Gramme, 

overbelastingen die toenemen door het hogere importniveau; 

− overbelastingen “buiten de piek” tussen Lixhe en Langerlo en tussen 

Gerdingen en Stalen, als één van de productie-eenheden van Langerlo wordt 

stilgelegd. 

Gezien de termijnen en kosten die in aanmerking moeten worden genomen, 

beperken de investeringen, die tegen 2006 kunnen gebeuren, zich tot: 

• de versterking van de lijn Avelgem-Avelin; 

• de installatie van een faseverschuiver in Monceau en de versterking van de lijn 

Jamiolle-Monceau. 

Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat hieruit voortvloeit, 

bedraagt 3.700 MW. 

De vastgestelde congesties op de zuidgrens kunnen slechts worden opgelost 

door de aanleg van een tweede 380 kV-draadstel tussen Avelin en Avelgem. 

Deze verbinding wordt overigens omschreven als één van de projecten van 

gemeenschappelijk belang voor de lidstaten van de Europese Unie 82 . De aanleg 

van deze lijn zal er echter voor zorgen dat de twee 380/150 kV-transformatoren 

82 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of 

guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC. 


123

124 

van Izegem en die van Avelgem sterker belast worden. Door de ingebruikname 

van een tweede draadstel Avelgem-Avelin is bijgevolg een versterking nodig van 

de 380/150 kV-transformatie in Avelgem/Ruien, als men het risico van kosten 

voor verplichte productie in Ruien wil vermijden. Voor de bijkomende 

transformator, die in Avelgem wordt geplaatst en die op 380 kV in Avelgem en 

op 150 kV in Ruien wordt aangesloten, is een verbinding nodig van ongeveer 

twee kilometer tussen Avelgem en Ruien. 

Door de installatie van een faseverschuiver in Monceau kan men het Franse 

220 kV-net en de lijn Chooz-Jamiolle enigszins ontzien bij hoge importniveaus. 

Hierdoor is er bovendien een hefboomeffect op het Belgische net en kan de 

importcapaciteit vanuit Frankrijk met ongeveer 800 MW worden opgevoerd. 

De tabellen 7.4 en 7.5 geven een overzicht van de investeringen die moeten 

worden gerealiseerd om een Belgische import van 3.700 MW mogelijk te maken 

tegen het jaar 2006. 

Tabel 7.4: Versterkingen in de transformatie die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te 

waarborgen tegen 2006 83 

83 Deze transformator werd geplaatst ter vervanging van de 220/150 kV – 290 MVA-transformator van Jamiolle, die in 

reserve wordt gehouden 


Tabel 7.5: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW te 

waarborgen tegen 2006 84 

Gevoeligheidsstudie 

Evaluatie van de impact van het importniveau van Nederland op de 

importcapaciteit van België 

In de basisvariant bedraagt het importniveau van Nederland 2.500 MW en de 

importcapaciteit van België 3.700 MW. Figuur 7.6. toont de impact van een 

hogere import vanuit Nederland 85 op de Belgische importmogelijkheden. 

84 De versterking wordt meer bepaald uitgevoerd op het gedeelte tussen de aansluiting van de 150 kV-antenne van de 

pompcentrale van de Plate-Taille en de post van Monceau. 

85 Uiteraard zijn deze grootteordes slechts een aanwijzing. Zoals we reeds stelden in hoofdstuk 4, worden de maximaal 

toelaatbare transacties ook beïnvloed door andere factoren, zoals de transacties tussen de buurlanden onderling en 

de plaats van herkomst en de bestemming van de transacties. 


125

126 

Figuur 7.6: Gevolgen van het importniveau van Nederland op de importcapaciteit van België 

Deze figuur toont duidelijk dat een verhoging van de capaciteit aan de Frans- 

Belgische grens min of meer gunstig is voor België, naargelang van het 

importniveau van Nederland. 

Evaluatie van de impact van de plaatsing van faseverschuivers aan de 

Belgisch-Nederlandse grens 

De plaatsing van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens in de 

380 kV-posten van Kinrooi en Zandvliet heeft een dubbele doelstelling: 

• een betere verdeling van de fluxen over de verschillende interconnectielijnen 

tussen België en Frankrijk. Het effect hiervan kan geraamd worden op een 

verhoging met 200 MW van de transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België; 

• door deze installatie krijgt de Belgische transmissienetbeheerder de kans om 

de genomineerde fluxen aan de grenzen en de werkelijke fysische fluxen beter 

op elkaar af te stemmen. Dit heeft een gunstige invloed op de capaciteiten die 

ter beschikking van de markt worden gesteld, doordat de marges voor niet- 

geïdentificeerde fluxen kunnen worden beperkt. 

De combinatie van deze twee hierboven vermelde voordelen leidt, in een 

voorzichtige schatting, tot een verhoging van ongeveer 300 MW van de ter 

beschikking van de markt gestelde capaciteiten. 

Daarenboven kan de netbeheerder, door een betere beheersing van de niet- 

geïdentificeerde fluxen, verzekeren, dat de aan de markt ter beschikking 

gestelde capaciteiten stabieler zijn. Ook kan de verdeling over jaar-, maanden 

dagcapaciteit verbeterd worden, door de waarden op korte termijn te verlagen 

ten voordele van de waarden op lange termijn. Dit geeft de Belgische 

marktspelers de gelegenheid beter van de opportuniteiten te kunnen profiteren, 

die zich op de Europese markt aanbieden. 


Tabel 7.7: Versterkingen m.b.t. de faseverschuivers die nodig zijn om een Belgische import van 3.700 MW 

te waarborgen tegen 2006 

Spanningsregeling 

Momenteel worden studies uitgevoerd over de spanningshuishouding bij hoge 

importniveaus. 

De eerste resultaten tonen dat: 

• het huidige compensatieniveau volstaat tot een importniveau van ongeveer 

2.500 MW; 

• tussen 2.500 MW en 4.800 MW ongeveer 100 Mvar nodig is per 100 MW extra 

import. 

Voor een importniveau van 3.700 MW moet ongeveer 1.100 Mvar extra worden 

verdeeld over het net. De lopende studies moeten een antwoord geven op de 

volgende vragen: 

• welke de meest geschikte uitrustingen zijn: condensatorbatterijen of 

uitrustingen op basis van vermogenselektronica, zoals SVC 86 of STATCOM 87 ; 

• welke de gunstigste lokalisaties zijn. 

In tabel 7.8 worden de voor- en nadelen van de verschillende uitrustingen voor 

spanningsregeling op een rijtje gezet. 

86 Static Var Compensator – Statische var-compensator 

87 Static Synchronous Compensator – Statische synchrone compensator 


127

128 

Tabel 7.8: Voor- en nadelen van de verschillende voorzieningen om de spanning in te stellen 88 

7.3.3 SCENARIO “ZONDER BUITENGEBRUIKSTELLING” 

Het scenario “zonder buitengebruikstelling” wil de impact evalueren van het 

uitstel van buitengebruikstellingen van de productie-eenheden Mol 11 en 12, 

Amerccœur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en 4 ten opzichte van de officieel 

aangekondigde datum van buitengebruikstelling. 

Netberekeningen met een volledig beschikbaar park tonen duidelijk aan dat de 

380/150kV-transformatoren van Gouy, Ruien en Reppel in dat geval uitgesteld 

kunnen worden. 

De transformator van Gouy is namelijk nodig voor de betrouwbaarheid van het 

net als de productie-eenheden van Amercoeur en Monceau worden stilgelegd. 

Ook de transformator van Ruien wordt sterk beïnvloed door het productiepark 

ingezet op het 150 kV-knooppunt te Ruien. De plaatsing van de transformator in 

Reppel, die werd voorzien tegen 2003, is pas volledig verantwoord van zodra de 

eenheden Mol 11 en 12 worden stilgelegd. 

Als de netbeheerder beslist om de installatie van deze drie transformatoren uit 

te stellen, loopt hij het risico dat hij de producenten financieel zal moeten 

compenseren wanneer hij - om de betrouwbaarheid van het net te garanderen - 

de betreffende groepen (Mol 11 en 12, Amercoeur 1 en 2, Monceau, Ruien 3 en 

4) verplicht in dienst laat stellen, terwijl hun stillegging geprogrammeerd is. 

Deze transformatoren waarborgen dus een grotere onafhankelijkheid van het 

net ten opzichte van het productiepark. Voor het nemen van deze beslissing zal 

men de vergelijking moeten maken tussen de kosten voor verplichte productie 

van de eenheden en de investeringskosten voor de transformatoren. 

88 Het blindvermogen dat door de condensatorbatterijen wordt geleverd, is evenredig met het kwadraat van de 

spanning. 


7.4 TECHNISCH EN ECONOMISCH HAALBAARHEIDSONDERZOEK 

7.4.1 TECHNISCHE UITVOERBAARHEID 

In dit stadium vormen de geplande investeringen geen bijzondere moeilijkheid 

inzake technische uitvoerbaarheid. 

Alleen het transport van de faseverschuivers (Kinrooi, Monceau en Zandvliet) 

naar de beschouwde sites zal moeten worden bestudeerd. Bovendien zijn de 

380 kV-eenheden uitrustingen die aan de grens liggen van wat vandaag 

technisch haalbaar is met de bestaande standaardmodules. 

Tijdens de uitvoering van de werken - de plaatsing van een tweede draadstel 

zoals in Avelgem-Avelin of de versterking van een lijn zoals die van Jamiolle- 

Monceau – moet het bestaande draadstel buiten dienst worden gesteld, wat 

onvermijdelijk de importcapaciteit van België in die perioden zal beperken. 

7.4.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING 

Bij elke netversterking stellen zich een aantal vragen i.v.m. ruimtelijke 

ordening, die tot min of meer grote termijnen leiden. 

• Heel wat posten werden jaren geleden opgericht vooraleer de gewestplannen 

bestonden en zijn vandaag zonevreemd. Bij een versterking rijst altijd de 

vraag of de nodige vergunningen zullen worden verkregen. Het is niet 

eenvoudig om een bestaande installatie naar een geschikte zone te 

verplaatsen, gelet op de vele hoog- en middenspanngsverbindingen waarop de 

post is aangesloten. Het MS-net zou moeten dan ook volledig herschikt 

worden. Deze werken zijn zeer duur en niet altijd mogelijk. Bovendien 

verlengen de huidige procedures om de bestemming van een zone te wijzigen 

op een bepalende manier de termijnen om projecten af te werken. Ten slotte, 

is het moeilijk te voorspellen hoe de bevoegde autoriteiten op de voorgestelde 

wijzigingen zullen reageren. 

• Gelijkaardige moeilijkheden zijn te verwachten voor de bouw of de aanpassing 

van bovengrondse hoogspanningslijnen. De procedures zijn niet altijd 

duidelijk. Vaak gaat heel wat tijd verloren omdat moet worden uitgezocht 

welke stappen dienen te worden gezet om de nodige vergunningen te 

verkrijgen. De afwezigheid van opgelegde termijnen in de procedures verlengt 

nog het proces. 

In deze context kan de netbeheerder moeilijk verbintenissen nemen voor de 

realisatietermijnen als hij geen garantie heeft voor de termijnen voor het 

verkrijgen van de vergunningen. 

In het kader van dit Ontwikkelingsplan wordt de impact van de versterkingen op 

de ruimtelijke ordening zo minimaal mogelijk gehouden. Bij het berekenen van 

de investeringen houdt men rekening met het economisch beleid en het 

milieubeleid dat in deel 5.2 van dit document werd besproken. 

