03-07-2020

Begin 2020 werd de wereld getroffen door het COVID-19-virus, wat aanleiding gaf tot een crisis in vele sectoren en ook op het energiesysteem een duidelijke impact had. In dit artikel gaan we dieper in op de invloed van het coronavirus op korte en lange termijn op het energiesysteem, en belichten we enkele aandachtspunten voor onderzoek en regelgeving.


De uitdaging: Een klimaatneutraal Europa tegen 2050

Eind 2019 werd de Green deal gepubliceerd, het plan dat de ambitie beschrijft om van Europa tegen 2050 het eerste klimaatneutrale continent te maken. Kort daarna werd de wereld getroffen door het COVID-19-virus, wat aanleiding gaf tot een crisis in vele sectoren en ook op het energiesysteem een duidelijke impact had. In dit artikel gaan we dieper in op de invloed van het coronavirus op korte en lange termijn op het energiesysteem, en belichten we enkele aandachtspunten voor onderzoek en regelgeving.

Voor dit jaar schatte het International Energy Agency (IEA) een daling van de wereldwijde CO2-emissies van 8% [1], vooral gedreven door  de economische gevolgen van de coronacrisis. Die 8% is de jaarlijkse daling die nodig is om de klimaatdoelstellingen 2050 te halen en de opwarming van onze aarde te beperken tot 1,5° C. De simpele conclusie zou moeten zijn dat de economie jaarlijks in lockdown moet om die doelstelling te realiseren. Deze redenering gaat voorbij aan de technologische duurzame opties om aan de vraag naar energiediensten te voldoen, de investeringen die sowieso moeten gebeuren in de energietransitie en de bijhorende kansen die een duurzame omslag ons kan bieden om mee de economische crisis als gevolg van het de coronavirus te bezweren.

“Investeringen in hernieuwbare energiebronnen vertragen tijdelijk maar vallen niet stil”

In 2016 schatte de Europese commissie in de studie ‘Clean planet for all’ nog dat extra investeringen van meer dan 100 miljard per jaar nodig zijn in de EU om in lijn te blijven met de klimaatambities [2]. Voor België zouden er bijvoorbeeld jaarlijks ongeveer voor 1 miljard euro (1 G€) aan investeringen moeten gebeuren om tegen 2030 ruim 50% van onze eigen elektriciteitsproductie hernieuwbaar te maken. Deze investeringen mogen niet louter gezien worden als kosten, maar gaan gepaard met structurele waardecreatie, een reductie van operationele kosten (bv brandstofkosten) en comfortverhoging voor burgers. De 1 miljard aan investeringen in de elektriciteitsproductie leveren België een geschatte besparing op van meer dan 1,1 G€ aan aardgaskosten  of import van elektriciteit.

Het IEA verwacht in 2020 een vertraging van de investeringen in hernieuwbare energie, naar schatting 13% minder nieuwe capaciteit geïnstalleerd vergeleken met 2019, maar toch een uitbreiding van het totale hernieuwbare park van 6%. Indien de leveringsketen zich herstelt, wordt verwacht dat de installatie van nieuwe capaciteit in 2021 volledig terug oppikt. De dalende lijn van kosten voor PV en wind gaan immers door: in Dubai werd een bieding voor een zonnepark goedgekeurd aan 1,5 c€/kWh, een record [3]. En begin mei kondigde de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland aan dat er meerdere kandidaten waren op de aanbesteding voor subsidievrije offshore windenergie [4].

In de context van een economische relance na de coronacrisis zal het voor de regelgever absoluut essentieel zijn om slim met de beschikbare middelen om te springen en keuzes te maken die duurzaam en toekomstgericht zijn. We gaan dieper in op het elektriciteitssysteem, waarbij we een toekomstbeeld schetsen en aangeven welke technische aandachtspunten er zijn aan het huidige systeem. Vervolgens lichten we de belangrijke rol van beleidskeuzes verder toe. 

De coronacrisis: een blik in de nabije toekomst voor elektriciteitsproductie

De huidige coronacrisis kon ons op verschillende gebieden al interessante dingen leren. Door de tijdelijke daling van de vraag en enkele periodes met volop wind en zon werd de elektriciteitsproductie meer dan ooit gedomineerd door hernieuwbare energiebronnen. In april was er een daling van 17% te noteren in de elektriciteitsvraag en in de maand mei een daling van 11% vergeleken met de voorgaande jaren, voornamelijk veroorzaakt door de coronacrisis (zie Figuur 1). Deze daling is vooral gerelateerd aan lagere bedrijvigheid in de industrie en de commerciële sector. Meer details over de cijfers vind je in [5].