Nieuwe infrastructuur wordt zoveel mogelijk beperkt: 

• twee verbindingen om de 380/150 kV-transformatoren in Avelgem/Ruien en in 

Courcelles/Gouy aan te sluiten; 

• een nieuwe 380 kV-post te Kinrooi om een faseverschuiver te plaatsen. 


129

130 

De andere ontwikkelingen worden gerealiseerd door: 

• de transformatoren aan te sluiten op nieuwe velden gelegen in bestaande 

posten; 

• bestaande lijnen te versterken of het aanleggen van een tweede draadstel als 

de verbindingen dit toelaten. 

Versterking in West-Vlaanderen 

Nieuwe 380/150 kV-transformator te Avelgem/Ruien 

De 380/ 150 kV-transformator van Avelgem/ Ruien komt in Avelgem en wordt 

aangesloten op 380 kV in Avelgem en op 150 kV in Ruien, waarbij dus van twee 

bestaande posten gebruik wordt gemaakt. 

150 kV-verbinding Avelgem-Ruien 

Om de 380/150 kV-transformatoren van Avelgem te kunnen aansluiten in de 

post van Ruien, wordt voorgesteld een nieuwe 150 kV-lijn te bouwen, voor de 

aansluiting van de twee transformatoren. De huidige lijn, die voor de aansluiting 

van de eerste transformator zorgt, volstaat niet om de twee verbindingen over 

te nemen en zal worden ontmanteld zodra de nieuwe lijn in dienst komt. Er was 

reeds een eerste contact met de betrokken overheden om dit project voor te 

stellen. 

Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin 

De versterking van de verbinding Avelgem-Avelin bestaat uit de plaatsing van 

een tweede draadstel op een bestaande lijn, met een lengte van 23 km op 

Belgisch grondgebied. Inmiddels werd reeds contact genomen met de 

betreffende overheden om de nodige vergunningen en toelatingen te verkrijgen. 

Gezien de te verwachten moeilijkheden om een nieuwe bovengrondse 380 kV- 

lijn door het natuurpark “Parc Naturel du Pays des Collines” te bouwen, was het 

voorzien om het tweede draadstel van de bestaande lijn Avelgem-Avelin door 

het park te gebruiken om de nieuwe lijn Avelgem-Chièvres-Trivières-Courcelles 

te verwezenlijken. De aanleg van het tweede draadstel Avlgem-Avelin 

hypothekeert dus zeer sterk de realisatie op termijn van deze 380 kV-lus. 

Versterking in Henegouwen 

Versterking van de 220/150 kV-lijn Jamiolle-Monceau 

Bij deze versterking worden de bestaande geleiders van het op 150 kV 

uitgebate draadstel vervangen door geleiders met een grotere capaciteit. De 

versterking moet gebeuren tussen de post van Monceau en het raakpunt van de 

lijn Chooz-Monceau met de 150 kV-antenne van de pompcentrale van Plate- 

Taille. Deze investering heeft verder geen gevolgen op het vlak van ruimtelijke 

ordening. 

De 220/150 kV-post van Jamiolle zal worden ontmanteld. 


Installatie van de faseverschuiver te Monceau 

De faseverschuiver wordt geïnstalleerd in de bestaande post van Monceau, die 

in een industriegebied is gelegen. 

Nieuwe 380/150 kV-transformator te Courcelles/Gouy 

De 380/150 kV-transformator van Gouy/Courcelles wordt op 380 kV 

aangesloten in Courcelles en op 150 kV in Gouy, en dit in twee bestaande 

posten. 

Verbinding Gouy-Courcelles 

Voor de aansluiting is een nieuwe verbinding met een lengte van 1,8 km nodig. 

Dit moet gebeuren in een landbouwzone. 

Momenteel worden drie verschillende varianten in overweging genomen: 

• de transformator wordt in Gouy geïnstalleerd en er wordt een 380 kV-lijn 

gebouwd tussen Courcelles en Gouy; 

• de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een 150 kV-lijn 

gebouwd tussen Courcelles en Gouy; 

• de transformator wordt in Courcelles geïnstalleerd en er wordt een 

ondergrondse 150 kV-lijn aangelegd tussen Courcelles en Gouy. 

De modaliteiten worden nog verder onderzocht en uitgewerkt om tot een 

uiteindelijke keuze te komen. 

Faseverschuivers in de provincies Antwerpen en Limburg 

De faseverschuiver van Zandvliet wordt in een bestaande post geïnstalleerd. 

In Kinrooi moet een nieuwe post worden opgericht. Om de aanleg van nieuwe 

380 kV-lijnen te vermijden, is het noodzakelijk deze post in te planten vlakbij 

het raakpunt met de Belgisch-Nederlandse interconnecties Meerhout- 

Maasbracht en Gramme-Maasbracht. Gezien dit gebied als landbouwzone is 

ingekleurd in het bestaande gewestplan, is een Ruimtelijk Uitvoeringsplan 

noodzakelijk. De eerste contacten werden al gelegd met AROHM 89 met de 

bedoeling de procedures zo snel mogelijk op te starten. 

7.4.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCH OPTIMUM VOOR DE 

EINDVERBRUIKER 

Voor ieder project dat in deel 7.3 aan bod komt, werden de verschillende 

varianten onderworpen aan een technisch-commerciële vergelijking. De 

economische evaluatie gebeurt vanuit het standpunt van de eindverbruiker en 

zij kadert in het economisch beleid en het milieubeleid, dat in deel 5.2 van dit 

document wordt beschreven. 

De vergelijking van de varianten voor de nieuwe transformatoren wordt hierna 

weergegeven. Voor de plaatsing van het tweede 380 kV-draadstel Avelgem- 

89 Administratie ruimtelijke ordening, huisvesting, monumenten 


131

132 

Avelin werd geen andere variant overwogen, aangezien elke andere oplossing 

een nieuwe verbinding vereiste die minstens even lang was. 

De budgettaire ramingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies, 

de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrustingen en 

de uitvoering van de werken. We wijzen erop dat het hier uitsluitend gaat om 

grootteordes die gebaseerd zijn op een eerste raming van de kosten die door de 

investering worden teweeggebracht. Het is de bedoeling om aan de hand van 

deze informatie de varianten met elkaar te vergelijken. 

Nieuwe 380/150 kV-transformator in Avelgem/Ruien en 

150 kV-verbinding Avelgem-Ruien 

Rendabiliteitsstudie voor de transformator van Avelgem/Ruien 

Het is aangewezen om in Avelgem/Ruien een nieuwe transformator te 

installeren, om de onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het 

productiepark te waarborgen, en om de kosten voor opgelegde productie van de 

eenheden van Ruien te vermijden. 

Er werd een risicostudie gemaakt om de investeringskosten van de nieuwe 

transformator van Avelgem/Ruien en de kosten in verband met het risico van de 

verplichte productie te vergelijken. Doel van deze investering is de netveiligheid 

te waarborgen. 

Uit deze studie blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskost van de investering 

overeenkomt met: 

• 5 weken verplichte productie van Ruien 5; 

• 3 weken verplichte productie van Ruien 6. 

Deze rendabiliteitsberekeningen worden gemaakt op basis van: 

• een afschrijvingsperiode van 37 jaar; 

• een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost 

of Capital) van Elia; 

• gemiddelde prijzen voor verplichte productie, gebaseerd op de lopende 

contracten; 

• 60 uur werking per week, gespreid over 5 dagen. 

Socio-economische vergelijking tussen de investeringsvarianten 

Voor de versterking van de transformatie van Ruien werden twee varianten 

bekeken. Het alternatief voor de nieuwe transformator van Avelgem/Ruien is 

een nieuwe transformator in Wortegem. De nieuwe transformator zou dan in 

aftakking op de 380 kV-lijn Avelgem-Mercator worden aangesloten. 

Technisch gezien zijn deze oplossingen min of meer gelijkwaardig. De 

aanwezigheid van twee aftakkingen op de lijn Avelgem-Mercator (waaronder 

één in Rodenhuize en één in Wortegem) vormt echter een klein nadeel. 

Ook wat hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu betreft, is er 

weinig verschil tussen de twee oplossingen. Het gaat immers om de versterking 

van bestaande posten met nieuwe transformatoren, zonder dat daarvoor nieuwe 

380 kV-lijnen moeten worden aangelegd. 


De beslissing werd genomen op basis van de respectieve kosten van de twee 

oplossingen. Het budget voor een nieuwe transformator in Avelgem/Ruien ligt 

40% lager dan het budget dat werd berekend voor de installatie van een 

transformator in Wortegem. 

Dit verschil kan als volgt worden verklaard: 

• voor de transformator van Avelgem/Ruien moet de 150 kV-lijn Avelgem-Ruien 

worden versterkt; 

• voor de transformator van Wortegem zijn de aansluitingskosten heel wat 

lager, maar is wel de aanpassing vereist van de metaalomsloten 150 kV-post 

van Wortegem en de bouw van acht nieuwe velden. 

In tabel 7.9 wordt de vergelijking van beide varianten geïllustreerd. 

Tabel 7.9: Socio-economische vergelijking van de varianten voor de versterking van de transformatie in 

Avelgem/ Ruien en Wortegem 

Tweede 380 kV-draadstel Avelgem-Avelin 

De versterking van de Frans-Belgische interconnectie door de plaatsing van het 

tweede draadstel Avelgem-Avelin beperkt de kosten en de impact op het milieu 

en de ruimtelijke ordening tot een minimum, vermits zij geen volwaardige 

nieuwe infrastructuur vereist. Bovendien zal de fasetranspositie van de twee 

draadstellen het elektrisch veld en het magnetisch veld onder de lijn doen 

afnemen in vergelijking met de huidige toestand. 

In tabel 7.10 ziet u welke socio-economische evaluatiecriteria werden 

gehanteerd voor het tweede draadstel Avelgem-Avelin. 


133

134 

Tabel 7.10: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Avelgem-Avelin 

Faseverschuiver van Monceau en versterking van Jamiolle-Monceau 

Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten Chooz- 

Monceau en Gramme-Massenhoven 

In tabel 7.11 worden de resultaten van een studie over de maximaal toegelaten 

transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België weergegeven naargelang van het 

versterkingsniveau van het Belgische net. De versterkingen worden erin 

vermeld in volgorde van doeltreffendheid voor de maximaal toelaatbare 

transacties. De maximale transacties stemmen overeen met een winterdag, met 

een volledig net en met een importsaldo voor Nederland van 2500 MW. 

Tabel 7.11: Maximaal toelaatbare transactiecapaciteit tussen Frankrijk en België naargelang van het niveau 

van versterking van het Belgische net 


Deze studie toont ook de volgende zaken aan: 

• De versterking van de 380 kV-lijn Avelgem-Avelin en de installatie van een 

faseverschuiver in Monceau is bijna even doeltreffend als de versterking van 

de 380 kV-lijnen Avelgem-Avelin en Gramme-Massenhoven 90 . Bovendien is de 

installatie van een faseverschuiver in Monceau vanuit economisch standpunt 

te verkiezen boven de versterking van de lijn Gramme-Massenhoven. 

• Als men ze maximaal wil benutten moet de nieuwe 380 kV-lijn Aubange- 

Moulaine daarentegen worden gerealiseerd na de versterking van de lijn 

Gramme-Massenhoven. 

De tabel hierna geeft een economische vergelijking van de versterking van de 

lijn Chooz-Monceau met installatie van een faseverschuiver en de versterking 

van de lijn Gramme-Massenhoven. 

Tabel 7.12: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de lijn Chooz- 

Monceau met installatie van een faseverschuiver in Monceau en van de versterking van de lijn Gramme- 

Massenhoven 91 

Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten met 

betrekking tot de installatie van een faseverschuiver op de lijn Chooz- 

Monceau 

De installatie van de faseverschuiver te Monceau is het resultaat van langdurig 

overleg tussen de beheerders van het Belgische en het Franse net, om tot een 

optimale oplossing te komen voor de overbelastingen die zich op de as 

Monceau-Chooz-Mazures voordoen door de versterking van de interconnecties. 

In een eerste fase werd overwogen om de transformator van Jamiolle te 

versterken, maar dit leidde tot overbelastingen op de 220 kV-lijn Jamiolle- 

Chooz. Bovendien bleef het knelpunt op de 380/220 kV-transformatoren van 

Mazures bestaan. 

Een oplossing voor deze beperking op het interconnectienet had kunnen 

bestaan uit de opening van de lijn Jamiolle-Chooz. Deze oplossing zou het 

90 De versterking van de verbinding Gramme-Massenhoven wordt in hoofdstuk 8 beschreven. 

91 De nieuwe 150/70 kV-voeding die in de post te Thy-le-Château wordt gerealiseerd, wordt in de schatting van deze 

variant niet opgenomen. 


135

136 

voordeel bieden dat de transactiemogelijkheden tussen Frankrijk en België 

verhogen. Daartegenover staat dat Henegouwen één van haar 

bevoorradingspunten zou verliezen. In dat geval zou op termijn een extra 

380/150 kV-transformator moeten worden voorzien. De enige plaats die 

hiervoor momenteel in aanmerking zou komen, is de post van Trivières. Dit is 

een erg zware investering, gezien de noodzaak om een 20 kilometer lange 

nieuwe 380 kV-lijn te bouwen tussen Courcelles en Trivières. 

Het alternatief voor de 380/150 kV-transformator van Trivières is de installatie 

van een faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau. 

Voor de lokalisatie van deze faseverschuiver werden twee varianten bestudeerd: 

• de eerste variant was de opstelling van de faseverschuiver in een nieuwe post 

te Valentinoise (Silenrieux) vlak onder de lijnen Jamiolle-Monceau (220/150 

kV) en de antenne van Plate-Taille (150 kV); 

• de tweede variant – waarvoor uiteindelijk werd gekozen – voorziet de 

installatie van een faseverschuiver in de bestaande 150 kV-post van Monceau. 

Daarnaast moet de voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen, die ondersteund 

wordt door de 150/70 kV-transformator te Neuville, worden versterkt. 

Daarvoor komt er een nieuwe 150/70 kV-voeding in de post van Thy-le- 

Château 92 vanaf de post van: 

• Valentinoise (Silenrieux) in de eerste variant; 

• Monceau in de tweede variant. 

In tabel 7.13 hierna worden de belangrijkste voor- en nadelen van deze 

varianten op een rijtje gezet. 

Tabel 7.13: Vergelijking van de installatie van een faseverschuiver in Valentinoise of Monceau 

Tabel 7.14 geeft de socio-economische vergelijking van de twee varianten. Deze 

economische vergelijking omvat de plaatsing van de kabel die nodig is voor de 

voeding van de 70 kV-lus van Henegouwen in Thy-le-Château. 

92 Deze investering wordt in de investeringen van gewestelijk belang opgenomen. 


Tabel 7.14: Socio-economische vergelijking van de varianten met betrekking tot de installatie van een 

faseverschuiver op de lijn Chooz-Monceau 

Versterking van de interconnecties met Frankrijk 

De twee voorgestelde investeringen voor het verhogen van de 

interconnectiecapaciteit tussen Frankrijk en België – het tweede draadstel 

Avelgem-Avelin en de versterking van Chooz-Monceau - zijn volledig 

gerechtvaardigd vanuit een socio-economisch oogpunt. De investeringskost 

wordt namelijk op zeer korte termijn door de Belgische elektriciteitsverbruiker 

teruggewonnen door het verschil in de marktprijzen tussen Frankrijk en België. 

Het is noodzakelijk om deze versterkingen zo spoedig mogelijk te 

verwezenlijken, om maximaal te profiteren van huidige productieoverschotten 

op Europees niveau. 

Nieuwe 380/150 kV-transformator in Courcelles/Gouy en verbinding 

Gouy-Courcelles 

Studie van de rendabiliteit van de transformator van Courcelles/Gouy 

De voorkeur gaat naar de nieuwe transformator van Courcelles/Gouy, zodat de 

onafhankelijkheid van het net ten opzichte van het productiepark kan worden 

bevorderd en het risico van de kosten voor de verplichte inzet van de eenheden 

van Monceau en Amercoeur wordt vermeden. 

Er werd een risicostudie uitgevoerd waarin de investeringskosten van de nieuwe 

transformator van Courcelles/Gouy werden vergeleken met de kosten van de 

verplichte productie omwille van de netveiligheid. 

Hieruit blijkt dat de jaarlijkse afschrijvingskosten van de investering 

overeenkomen met 6 tot 13 weken opgelegde productie van een eenheid van 

Amercoeur 2, volgens de parameters die in de berekeningen worden 

gehanteerd. 

Deze rendabiliteitsberekening wordt uitgevoerd op basis van: 

• een afschrijvingstermijn van 37 jaar; 

• een actualisatievoet dat gelijk is aan de WACC (Weighted Average Cost of 

Capital) van Elia; 


137

138 

• gemiddelde prijzen voor verplichte productie op basis van de lopende 

contracten; 

• een produceerd vermogen dat varieert van 60 tot 90 MW; 

• 108 tot 168 bedrijfsuren per week; 

• een continu-inzet of een inzet met starts en stops. 

Socio-economische vergelijking van de investeringsvarianten 

In het kader van de transformatieversterking van Hengouwen werden drie 

varianten bekeken. 

Naast de nieuwe transformator in Courcelles/Gouy zijn de twee andere 

varianten: 

• een nieuwe transformator in Tergnée, waarvan de aansluiting de aanleg zou 

vereisen van een tweede draadstel van de 380 kV-lijn Saint-Amand-Tergnée, 

hetzij over 7,5 km, en een aanpassing van de post; 

• een nieuwe transformator in Trivières, die de bouw van een 380 kV-lijn over 

een afstand van 20 km vanaf Courcelles vereist. 

Vanuit technisch oogpunt zijn deze oplossingen min of meer evenwaardig. 

Vanuit hun impact op de ruimtelijke ordening en het milieu werd met de 

volgende elementen rekening gehouden: 

• het gaat om versterkingen van bestaande posten door nieuwe 

transformatoren; 

• de aansluiting van deze transformatoren vereist de aanleg van het tweede 

draadstel van een bestaande lijn of de bouw van een nieuwe verbinding in het 

380 of 150 kV-net over een lengte van 2 tot 20 kilometer, naargelang van het 

geval. 

Het is duidelijk dat de bouw van een nieuwe verbinding met een lengte van 20 

km (in het geval van de bouw van een nieuwe transformator) minder gunstig is 

op het vlak van de ruimtelijke ordening en milieu dan de verbindingen die 

moeten worden voorzien voor de andere varianten, zelfs als de bouw van deze 

lijn zou gepaard gaan met de ontmanteling van bestaande 150 kV-lijnen. 

Bovendien is deze oplossing vanuit budgettair standpunt bijna drie keer duurder 

dan de oplossing waarvoor uiteindelijk werd gekozen. 

De keuze tussen de versterkingsvarianten in Tergnée of in Gouy werd gemaakt 

op basis van de kosten voor de twee oplossingen. Het budget voor de installatie 

van een nieuwe transformator in Tergnée ligt 20% hoger dan het budget dat 

werd berekend voor de installatie van een transformator in Gouy. 

En wel om de volgende redenen: 

• het budget voor de installatie van de nieuwe transformator in Tergnée ligt 

minder hoog wat de aansluiting betreft: het budget van de plaatsing van het 

tweede draadstel in Saint-Amand-Tergnée is ongeveer 40% van het budget 

voor de realisatie van een nieuwe bovengrondse lijn tussen Courcelles en 

Gouy; 

• dit voordeel wordt echter teniet gedaan door de noodzaak om vier bijkomende 

velden te bouwen voor de uitbreiding van de post van Tergnée (waarvan drie 

380 kV-velden), terwijl twee volstaan voor de uitbreiding van de posten van 

Courcelles en Gouy (waaronder één 380 kV-veld). 


In tabel 7.15 hierna wordt de vergelijking van deze drie varianten geïllustreerd. 

Tabel 7.15: Socio-economische vergelijking van de varianten van de versterking van de transformatie in 

Gouy 

Installatie van faseverschuivers aan de Belgisch-Nederlandse grens 

De tabel hierna geeft een overzicht van de socio-economische evaluatie van de 

installatie van twee faseverschuivers in de 380 kV-posten van Kinrooi en 

Zandvliet. Vandaag is het alleen mogelijk een eerste richtprijs van deze 

installatie te geven, zoals hij in de tabel 7.16 opgenomen is. Verdere studies 

zijn nodig om een betere raming op te stellen. 

Zoals al in deel 7.3.2 vermeld, hebben deze faseverschuivers een positief effect 

op de grootte, de stabiliteit en de termijn van importcapaciteiten, die aan de 

markt ter beschikking gesteld worden. Op basis van voorzichtige schattingen in 

verband met de verhoging van de capaciteiten en de mogelijke winst op het 

prijsverschil tussen de buurlanden en België, kan de kost voor de installatie van 

deze faseverschuivers op enkele jaren teruggewonnen worden. De kWh-prijzen 

zijn zowel gebaseerd op de prijsindicatoren op korte en lange termijn van de 

elektriciteitsbeurzen (spotprijzen en futures/forward prijzen voor energie). Zoals 

voor de versterking van de interconnecties, moet de indienstname zo vlug 

mogelijk verwezenlijkt worden om de opportuniteiten vol te kunnen benutten, 

die uit de huidige productieovercapaciteit in Europa voortvloeien. 


139

140 

Tabel 7.16: Socio-economische evaluatie van de installatie van twee faseverschuivers aan de Belgisch- 

Nederlandse grens 

7.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 

Het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van het 

middenspanningsnet vanaf het 220-150 kV-net door de installatie van 220-150 

kV/MS-transformatoren werd in deel 5.2.1 toegelicht. Ter herinnering: het gaat 

erom om, waar mogelijk, de directe transformatie te versterken vanaf het 220- 

150 kV-net naar de middenspanningsnetten, om op die manier tegen de laagste 

kosten een verbruiksstijging op te vangen. 

Deze investeringen, die samenhangen met de evolutie van het plaatselijk 

verbruik, kunnen moeilijk worden gepland voor een periode van meer dan twee 

jaar. Dat is ook de reden waarom de definitieve beslissingen in de plannen voor 

de ontwikkeling van de gewestelijke netten zich beperken tot het jaar 2005. 

Door de samenhang hiermee hebben de versterkingen van gewestelijk belang, 

die in dit Plan werden overgenomen, betrekking op dezelfde tijdsperiode. 