In tegenstelling tot de vraag, was de elektriciteitsproductie in de maanden april en mei 2020 hoger dan in de jaren 2017 en 2018. Duidelijk is te zien dat in 2017 en 2018 nog veel elektriciteit geïmporteerd diende te worden, terwijl er in 2020 in België gemiddeld meer productie was dan vraag. Dit is naast het hoge aandeel van hernieuwbare energie toe te schrijven aan de beschikbaarheid van de kerncentrales die in 2019 en 2020 beduidend hoger was. Het aandeel hernieuwbare productie in de totale elektriciteitsproductie nam in 2020 toe tot ongeveer 20%.

Gemiddelde elektriciteitsvraag en -opwekking en aandeel hernieuwbare elektriciteit in België tussen 1 april en 1 juni in de jaren 2017-2020.

Figuur 1: Gemiddelde elektriciteitsvraag en -opwekking en aandeel hernieuwbare elektriciteit in België tussen 1 april en 1 juni in de jaren 2017-2020.

De combinatie van een lage vraag en een hoog aandeel hernieuwbare energieopwekking in België en de buurlanden heeft de elektriciteitsprijzen sterk beïnvloed. Gedurende 75 uren tijdens de maanden april en mei werden negatieve prijspieken genoteerd, tegenover minder dan 100 uren in het hele jaar 2019.

Onderstaand vinden we de prijsevoluties in België: waarbij duidelijk de negatieve uitschieters opvallen.

Figuur 2: Uurlijkse ‘day-ahead’ elektriciteitsprijs in de periode 1 april – 1 juni 2017-2020

Figuur 2: Uurlijkse ‘day-ahead’ elektriciteitsprijs in de periode 1 april – 1 juni 2017-2020

Het relatief aandeel hernieuwbare energie zal op middellange termijn nog sterk stijgen onder invloed van klimaatdoelstellingen en de kostendaling, en intermittente bronnen zullen op niet al te lange termijn het elektriciteitssysteem domineren. In 2030 zal in een kostenoptimaalontwikkeld systeem de helft van de Belgische elektriciteitsproductie hernieuwbaar zijn [6] en zouden we zonder een sterke vooruitgang in flexibiliteit en korte termijn, dynamische opslag het beeld van negatieve prijzen veel regelmatiger zien.

Gezocht: Flexibiliteit, opslag en een nieuw marktmodel

Zoals duidelijk blijkt uit bovenstaand voorbeeld, is er in tijden van overproductie en lage vraag (of omgekeerd in tijden van stroomschaarste) nood aan een marktmechanisme dat toelaat om via vraagsturing en/of opslag, vraag en productie in evenwicht te houden. Dit vereist een regelgevend kader dat het interessant maakt voor de consument om zijn elektrische consumptie in de tijd te verschuiven. Vooral voor kleine verbruikers is het potentieel aan flexibiliteit aan de vraagzijde nog vrijwel onaangeroerd ( op de ouderwetse aanpak van het nachttarief na waarbij een te lage nachtvraag opgekrikt werd om het teveel aan energie uit nucleaire centrales tijdens de nachtelijke uren op te gebruiken en op te slaan als warmte). Zo zijn de residentiële consumenten nog niet gevoelig aan schommelingen in elektriciteitsprijzen tijdens de dag. Een dag/nacht terugdraaiende teller en het bijhorende tarief is niet in staat om consumenten flexibel te laten reageren op de elektriciteitsprijs, hiervoor zijn digitale meters nodig die kunnen registreren wanneer de elektriciteit verbruikt of geïnjecteerd wordt. Ook warmtepompen en elektrische voertuigen kunnen flexibiliteit bieden indien slim aangestuurd. Naast elektrische voertuigen en warmtepompen zullen ook in de industrie een aantal bijkomende processen geëlektrificeerd kunnen worden, en hierbij flexibel ingezet worden. Niet enkel flexibiliteit in de vraag maar ook verschillende types van opslag zullen noodzakelijk zijn.

Het moment waarop energie verbruikt wordt zal almaar belangrijker worden dan de hoeveelheid verbruikte energie

Batterijen zijn erg geschikt voor kortetermijnopslag (uren tot dag/nacht), maar hebben een te kleine energie-inhoud om op lange termijn interessant te zijn. Voor een iets langere opslagduur kan men de stroom omzetten in warmte, en hieraan verbonden zijn de mogelijkheden om de warmtevraag met 4de generatie warmtenetten in te vullen.

Los van de flexibiliteits- en opslagmogelijkheden, is het een cruciale vraag of het huidige marktsysteem gebaseerd op marginale productiekosten voldoende in staat is om de nodige investeringen aan te trekken. Verschillende variaties van marktconcepten zoals lokale energie-uitwisseling, flexibiliteitsservices en capaciteitsmechanismen dienen getest te worden in relevant grote pilootprojecten.