Het overzicht van de investeringen die hiervoor worden voorzien tegen 2005 

wordt opgenomen in de delen 7.5.1 en 7.5.2 hierna. In deel 7.5.3 vindt u een 

meer gedetailleerde uitleg over de investeringen. 


7.5.1 VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN 

Tabel 7.17: Nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2005 


Versterking van de transformatie 220-150/70 tot 26 kV 

Tabel 7.18: Investeringen met betrekking tot de nieuwe 150/ 70-36 kV-transformatoren in bestaande 

posten tegen 2005 


141

142 

Versterking van de transformatie 150 kV/MS 

Tabel 7.19: Investeringen met betrekking tot nieuwe 150 kV/ MS-transformatoren in bestaande posten 

tegen 2005 93 

7.5.3 GEDETAILLEERDE BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN 

West-Vlaanderen 

Versterking van de 150/36 kV-post te Koksijde 

De toename van het verbruik van Lombardsijde, gevoed op 36 KV, vergt een 

versterking. Hierbij werd om economische redenen de voorkeur gegeven aan 

een nieuwe 150/36 kV-transformator in de post te Koksijde boven het 

alternatief bestaande uit de versterking in Slijkens. Bovendien maakt deze 

oplossing de aansluiting van “on-shore” windmolenparken in het hinterland van 

Koksijde mogelijk. Hierbij ontstaat een embryo voor een 36 kV-net, parallel met 

het zwakke en verzadigde 70 kV-net, in deze streek in volle economische 

ontwikkeling. 

Uitstel van de versterking van de post van Ham 

Simulaties, uitgevoerd voor de periode tot 2006, tonen het grote belang aan om 

de transformatie van de post van Ham te versterken. Tegen het einde van de 

beschouwde periode moet de transformator van de post van Ham immers bij 

een incident als reserve optreden voor de posten van Flora en Nieuwe Vaart. Op 

deze post zijn echter ook productie-eenheden (gasturbine en eenheid met SPE- 

diesel) aangesloten, die onregelmatig worden ingezet. Hierdoor kan de transfer 

naar deze reserve-transformator niet op ieder moment worden gewaarborgd. 

Op lange termijn zou men dit kunnen oplossen door een nieuwe transformator 

te installeren in Ham en deze met Ringvaart te verbinden door het tweede 

draadstel aan te leggen van de bestaande lijn tussen Ringvaart en Ham. 

93 De plaatsing van de 150/15 kV-transformator in Mol zou kunnen worden vervangen door een 70/15 kV-transformator 

met hetzelfde vermogen, in functie van de transformatoren die in het reservepark in voorraad zijn. 


Er werd echter geopteerd voor een tijdelijk alternatief voor deze investeringen 

tegen 2006. 

Dit alternatief bestaat uit: 

• de uitwerking van specifieke exploitatievoorwaarden voor de diesel productie- 

eenheden, die op de post van Ham zijn aangesloten; 

• de herstructurering van het net in de zone van Ham die werd voorzien voor 

2003, namelijk de aanleg van 36 kV-kabels tussen Destelbergen en Sint 

Amandsberg en tussen Sint Amandsberg en Flora. 

Provincie Antwerpen 

Tweede 150 kV-draadstel Scheldelaan-Zevende Havendok 

De installatie van een productiegroep van 400 MW in Zandvliet en 

productiegroepen voor 120 MW in Zwijndrecht vergt de aanleg van een tweede 

150 kV-draadstel Scheldelaan – Zevende Havendok. 

Waals Brabant 

Nieuwe 150/15 kV-transformator te Oisquercq 

Om te voldoen aan de sterk gestegen plaatselijke belasting, zal een derde 

150/15 kV-transformator van 50 MVA worden geïnstalleerd en zal een tweede 

MS-cabine worden gebouwd. 

Nieuwe 150/15 kV-transformator te Nivelles 

De versterking van de transformatie in Nivelles is een gevolg van de stijging van 

het plaatselijke verbruik. De post van Nivelles wordt momenteel immers slechts 

gevoed door één enkele 150/15 kV-transformator. Als hulpvoeding wordt een 

beroep gedaan op een middenspanningsverbinding met een sterke capaciteit 

vanaf de post van Baulers. Deze hulpvoeding volstaat echter niet meer, 

waardoor er in Nivelles een tweede transformator zal moeten worden geplaatst. 

De verbinding met hoge capaciteit kan dan dienen als hulpvoeding voor de post 

van Baulers en zo kunnen daar de investeringen ter versterking worden 

uitgesteld. 

Provincie Luik 

Nieuwe 150/70 kV-transformator in Eupen, nieuwe 150 kV-kabel Lixhe 

– Battice en overschakeling van een 70 kV-draadstel van de lijn Battice- 

Eupen naar 150 kV 

Omwille van de stijging van het elektriciteitsverbruik in de streek van Eupen 

moeten volgende versterkingen worden uitgevoerd: 

• het transformatievermogen naar zowel het 70 kV-net als het 15 kV-net in 

Eupen verhogen door de installatie van een bijkomende 150/70kV- 

transformator, waarvan de tertiaire wikkeling de 15 kV-cabine zal voeden; 


143

144 

• de 150 kV-voeding van de volledige oostelijke regio van België (Verviers- 

Eupen) vanaf de post van Lixhe: hiervoor moet een nieuwe 150 kV-kabel 

tussen Lixhe en Battice worden aangelegd, die zal worden verlengd tot Eupen 

door een 70 kV-draadstel van de lijn Battice-Eupen over te schakelen naar 

150 kV. 

Nieuwe 220/70 kV-transformator te Brume 

Door de groeiprognoses van het verbruik zal een derde 220/70 kV- 

transformator worden geïnstalleerd in de post van Brume. Deze dient om het 70 

kV-net te Cierreux te voeden. Hij zal via een nieuwe 70 kV-verbinding tussen 

Brume en Cierreux worden verbonden met de 70 kV-post van Cierreux. Deze 

versterking is nodig om de 70 kV-lus tussen de posten van Trois-Ponts en 

Houffalize te voeden. 

Provincie Namen 

Nieuwe 150/70 kV-transformator in Thy-le-Château en nieuwe 150 kV- 

kabel tussen Monceau en Thy-le-Château (Henegouwen) 

De nieuwe transformator van Thy-le-Château speelt een cruciale rol in de 

veiligheid van de voeding van de lus Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-le- 

Château-Hanzinelle-Neuville. Deze transformator zal via een 150 kV-kabel vanaf 

de post van Monceau worden gevoed. 

Provincie Henegouwen 

Nieuwe 150/10 kV-transformator in Gouy 

Om de hogere belasting op te vangen, die vooral het gevolg is van de 

ontwikkeling van een industriezone, moet het transformatievermogen van de 

post van Gouy worden versterkt. 

Hiervoor werden twee mogelijkheden beschouwd: 

• de vervanging van de twee 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA door twee 

70/10 kV-transformatoren van 40 MVA; 

• de overheveling van de belasting naar 150 kV. 

Uiteindelijk werd voor de tweede mogelijkheid gekozen. Deze kadert immers in 

het beleid van de versterking van de rechtstreekse voeding van de 

middenspanningsnetten vanaf het 150 kV-net. De belasting wordt in normale 

omstandigheden gevoed door de nieuwe 150/10 kV-transformator van 40 MVA. 

De twee bestaande 70/10 kV-transformatoren van 20 MVA worden in monobloc 

aangesloten als hulpvoeding. 

Nieuwe 150/15 kV-transformatoren in Chièvres 

Er worden twee nieuwe 150/15 kV-transformatoren van 50 MVA in de 

bestaande 150 kV-post van Chièvres geïnstalleerd. Deze post voedt momenteel 

de HST-lijn Parijs-Brussel. Door deze nieuwe injectie kunnen vanuit technisch- 


economisch 94 standpunt verschillende problemen in de nabijgelegen 70 kV- en 

150 kV-netten worden opgelost. Er is een alternatief mogelijk bestaande uit een 

reeks plaatselijke versterkingen, maar deze vergen heel zware investeringen. 

Het zou meer bepaald gaan om: 

• de versterking van de post van Lens, wat nodig is voor de netveiligheid bij een 

incident. Hierbij zou de bestaande transformator (70/15 kV - 20 MVA) worden 

vervangen door een krachtiger transformator (70/15 kV - 40 MVA). Hierdoor 

zou het 70 kV-net tussen Baudour, Lens, Deux-Acren en Ligne echter 

zwaarder worden belast; met de nieuwe transformator van Chièvres kan men 

de middenspanningsbelasting van Lens op Chièvres overnemen; 

• de installatie van een tweede transformator (70/15 kV - 40 MVA) ter 

versterking van de post van Ligne, waarmee het hogere verbruik in de streek 

Leuze-Ligne-Deux-Acren kan worden opgevangen: deze oplossing zou echter 

op korte termijn leiden tot de verzadiging van het 70 kV-net tussen Baudour, 

Lens, Deux-Acren en Ligne. Er bestaat hier echter ook een variant op: de 

installatie van een 150/15 kV-transformator van 50 MVA die zou worden 

gevoed door een 150 kV-kabel vanaf Chièvres. Dit is echter een erg dure 

oplossing. Met de nieuwe transformator van Chièvres kan men echter de 

middenspanningsbelasting van Ligne op Chièvres overnemen; 

• de volledige of gedeeltelijke overschakeling van de 70 kV-posten van 

Quevauchamps, Elouges en Pâturages en van het 70 kV-net Baudour- 

Pâturages-Elouges naar 150 kV door het gestegen verbruik. Hiervoor zullen 

zowel de plaatselijke transmissiebeheerder als de distributienetbeheerder 

zware investeringen moeten doen. De installatie van de nieuwe transformator 

in Chièvres biedt hen de kans deze investeringen uit te stellen; 

• de versterking van de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien of van een alternatief; de 

150 kV-lijn Chièvres-Ruien voedt in aftakking de post van Ligne, die het 

70 kV-net ondersteunt en die rechtstreeks het plaatselijke 15 kV-verbruik 

voedt. De nieuwe transformator van Chièvres beperkt aanzienlijk de 

overbelasting op de 150 kV-lijn Chièvres-Ruien bij een incident, doordat ze de 

transits over de verschillende 150 kV-lijnen Baudour-Chièvres en Chièvres- 

Ruien evenwichtig verdeelt. 

Versterking van de bestaande 150 kV-lijn Tergnée-Montignies tussen 

Tergnée en Port de la Praye 

Het deel Tergnée-Pont-de-Loup van de 150 kV-verbinding Tergnée–Montignies 

is bijna verzadigd. Door de groeiprognoses van het verbruik op 150 kV in de 

streek van Charleroi zal de capaciteit van de lijn Tergnée-Farciennes-Pont-de- 

Loup worden versterkt teneinde de beschikbare transitcapaciteit volop te 

benutten op de verbinding Pont-de-Loup-Montignies-Monceau, die een 

verlenging vormt van de verbinding Tergnée-Pont-de-Loup. 

7.6 UITVOERINGSPLANNING 

In de tabellen 7.20 en 7.21 vindt u een overzicht van de uitvoeringsplanning 

voor de versterkingen van nationaal belang en van gewestelijk belang. 

94 Hoewel de DNB nieuwe middenspanningskabels moet plaatsen vanaf de nieuwe site, is de globale oplossing TNB-DNB 

de optimale oplossing. 


145

146 

7.6.1 VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL BELANG 

Tabel 7.20: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006 


7.6.2 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 

Tabel 7.21: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005 

7.6.3 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2006 

Figuur 7.22 hierna beschrijft het hoogspanningsnet tegen het jaar 2006, 

rekening houdend met de versterkingen die door de TNB worden voorgesteld. 


147

148 



149

150 




tegen het jaar 2009 


151

152 


8.1 AANPASSING VAN HET ELEKTRICITEITSNET AAN DE 

PRODUCTIE- EN VERBRUIKSNIVEAUS 

In de hoofdstukken 2 en 3 werden de verschillende scenario’s voor het verbruik 

en de productie tegen het jaar 2009 beschreven. Bovendien werd in hoofdstuk 3 

aangetoond dat het Belgische productiepark niet in staat is, om in 2009 het 

Belgisch verbruik te dekken (behalve in één scenario). Dit is zelfs het geval als 

alle aangekondigde eenheden met hernieuwbare energiebronnen en 

warmtekrachtkoppelinginstallaties gebouwd zouden zijn. Daarenboven werden 

in de context van de vrijmaking van de markt scenario’s uitgewerkt met hogere 

importniveaus. Dit zijn de “verhoging van de import”-scenario’s. 

Ter herinnering vermelden we nog even dat afbeelding 7.1 in hoofdstuk 7 

duidelijk aantoont dat het geschatte verbruiksniveau in het Kyoto-scenario 

tegen 2009 vergelijkbaar is met het verbruiksniveau dat volgens de “macro- 

economische” variant voor 2006 in aanmerking werd genomen. Hierna wordt 

daarom uitsluitend aandacht besteed aan de versterkingen die moeten worden 

gerealiseerd in het kader van de “macro-economische” variant tegen 2009. 

Deel 8.2 hierna geeft de diagnose van de knelpunten in het elektriciteitsnet 

tegen het jaar 2009, door de stijging van het verbruik en het productiepark van 

het basisscenario, als geen bijkomende versterkingen worden uitgevoerd 

tegenover het jaar 2006 95 . In deel 8.3 wordt iedere versterking - door het 

productiepark gestuurd en nodig tegen 2009 - per scenario beschreven. In deel 

8.4 vindt u de technische en economische haalbaarheidsstudie vanuit het 

standpunt van de eindverbruiker. Deel 8.5 geeft de lijst van de versterkingen 

die nodig zijn door de stijging van het plaatselijk verbruik. In deel 8.6 tenslotte 

vindt u een samenvatting van de investeringen die tegen 2009 worden gepland. 

De investeringen die in dit hoofdstuk worden beschreven, worden louter ter 

informatie gegeven. Ze moeten nog worden bevestigd in een volgende uitgave 

van het Ontwikkelingsplan. 

8.2 DIAGNOSE VAN DE KNELPUNTEN IN HET ELEKTRICITEITSNET 

Het referentie-elektriciteitsnet dat voor de studies tegen 2009 wordt 

beschouwd, wordt in deel 7.6 omschreven. Het gaat meer bepaald om het net 

dat is geprogrammeerd tegen het jaar 2006. 

Bovendien voorziet Nederland dat de 380 kV-post in Borssele voltooid zal zijn 

tegen 2006. 

De dimensionering van het transmissienet 380 kV tot 150 kV hangt vooral 

samen met de evolutie van het productiepark en de lokalisatie ervan, met de 

niveaus en de herkomst van de import, en de transit over ons net. De 

dimensionering wordt ook beïnvloed door de evolutie van het algemene 

verbruiksniveau. 

Het algemene groeiniveau van het verbruik is tussen 2006 en 2009 relatief 

zwak: hiervoor zijn geen extra versterkingen van het algemene net nodig. De 

95 De versterkingen waarmee rekening werd gehouden, worden in deel 7.6 vermeld. 


153

154 

toename van het plaatselijke verbruik vereist echter wel versterkingen van 

gewestelijk belang. 

Overigens is er vandaag weinig of geen informatie beschikbaar over de 

perspectieven inzake investeringen in de productie op die termijn. De 

berekeningen met load-flowmodellen op basis van de beschikbare informatie 

tonen aan dat geen grote moeilijkheden verwacht worden voor het 

transmissienet, als dat tegen 2006 inderdaad versterkt is zoals voorzien. 

8.3 BESCHRIJVING VAN DE VERSTERKINGEN VAN NATIONAAL 

BELANG 

8.3.1 BASISSCENARIO - 2009 

Volgens de prognoses voor de investeringen in de productie tegen het jaar 2009 

die momenteel beschikbaar zijn, moet het voor het jaar 2006 versterkte net 

normaal gezien volstaan om de algemene stijging van het verbruik op te 

vangen. 

8.3.2 SCENARIO “VERHOGING VAN DE IMPORT– 2009” 

Het transactiepotentieel tussen Frankrijk en België, dat voortvloeit uit de 

versterkingen die voorzien zijn tegen 2006, bedraagt 3.700 MW, waarbij ook 

rekening wordt gehouden met een importniveau van 2.500 MW voor Nederland. 

Dit potentieel kan op 4.700 MW worden gebracht als volgende bijkomende 

investeringen worden gedaan: 

• versterking van de 380 kV-lijn Gramme-Massenhoven; 

• nieuwe 380 kV-lijn Aubange-Moulaine (deels op Frans grondgebied). 

Om het volle potentieel ervan te kunnen benutten moet de lijn Aubange- 

Moulaine in dienst worden gesteld na het plaatsen van het tweede draadstel van 

Gramme-Massenhoven. 

Het deel van de nieuwe lijn Aubange–Moulaine dat over Belgisch grondgebied 

loopt, is volledig klaar. De beheerder van het Franse net liet intussen weten dat 

het deel op Frans grondgebied ten vroegste in 2009 klaar zal zijn. 

Bij een importniveau van 4.700 MW komen er overbelastingen op de 380 kV-lijn 

Gramme-Courcelles en de 380/150 kV-transformatoren van Tihange en 

Gramme, door het stilleggen van de productie-eenheden in het 150 kV-net. Met 

het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men het probleem van deze 

overbelastingen oplossen, die te maken hebben met overproductie in de streek 

van Luik. 

Om het risico van een verplichte productie te Langerlo buiten de piekmomenten 

te vermijden, moet er in Zutendaal een bijkomende 380/150 kV-transformator 

worden geplaatst, in aftakking onder de 380 kV-verbinding Gramme- 

Massenhoven. 


Tabellen 8.1 en 8.2 geven een overzicht van de investeringen die moeten 

gebeuren om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW mogelijk te 

maken. 

Tabel 8.1: Versterkingen van de posten en transformatoren die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische 

import van 4.700 MW te waarborgen 

Tabel 8.2: Versterkingen van de lijnen die nodig zijn om tegen 2009 een Belgische import van 4.700 MW 

te waarborgen 

Zoals reeds werd aangegeven in deel 7.3.2, zal de stijging van het importniveau 

ongetwijfeld behoeften doen ontstaan inzake compensatie in blindvermogen. Er 

worden momenteel studies uitgevoerd om de meest geschikte investeringen 

hiervoor te bepalen. 

8.3.3 SCENARIO “STILLEGGEN VAN DE NIET-ECONOMISCHE PRODUCTIE- 

EENHEDEN – 2009” 

De Belgische producenten zouden om economische redenen kunnen overwegen 

om bepaalde van hun machines tijdelijk of periodiek stil te leggen. Het scenario 

“stilleggen van de niet-economische productie-eenheden” houdt rekening met 

het stilleggen van Kallo 1 en 2, Langerlo 1 en 2, Rodenhuize 4 en Ruien 5 en 6. 

Als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet in Zandvliet een bijkomende 

380/150 kV-transformator worden geplaatst. Als de productie in Rodenhuize 

wordt stilgelegd, moet een 380/150 kV-transformator te Rodenhuize worden 


155

156 

geïnstalleerd. Deze transformatoren moeten dan buiten dienst worden gesteld 

als deze productie-eenheden worden ingezet. 

Als men deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren niet installeert, loopt men 

het risico van de kosten voor verplichte inzet van deze productie-eenheden bij 

een door de producenten geprogrammeerde stop. 

De netbeheerder heeft zich voorgenomen om de komende jaren bijzonder 

aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen en investeringen uit te 

voeren indien deze noodzakelijk blijken. 

8.4 TECHNISCHE EN ECONOMISCHE HAALBAARHEIDSSTUDIE 

8.4.1 TECHNISCHE HAALBAARHEID 

Volgens de huidige stand van zaken zijn er op het vlak van de technische 

haalbaarheid geen moeilijkheden te verwachten. 

8.4.2 BEPERKINGEN INZAKE RUIMTELIJKE ORDENING 

De investeringen werden gepland in het kader van het economische en 

milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document. Dit beleid heeft tot 

doel de impact van de versterkingen op de ruimtelijke ordening zo minimaal 

mogelijk te houden. 

Versterking in Limburg 

Nieuwe 380/150 kV transformator en post te Zutendaal 

De nieuwe post van Zutendaal zal gebouwd worden op een site die zich onder 

de bestaande lijnen bevindt. Er zal contact worden opgenomen met de overheid 

om de meest geschikte locatie te vinden. 

De transformator wordt in aftakking onder de bestaande verbinding Gramme- 

Massenhoven aangesloten. Voor deze aansluiting zal men het vierde draadstel 

van een bestaande 150 kV-lijn over een afstand van 1,7 km moeten aanleggen. 

Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven 

Het tweede draadstel van de verbinding Gramme-Massenhoven zal worden 

uitgevoerd door de bestaande lijnen als volgt aan te passen: 

• de bestaande gedeelten Gramme-Langerlo en Massenhoven-Heze worden nu 

op 150 kV uitgebaat, en moeten naar 380 kV worden overgeschakeld; 

• het tweede draadstel wordt over het niet-uitgeruste gedeelte aangelegd, hetzij 

over een afstand van 113 km tussen Heze en Zutendaal. 

De impact van de versterking wordt hierdoor geminimaliseerd. Bovendien moet 

de 150 kV-post van Heze worden uitgebreid door het verdwijnen van het 

150 kV-lijngedeelte tussen Massenhoven en Heze. 


8.4.3 ZOEKEN NAAR HET SOCIO-ECONOMISCHE OPTIMUM VOOR DE 

EINDVERBRUIKER 

Voor ieder project dat in deel 7.3 werd beschouwd, werden de mogelijke 

varianten aan een technisch-economische vergelijking onderworpen. De 

economische evaluatie wordt uitgevoerd vanuit het standpunt van de 

eindverbruiker. Zij kadert in het economisch beleid en milieubeleid dat in deel 

5.2 van dit document wordt beschreven. 

Hierna vindt u de vergelijking van de varianten die worden beschouwd voor de 

nieuwe transformator van Zutendaal. Er werd geen variant voor de aanleg van 

het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven beschouwd, vermits iedere 

andere oplossing de aanleg zou vergen van een nieuwe en minstens even lange 

lijn. 

De budgettaire schattingen die in de volgende delen worden voorgesteld, 

omvatten de studies, de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop 

van uitrustingen en de uitvoering van de werkzaamheden. Belangrijk in dit 

verband is het feit dat het gaat om grootte-orden die gebaseerd zijn op een 

eerste schatting van de kosten die door de investering ontstaan. Het is in de 

eerste plaats de bedoeling om met deze informatie de verschillende varianten te 

vergelijken. 

Nieuwe 380/150 kV-transformator en post te Zutendaal 

Rendabiliteitsstudie van de transformator van Zutendaal 

Met een nieuwe transformator te Zutendaal kan de onafhankelijkheid van het 

net ten opzichte van het productiepark worden bevorderd, zodat men het risico 

van kosten voor de verplichte inzet van de productie-eenheden te Langerlo kan 

vermijden. 

Er werd een risicostudie uitgevoerd om de investeringskosten van de nieuwe 

transformator van Zutendaal te vergelijken met de kosten van het risico van de 

verplichte productie omwille van de netveiligheid. Uit deze studie blijkt dat de 

jaarlijkse afschrijvingskost van de investering gelijk is aan zes weken opgelegde 

productie van een eenheid van Langerlo. 

Deze rendabiliteitsberekening werd uitgevoerd op basis van: 

• een afschrijvingsperiode van 37 jaar; 

• een actualisatievoet die overeenkomt met de WACC (Weighted Average Cost 

of Capital) van Elia; 

• gemiddelde prijzen voor verplichte productie gebaseerd op de lopende 

contracten; 

• een werking van 60 uur per week, gespreid of 5 (vijf) dagen. 

Tot nu toe werden geen alternatieven voor de transformator van Zutendaal 

beschouwd. In tabel 8.3 hierna vindt u de socio-economische evaluatiecriteria 

die bij deze investering in rekening werden gebracht. 


157

158 

Tabel 8.3: Socio-economische evaluatie van de transformator te Zutendaal 

Tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven 

Met het tweede draadstel Gramme-Massenhoven kan men de capaciteitswinst 

door de versterking van de Belgisch-Franse interconnectie ten volle benutten. 

Deze investering minimaliseert de kosten en de impact op het milieu en de 

ruimtelijke ordening, vermits hiervoor geen volwaardige infrastructuur moet 

worden voorzien. 

Tabel 8.4 geeft een overzicht van de socio-economische evaluatiecriteria voor 

het tweede draadstel Gramme-Massenhoven. 

Tabel 8.4: Socio-economische evaluatie van het tweede draadstel Gramme-Massenhoven 

8.5 VERSTERKINGEN VAN GEWESTELIJK BELANG 

Hierna worden de tegen 2009 geplande investeringen voor de voeding van de 

70 kV tot 26 kV- en middenspanningsnetten vanuit het 150 kV-net beschreven. 

Deze investeringen hangen samen met de toename van het plaatselijke verbruik 

en moeten de komende jaren nog worden bevestigd of herzien, in functie van 

de evolutie van de verbruikscijfers. Het is niet uitgesloten dat het volgende Plan 

voor dezelfde termijn andere investeringen zal voorzien in de posten, om 


toenames van het plaatselijke verbruik op te vangen die nog niet werden 

aangekondigd. 

8.5.1 VERSTERKINGEN VAN DE 150 KV-VERBINDINGEN 

Tabel 8.5: Indicatieve lijst van de nieuwe 150 kV-verbindingen tegen 2009 


Men kan een onderscheid maken tussen verschillende types versterkingen: 

• de vervanging van bestaande transformatoren op 70 kV aangesloten, door 

nieuwe transformatoren met een groter nominaal vermogen op 150 kV 

aangesloten; 

• de vervanging van bestaande transformatoren door krachtiger 

transformatoren in een bestaande post; 

• de installatie van bijkomende transformatoren in bestaande posten; 

• de bouw van nieuwe posten. 

De tabellen 8.6 tot 8.12 geven een indicatieve lijsten van de investeringen 

volgens de types van versterkingen die hierboven werden beschreven. 


159

160 

Versterking van de transformatie 150/70 tot 26 kV 

Tabel 8.6: Indicatieve lijst van de versterkingen door de vervanging van bestaande 220-150/70-36 kV 

transformatoren door krachtiger 220-150/70-36 kV transformatoren tegen 2009 

Tabel 8.7: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150/70-26 kV- 

transformatoren in bestaande posten 

Tabel 8.8: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 150 kV-posten 


Versterking van de 150 kV/ MS transformatie 

Tabel 8.9: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande versterkingen door de vervanging van bestaande 

220-150/ MS-transformatoren door krachtigere 220-150/ MS-transformatoren 96 

Tabel 8.10: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door de vervanging van bestaande 

transformatoren die in 70 kV zijn aangesloten, door nieuwe transformatoren met een groter nominaal 

vermogen die in 150 kV zijn aangesloten 

96 In Battice komen er twee 150/15 kV-transformatoren in de plaats van de 3 bestaande 70/15 kV-transformatoren. 


161

162 

Tabel 8.11: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen in nieuwe 220-150 kV/ MS- 

transformatoren in bestaande posten 

Tabel 8.12: Indicatieve lijst van de tegen 2009 geplande investeringen door nieuwe 150 kV-posten 

8.5.3 HAALBAARHEID VAN DE VOORGESTELDE VERSTERKINGSPROJECTEN 

Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid 

en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde 

projecten die tegen 2009 worden beschouwd. 

Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen haalbaarheids- en/of 

tracéstudies worden uitgevoerd. 

Het gaat meer bepaald om de volgende projecten: 

• de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de 

150 kV-kabel Machelen – Woluwe; 

• de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-Sint- 

Job te Brecht; 

• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek; 

• de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde; 


• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle; 

• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid. 

De versterking van het net van Antwerpen vergt op lange termijn de bouw van 

nieuwe bovengrondse lijnen: 

• de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de 

tunnel onder de Schelde; 

• de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet. 

De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van 

overleg met de betrokken overheden. 

Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en 

Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht. 

Tenslotte moet een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding van 

Gasthuisberg. 

8.6 BESCHRIJVING VAN HET NET TEGEN HET JAAR 2009 

Figuur 8.13 hierna beschrijft het hoogspanningsnet met de voorziene 

investeringen tegen het jaar 2009. 


163

164 



165

166 




die niet aan de 

onderzochte 

tijdstippen zijn 

gebonden 


167

168 


In dit hoofdstuk worden de varianten beschreven waarvoor in het 

Ontwikkelingsplan moeilijk een specifieke termijn kan worden bepaald. 

Enerzijds worden de lokalisaties beschouwd die in aanmerking kunnen komen 

voor nieuwe eenheden, d.w.z. lokalisaties die zo weinig mogelijk problemen in 

het net veroorzaken. Op die manier kunnen nieuwe eenheden tegen de laagste 

kosten voor het net en met een zo laag mogelijke impact op het milieu worden 

aangesloten. De uitgevoerde studie toonde aan dat de beste lokalisaties nauw 

verbonden zijn met de algemene structuur van het net en in die zin weinig 

afhankelijk zijn van de tijdstippen die in het plan werden beschouwd. 

Anderzijds beschrijft dit hoofdstuk de investeringen die worden bepaald door de 

projecten voor nieuwe reeds aangekondigde productie-eenheden, waarvan de 

indienststelling en/of de termijn waarbinnen de indienststelling zal plaatsvinden, 

erg onzeker zijn. 

9.1 SCENARIO “GUNSTIGE LOKALISATIES” 

Het zoeken naar de beste lokalisaties voor nieuwe productie-eenheden vanuit 

het standpunt van het net gebeurt via de berekening van globale indicatoren die 

de invloed op het net bepalen. Met deze indicatoren wil men de varianten 

vergelijken en hen vervolgens klasseren in functie van hun respectieve 

reservemarges tegenover de drempels van de dimensioneringscriteria. 

In de studie wordt naar de “gunstige lokalisaties” gezocht met de jaren 2006 en 

2009 als eindpunten. De resultaten voor 2009 bevestigen de resultaten voor 

2006. De wijzigingen van het referentienet tussen deze twee tijdstippen hebben 

geen ingrijpende invloed op de verkregen resultaten. 

Er werd rekening gehouden met eenheden van 400 MW. Dit vermogen is 

representatief voor monobloc-eenheden van het STEG-type en komt ook 

overeen met: 

• een gemiddelde vermogenswaarde voor centrale producties; 

• een drempelwaarde voor lokalisaties in het 150 kV-net. 

Voor de aansluiting van de machines werden twee spanningsniveaus 

beschouwd: 380 kV en 150 kV. 

De studie gebeurde in twee fases: 

• in een eerste fase werden de goede en slechte lokalisaties geïdentificeerd; 

• in een tweede fase werden “gunstige lokalisatiescenario’s” bepaald, d.w.z. de 

beste keuze voor: 

− de tweede meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste 

lokalisatie; 

− de derde meest gunstige lokalisatie gezien de keuze van een eerste en een 

tweede lokalisatie; 

− enz. 

Men heeft de mogelijkheid open gelaten om één of meer 380/150 kV- 

transformatoren in de buurt van het aansluitingsknooppunt van een machine uit 

te schakelen. Zoals we reeds hebben vermeld, moet deze maatregel beperkt 

blijven, omdat de exploitatie van het net dan minder betrouwbaar wordt wegens 

de grotere complexiteit. 


169

170 

9.1.1 IDENTIFICATIE VAN “GUNSTIGE LOKALISATIES” 

380 kV-lokalisaties 

Voor het spanningsniveau 380 kV, zijn bijna alle lokalisaties globaal genomen 

gunstig. Als men de import beperkt verkleinen de problemen: het is gunstiger 

om op 380 kV te produceren dan op 380 kV te importeren. De 380/150 kV- 

transformatoren worden echter in beide gevallen even zwaar belast. 

De volgende “lokalisaties” worden beter vermeden: 

• Gramme: als hier een nieuwe productie-eenheid zou worden geïnstalleerd, 

worden de problemen voor de afvoeren van het vermogen nog zwaarder; 

• Doel, Mercator, Zandvliet: de installatie van nieuwe eenheden zou nefast zijn 

voor het kortsluitvermogen en zou een extra belasting vormen op de 380 kV- 

lijnen tussen Zandvliet, Doel en Mercator. 

150 kV-lokalisaties 

De volgende tabel geeft in de juiste volgorde de beste lokalisaties die werden 

weerhouden voor het spanningsniveau 150 kV. 

Tabel 9.1: Overzicht van de beste lokalisaties voor het spanningsniveau 150 kV 

Deze lokalisaties moeten één voor één verder worden onderzocht, om de bruto 

resultaten van deze studie te verduidelijken. Ze kunnen ook opnieuw beïnvloed 

worden door van wijzigingen in het 380 tot 150 kV-net. 


In dit verband kunnen volgende overwegingen reeds worden aangehaald: 

• de gunstige lokalisatie op de site van Awirs houdt verband met de 

buitendienststelling van oude machines in de productie-eenheid van Awirs 4. 

Als deze deklassering wordt uitgesteld, wordt de lokalisatie wel minder gunstig 

voor de installatie van een nieuwe eenheid. Bovendien is het mogelijk dat de 

150 kV-lijn Awirs-Lixhe in de toekomst wordt overgeschakeld naar 220 kV, om 

de overbelastingen van de transformatoren op te vangen die de voeding van 

de streek van Luik verzekeren; 

• volgens de technische criteria is de site van Merksem een gunstige lokalisatie, 

maar deze bevindt zich midden in stedelijk gebied; 

• een gedetailleerde studie toont aan dat de 150 kV-site van Beringen, die in de 

eerste studie naar voren kwam als gunstige lokalisatie, belangrijke 

overbelastingen zou veroorzaken op de 150 kV-lijn Beringen-Mol. Deze 

overbelastingen kunnen moeilijk worden opgelost zonder zware 

netinvesteringen (in de grootteorde van 40 M€), als de eenheden van Mol 

worden stilgelegd. Hetzelfde geldt voor de 380 kV-site van Meerhout, waar 

pas na de aanleg van het tweede 380 kV-draadstel Gramme-Massenhoven 

tussen Massenhoven en Meerhout twee machines van 400 MW kunnen worden 

geïnstalleerd. 

9.1.2 GUNSTIGE PARKEN DIE DE ONTWIKKELINGEN VAN HET NET BEPERKEN 

Op basis van de overwegingen in deel 9.1.1 werden er gunstige parken 

opgesteld. 

De studie toont aan dat de installatie van vier of vijf nieuwe productie-eenheden 

op gunstige lokalisaties het net minder belast dan de installatie van één nieuwe 

machine op een bepaalde gunstige site. Zo verdient de gelijktijdige invoering 

van twee nieuwe eenheden (in Trivières en Ruien) de voorkeur boven één 

nieuwe eenheid in Ruien. Hierdoor ontstaat immers een productie-evenwicht 

tussen verschillende elektriciteitszones, waardoor het net minder zwaar wordt 

belast. 

Bij wijze van voorbeeld kunnen we zeggen dat de lokalisatie van vier eenheden 

in Mol, Schelle, Ruien en Trivières een gunstige combinatie vormt. De 

bijkomende lokalisatie van de site van Awirs vormt een combinatie van vijf 

gunstige lokalisaties. 

9.2 SCENARIO “NIEUWE PRODUCTIEPROJECTEN” 

De volgende projecten van aangekondigde nieuwe productie-eenheden werden 

beschouwd: 

• een repowering van de eenheid van Kallo; 

• de off-shore windmolenparken in de Noordzee. 

9.2.1 TECHNISCHE HAALBAARHEID 

Repowering van Kallo 

Bij de repowering van Kallo worden twee nieuwe gasturbines van 250 MW voor 

één van de twee bestaande stoomturbines voorgeschakeld (Kallo 1). De andere 

turbine wordt buiten dienst gesteld. De uitlaatgassen van de gasturbines 


171

172 

worden gebruikt om een deel van de stoom te produceren die nodig is voor de 

voeding van de bestaande stoomturbine. Als één van de twee gasturbines 

uitvalt, daalt de productie met de helft. 

Er moeten verscheidene aanpassingen gebeuren in de 150 kV-post van Kallo, 

om het vermogen dat door de nieuwe groep wordt voortgebracht, te kunnen 

afvoeren (een nominaal vermogen van 780 MW in plaats van 560 MW): 

• de post van Kallo moet worden aangepast om de langs de post lopende 

rechtstreekse 150 kV-verbinding tussen Mercator en Zwijndrecht te kunnen 

inlussen; 

• de railstellen van Kallo worden met een open koppeling uitgebaat en de 

configuratie van de aansluitingen wordt aangepast; 

• bij de exploitatie hanteert men de volgende regels om te voldoen aan de 

criteria voor het kortsluitvermogen: als de volledige productie van Kallo in 

dienst is, wordt een transformator van Mercator uitgeschakeld. 

Off-shore windmolenparken in de Noordzee 

De installatie van off-shore windmolenparken met een grote productiecapaciteit 

in de Noordzee vereist een versterking van het net, zodat het geproduceerde 

vermogen naar de verbruikers kan worden geleid. Deze versterking wordt 

overwogen op de spanningsniveaus 150 kV en 380 kV. 

Versterking op 150 kV 

Van deze versterking werden een tiental varianten geanalyseerd, waarvan de 

beste drie hierna worden beschreven en vergeleken: 

• de basisvariant van de versterking van de kust, die reeds werd beschouwd 

voor het jaar 2003. Hierbij worden de 150 kV-posten van Blauwe Toren en 

Slijkens rechtstreeks verbonden door de omleiding en de koppeling van de 

twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens; 

• de “Langerbrugge”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee 

verbindingen Brugge-Langerbrugge door een verbinding Blauwe Toren- 

Langerbrugge; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen 

Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe 

Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden; 

• de “Eeklo Noord”-variant, die de vervanging voorziet van één van de twee 

verbindingen Brugge-Eeklo Noord door een verbinding Blauwe Toren-Eeklo 

Noord; één van de twee draadstellen van de 150 kV-verbinding tussen 

Slijkens en Brugge wordt ingelust in een rechtstreekse lijn Slijkens-Blauwe 

Toren; het tweede draadstel van de lijn Brugge-Slijkens blijft behouden. 

In ieder van de varianten wordt de capaciteit van de verbinding Brugge-Slijkens 

versterkt. 

Er wordt rekening gehouden met windmolenparken met een totaal nominaal 

vermogen van 580 MW, waarvan 230 MW in 150 kV aangesloten op Zeebrugge 

en in 350 kV aangesloten op Slijkens. 

In de tabel 9.2 hierna ziet u het percentage van het nominale vermogen dat in 

alle veiligheid door het net kan worden vervoerd (d.w.z. bij een incident), “op 

de piek” en “buiten de piek” voor iedere variant. 


Tabel 9.2: Percentage van het nominale vermogen dat door het net kan worden vervoerd, voor een 

opgesteld vermogen van 580 MW, waarvan 230 in 150 kV met Zeebrugge en 350 MW met Slijkens 

verbonden 

Op basis van een studie van de verdeling van de productie van windenergie 

over het hele jaar en de gemiddelde en maximale waarden die kunnen worden 

gehaald, werd beslist om het algemene net zo te dimensioneren dat het in staat 

is om naargelang van de seizoenen de volgende waarden in alle veiligheid af te 

voeren: 

• 60% van het nominale vermogen tijdens de winter; 

• 50% van het nominale vermogen in het tussenseizoen; 

• 40% van het nominale vermogen tijdens de zomer. 

Deze cijfers tonen aan dat de versterking die voorzien is in de basisvariant, niet 

volstaat om het geproduceerde referentievermogen bij een incident af te 

voeren. De twee andere varianten, waarvan de technische en economische 

prestaties heel nauw bij elkaar aanleunen, moeten nog gedetailleerder worden 

onderzocht, vooraleer een definitieve keuze te maken. 

Versterking in 380 kV 

Als het totale nominale vermogen van de off-shore windmolenparken 600 MW 

zou overschrijden, volstaan de oplossingen die in het vorige deel werden 

voorgesteld niet meer. De meest voor de hand liggende oplossing voorziet in 

dat geval de verlenging van het 380 kV-net naar de Belgische kust, door een lus 

te verwezenlijken tussen de posten van Izegem en Eeklo Noord. Een 380 kV- 

versterking in antenne op Eeklo Noord volstaat immers niet, om het vermogen 

in veiligheid af te voeren. Andere minder gebruikelijke oplossingen op basis van 

vermogenselektronica vallen ook te overwegen. 

Een gedetailleerde studie wordt binnenkort opgestart. Deze moet worden 

voorafgegaan door een overleg met alle belanghebbende partijen, en zeker met 

de federale regering en de federale regulator. Dit teneinde de hypothesen te 

kunnen vastleggen die weerhouden moeten worden inzake vermogen, 

lokalisatie en planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken 

in de Noordzee. 


173

174 

9.2.2 SOCIO-ECONOMISCHE EVALUATIE 

Ieder project dat in deel 9.2.1 werd beschouwd, maakte het voorwerp uit een 

technisch-economische evaluatie. De economische evaluatie gebeurde vanuit 

het standpunt van de eindverbruiker. Deze evaluatie kadert in het economisch 

beleid en het milieubeleid, zoals beschreven in deel 5.2 van dit document. 

De budgettaire schattingen die hierna worden voorgesteld, omvatten de studies, 

de uitvoering van de plannen en de schema’s, de aankoop van uitrusting en de 

uitvoering van de werken. Het is belangrijk dat het hier slechts gaat om 

grootteorden die gebaseerd zijn op een eerste schatting van de kosten die 

voortvloeien uit de investering. Het is de bedoeling dat op basis van deze 

gegevens de varianten kunnen worden vergeleken. 

Repowering van Kallo 

De investering die nodig is om het net aan te passen bij een repowering van 

Kallo, bestaat hoofdzakelijk uit het aanpassen van de lijn Mercator-Zwijndrecht, 

zodat die lijn in de post van Kallo kan worden ingelust. 

In de tabel hierna ziet u de socio-economische evaluatie van het project. 

Tabel 9.3: Socio-economische evaluatie van het project voor de inlussing van de lijn Mercator-Zwijndrecht 

in de 150 kV-post te Kallo 

Off-shore windmolenpark in de Noordzee 

De investeringen in het net die nodig zijn om windmolenparken aan te sluiten 

met een opgesteld vermogen van ongeveer 580 MW in de Noordzee, behelzen 

in de drie varianten (beschreven in deel 9.2.1) hoofdzakelijk: 

• de versterking van de twee draadstellen van de 150 kV-lijn Brugge-Slijkens, 

die in ieder geval noodzakelijk is; 

• de aanleg van ondergrondse kabels die de nieuwe verbindingen vormen, 

alsook de toevoeging van velden in de posten van Blauwe Toren en Slijkens. 

De tabel hierna geeft de socio-economische vergelijking van de drie 

beschouwde varianten. 


Tabel 9.4: Socio-economische evaluatie voor de aansluiting van off-shore windmolenparken 

De basisvariant beantwoordt niet volledig aan de technische criteria. De twee 

andere varianten, waarvan de technische criteria en de budgettaire schattingen 

heel nauw bij elkaar aanleunen, zullen het voorwerp uitmaken van een meer 

gedetailleerde studie. 


175

176 


Conclusies & 

uitvoering van het 

Ontwikkelingsplan 


177

178 


Het huidig Ontwikkelingsplan berust op macro-economische hypotheses die 

uitgaan van de groeivooruitzichten voor het verbruik die door het Federaal Plan 

worden geformuleerd, en op het Indicatief Programma van de 

Productiemiddelen van de CREG. 

De ruimtelijke verdeling van het verbruik beïnvloedt in zekere mate de evolutie 

van het net. In dit verband spelen de “micro-economische” prognoses, die door 

de netgebruikers worden meegedeeld of die in overleg met de beheerders van 

de middenspanningsnetten worden opgesteld, een zeer belangrijke rol. 

Het planningsproces is een complex gegeven: 

• enerzijds houdt het rekening met een groot aantal onzekerheden die 

samenhangen met de markt en die in het kader van dit Ontwikkelingsplan 

vooral te maken hebben met de verbruiksvooruitzichten, de centrale en de 

decentrale productie, de inplanting van verbruik en productie, alsook de 

import- en transitfluxen; 

• anderzijds spelen hier ook technische, economische en milieufactoren. 

Bij het opstellen van hett Ontwikkelingsplan streeft de netbeheerder ernaar om 

tegemoet te komen aan de belangrijke doelstellingen van de vrijmaking van de 

elektriciteitsmarkt. De voorstellen die hij doet voor de ontwikkeling van het net, 

hebben meer bepaald tot doel: 

• de openstelling van de elektriciteitsmarkt te faciliteren door het vergroten van 

de importcapaciteit van België; 

• de afhankelijkheid van het transmissienet ten opzichte van het Belgische 

productiepark te verminderen door het plannen van nieuwe investeringen in 

het net wanneer deze economisch verantwoord zijn, dit om telkens 

terugkerende verplichtingen van productie-eenheden weg te werken. 

Daarnaast wordt rekening gehouden met de beleidskeuzes die werden gemaakt. 

Zo houdt het Ontwikkelingsplan rekening met de doelstellingen op het vlak van 

hernieuwbare energie en warmtekrachtkoppeling, alsook met de projecten voor 

windmolenparken in de Noordzee, zoals die aanvankelijk werden gepland. De 

aankondigingen die de federale regering recent deed over windmolenparken in 

de Noordzee werden nog niet in dit plan verwerkt. Er zijn nog aanvullende 

studies nodig om de ontwikkelingen van het net te bepalen die noodzakelijk zijn 

voor de aansluiting van off-shore windparken met een totaal nominaal 

vermogen van meer dan 600 MW, zoals aanvankelijk werd aangekondigd. 

Tenslotte heeft de netbeheerder het Plan opgesteld vanuit de zorg het hoofd te 

kunnen bieden aan de toename van het elektriciteitsverbruik in België. Dit plan 

omvat dan ook de investeringen die ervoor moeten zorgen dat de huidige 

betrouwbaarheid van de voeding voor alle aansluitingen op het transmissienet 

op elk niveau behouden blijft. 

OVERZICHT VAN DE BESCHOUWDE SCENARIO’S 

Een reeks zeer uiteenlopende scenario’s werd uitgewerkt op basis van de 

hypotheses van de evolutie van het verbruik en de productie, om zodoende alle 

denkbare scenario’s te bestrijken die werden ontwikkeld voor het beleid inzake 

de energievoorziening en de vrijmaking van de markt in België: importniveau, 

onafhankelijkheid van het productiepark, transitniveaus, enz. Voor ieder 


179

180 

scenario worden vervolgens de vereiste netversterkingen bepaald volgens de 

gebruikelijke technische, sociaal-economische en milieugebonden criteria. 

De overzicht van de scenario’s wordt weergegeven in figuur 10.1. 



181

182 

NETVERSTERKINGEN GEPLAND TEGEN 2006 

Referentienet 

Voor dit Ontwikkelingsplan wordt het net zoals in het begin van 2003 in gebruik 

is als referentienet genomen, inclusief de investeringen die zijn voorzien in 

2003, en meer bepaald: 

• installaties die nog niet in gebruik werden genomen, maar die niet meer in 

vraag kunnen worden gesteld zonder ingrijpende gevolgen; 

• investeringen die werden goedgekeurd in vorige Uitrustingsplannen. 

De netversterkingen die vallen onder federale bevoegdheid zijn: 

• een nieuw 150 kV-voedingspunt in Avernas vanuit Tihange; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Blauwe Toren, Slijkens en Koksijde; 

• een nieuwe 380/150 kV-transformator in Reppel; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Izegem en Sint-Baafs-Vijve; 

• een nieuwe 150 kV-verbinding tussen Gouy en Trivières; 

• de herstructurering van de as Gouy-Baisy-Thy. 

De hierna volgende investeringen, die in vorige Uitrustingsplannen werden 

goedgekeurd, worden echter niet in aanmerking genomen voor de periode die in 

dit Ontwikkelingsplan wordt beschouwd: 

• Tihange-Courcelles 380 kV; 

• Courcelles-Trivières 380 kV; 

• Avelgem-Chièvres 380 kV; 

• Chièvres-Trivières 380 kV. 

De 380 kV-lijn Tihange-Courcelles, die voorzien was in het Uitrustingsplan 

1995-2005, is niet meer nodig binnen het tijdskader van dit Ontwikkelingsplan. 

Ondanks het feit dat de belasting op de as Gramme-Courcelles hoog blijft, is 

deze ontdubbeling niet meer verantwoord, als we rekening houden met de 

investeringen in de productie door industriële warmtekrachtkoppeling in de 

streek van Antwerpen, de in dit Plan voorgestelde versterkingen en de 

algemene stijging van het verbruik. 

Binnen het tijdskader van dit plan voorzien wij evenmin de realisatie van de 

380-kV lijn Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, zelfs niet gedeeltelijk. Ook 

deze lijn was voorzien in het Uitrustingsplan 1995-2005. Als de toename van 

het elektriciteitsverbruik in Henegouwen een nieuwe 380/150 kV–transformator 

noodzakelijk zou maken, komt hiervoor immers alleen de post van Trivières in 

aanmerking, en zou deze moeten gevoed worden vanuit de 380 kV-post van 

Courcelles. De 380 kV-lus die door Henegouwen loopt zou ook nodig kunnen 

blijken door de economische ontwikkeling en vooral door de inplanting van 

nieuwe productie-eenheden in Henegouwen. Als besluit kunnen we stellen dat 

de volledige of gedeeltelijke realisatie van de 380 kV-lijn Courcelles-Trivières- 

Chièvres-Avelgem in de toekomst niet kan worden uitgesloten, ook al is ze 

momenteel niet voorzien in dit Plan. 

Voorstel van Elia voor netversterkingen tegen 2006 

Het overzicht van de netversterkingen die door de netbeheerder worden 

voorgesteld tegen 2006 wordt hierna samengevat: 


• De netversterkingen van nationaal belang worden weergegeven in tabel 10.2 

en houden rekening met: 

− een betere openstelling van de elektriciteitsmarkt door het vergroten van de 

importcapaciteit van België: aanleg van het tweede draadstel Avelgem- 

Avelin, versterking van de verbinding Jamiolle-Monceau, plaatsing van een 

faseverschuiver in Monceau en twee 380 kV-faseverschuivers in Zandvliet en 

Kinrooi; 

− de wil van de netbeheerder om de onafhankelijkheid van het transmissienet 

ten opzichte van het Belgische productiepark te vergroten: installatie en 

aansluiting van transformatoren in Avelgem/Ruien en in Courcelles/Gouy en 

bevestiging van de noodzaak van de transformator te Reppel, ingeschreven 

in het vorige uitrustingsplan. 

• Tabel 10.3 geeft de versterkingen van gewestelijk belang, die noodzakelijk 

zijn door de toename van het lokaal verbruik. 

• De netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken in de 

Noordzee aan te sluiten zullen worden gerealiseerd in overeenstemming met 

de beslissingen voor de bouw ervan. 

Het investeringsbeleid dat hiertoe werd uitgewerkt en uitgevoerd streeft er 

vooral naar om de bestaande infrastructuur maximaal te benutten en nieuwe 

verbindingen tot een minimum te beperken. 

Niettemin is het belangrijk te beseffen, dat Elia geen vaste en definitieve 

verbintenissen kan nemen voor de realisatietermijnen, vermits deze sterk 

worden beïnvloed door de onzekerheden voor het verkrijgen van de nodige 

vergunningen. 


183

184 

Tabel 10.2: Planning van de investeringen van nationaal belang tegen 2006 


Tabel 10.3: Planning van de investeringen van gewestelijk belang tegen 2005 

NETVERSTERKINGEN TEGEN 2009 

Voor het jaar 2009 worden alleen aanduidingen gegeven over de 

netversterkingen die door een volgend Plan gewijzigd of bevestigd zullen 

worden. 

Netversterkingen van nationaal belang 

• De studies, die opgestart of verder uitgewerkt moeten worden, hebben 

betrekking op: 

− de projecten die nodig zijn voor bijkomende importcapaciteit in België: 

− uitrustingen voor spanningsondersteuning bij hoge import ; 


185

186 

− het tweede draadstel op de 380 kV-verbinding Gramme – Massenhoven met 

de nodige aanpassingen op de bestaande lijnen, de uitbreiding van de 

150 kV-post van Heze als gevolg van de verdwijning van het stuk 150 kV- 

lijn tussen Massenhoven en Heze; 

• de projecten voor het vergroten van de onafhankelijkheid van het 

transmissienet ten opzichte van het Belgische productiepark: 

− de localisatie van de nieuwe post van Zutendaal onder de bestaande lijnen; 

• de netversterkingen die nodig zijn om off-shore windmolenparken te kunnen 

aansluiten met een totaal nominaal vermogen hoger dan 600 MW. Hiervoor 

zullen ook minder gebruikelijke netoplossingen moeten overwogen worden op 

basis van vermogenselektronica. Deze studie moet worden voorafgegaan door 

een overleg met alle belanghebbende partijen, en vooral met de federale 

regering en de federale regulator. Dit om de hypothesen vast te leggen die 

weerhouden moeten worden inzake het vermogen, de lokalisatie en de 

planning voor de uitbreidingen van de voorziene windmolenparken in de 

Noordzee. 

Al deze studies zullen worden uitgevoerd in nauw overleg met de bevoegde 

administraties, om zo goed mogelijk tegemoet te komen aan de eisen inzake 

ruimtelijke ordening en bescherming van het leefmilieu. 

De netbeheerder heeft zich ook voorgenomen om tijdens de komende jaren 

zeer aandachtig de evolutie van het productiepark te volgen: 

• als Kallo 1 en 2 worden stilgelegd, moet een bijkomende 380/150 kV- 

transformator worden geplaatst in Zandvliet; 

• als de productie in Rodenhuize wordt stilgelegd, moet een 380/150 kV- 

transformator worden geïnstalleerd in Rodenhuize. 

Bij het niet installeren van deze nieuwe 380/150 kV-transformatoren, ontstaat 

het risico van kosten voor de verplichte inzet van deze productie-eenheden bij 

een door de producenten geprogrammeerde stop. Elia zal investeringen 

uitvoeren indien deze noodzakelijk blijken. 

Netversterkingen van gewestelijk belang 

Er moeten nog aanvullende studies gebeuren om de technische haalbaarheid 

en/of de haalbaarheid inzake ruimtelijke ordening te bevestigen voor bepaalde 

projecten die tegen 2009 worden beschouwd. 

Voor de verschillende voorgestelde 150 kV-kabels zullen nog haalbaarheids- 

en/of tracéstudies worden uitgevoerd. 

Het gaat meer bepaald om de volgende projecten: 

• de aftakking naar de geplande nieuwe post in Keiberg (Machelen) op de 

150 kV-kabel Machelen – Woluwe; 

• de aftakking van de post van Rijkevorsel op de 150 kV-lijn Massenhoven-Sint- 

Job te Brecht; 

• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Heliport en Molenbeek; 

• de nieuwe 150 kV-kabel in de tunnel onder de Schelde; 

• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Wilrijk en Schelle; 

• de nieuwe 150 kV-kabel tussen Burcht en Antwerpen Zuid. 

Op lange termijn vergt de versterking van het net van Antwerpen de bouw van 

nieuwe bovengrondse lijnen: 


• de verlenging van de bovengrondse 150 kV-lijn Kallo - Ketenisse tot aan de 

tunnel onder de Schelde; 

• de nieuwe bovengrondse 150 kV-lijn Solvay – Zandvliet. 

De haalbaarheidsstudie voor deze projecten zal het voorwerp uitmaken van 

overleg met de betrokken overheden. 

Verder zullen voor de bouw van nieuwe posten in Keiberg (Machelen) en 

Antwerpen-Zuid nieuwe terreinen moeten worden gezocht en aangekocht. 

Tenslotte moet ook een oplossing worden gevonden voor de 150 kV-voeding 

van de post van Gasthuisberg. 


187

Federaal ontwikkelingsplan 2003-2010 (pdf, 6 MB) - Elia

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?