Case: Slim laden van elektrisch lease-wagenpark

Een elektromotor is meer dan 4 keer efficiënter dan een verbrandingsmotor. De omschakeling naar batterijgedreven elektrische voertuigen heeft dus een positieve invloed op het finale energieverbruik, broeikasgasemissies en lokale luchtkwaliteit. Massaal gelijktijdig laden van elektrische wagens kan lokaal problemen opleveren op het distributienet en voor piekverbruik zorgen op ongewenste momenten. Gestuurd slim laden is hier een oplossing.

Een gerichte elektrificatie van het Belgische lease-wagenpark kan tegen 2030 voor minstens 500.000 elektrische voertuigen zorgen [7]. De gemiddelde woon-werkafstand die dagelijks in België wordt afgelegd, bedraagt ongeveer 32 kilometer. Met een gemiddeld verbruik van 190 Wh/km, betekent dit dat er bij aankomst op het werk, per voertuig zo’n 6 kWh aan elektriciteit kan geladen worden. Stel dat 30% van de leasewagens in 2030 slim kan geladen worden, bijvoorbeeld afgestemd op lokale PV-productie, dan spreken we over een elektriciteitsvraag van ongeveer 1 GWh die flexibel kan gestuurd worden. Op een zonnige dag wordt het laden uitgesteld tot de middag, wanneer de lokale PV-productie piekt, om zo op het einde van de werkdag met een volle batterij naar huis te vertrekken. Op een bewolkte dag wordt het laden gelijkmatig gespreid over de dag om piekvraag te vermijden.

1 GWh komt overeen met de productie van 1/5de van de huidige totale PV-capaciteit in België op een zonnige dag gedurende 1 uur.

Waterstof, waar een energiesysteemvisie niet mag ontbreken

Waterstof staat hoog op de agenda de laatste maanden, met ambitieuze plannen in Nederland, België en Duitsland om te investeren in productie-eenheden, onder andere in de Noordzee [8]. Moet België snel zijn in het financieel ondersteunen van waterstofprojecten? Op welke toepassingen van waterstof wordt best ingezet? En kunnen we nog even wachten, of missen we de (waterstof)boot?

Voor we deze vragen beantwoorden, gaan we even dieper in over hoe waterstof, de lichtste molecule maar niet vrij beschikbaar in de natuur, geproduceerd kan worden.

  • Het afsplitsen van methaan (CH4), in een proces wat men stoomkraken noemt, is de meest voorkomende methode. Dit noemt men grijze waterstof, en bij dit proces komt CO2 vrij.
  • Wanneer bij dit proces 80 á 90% van de CO2 gecapteerd wordt noemt men dit blauwe waterstof. Deze CO2 kan opgeslagen worden of verder verwerkt in andere producten. Een interessante technologie is de pyrolyse van methaan, waarbij vast koolstof geproduceerd wordt in plaats van gasvormig CO2. Pyrolyse staat echter nog in zijn kinderschoenen.
  • Groene waterstof wordt geproduceerd door middel van elektrolyse, waarbij zuiver water (H2O) gesplitst wordt in zuurstof en waterstof.
    2H2O + Elektrische energie => 2H2 + O2 + warmte
  • In enkele processen, zoals bijvoorbeeld bij chloorproductie, is waterstof een bijproduct en wordt het vaak afgefakkeld.

Voor alle duidelijkheid, waterstof is kleurloos en deze benamingen hebben niets met de effectieve kleur van waterstof te maken. Er bestaan nog andere technieken om waterstof te produceren op basis van steenkool, biomassa of in combinatie met kernenergie, maar hier gaan we niet verder op in.

Blauwe waterstof heeft als voornaamste uitdagingen een hoge captatiegraad en een economisch haalbare uitrol van infrastructuur voor opslag van CO2 in de bodem. Het opslagpotentieel voor koolstofopslag is groot maar eindig, gasunie berekende een technisch potentieel in de Noordzee van 1,7GtCO2, meer dat tien keer de huidige uitstoot in België [8]. Uiteraard is niet al het technisch potentieel economisch even interessant. België zelf beschikt niet over dergelijke offshore opslagvelden.

In principe is waterstof dat aangemaakt wordt met hernieuwbare bronnen emissievrij. Wanneer men elektriciteit van het net gebruikt om waterstof te produceren moet ook rekening houden met de uitstoot bij elektriciteitsproductie. Wanneer men de gemiddelde Europese CO2-intensiteit van de huidige elektriciteitsproductiemix beschouwt (296 g/kWh), komt men uit op ongeveer 16 kg CO2 uitstoot per kg geproduceerde waterstof [9].

Bij het stoomkraken van methaan komt echter 7-9kg CO2 vrij per geproduceerde kg H2 [10]. Hieruit kan men concluderen dat groene waterstof enkel een emissiebesparing oplevert ten opzichte van grijze waterstof wanneer de elektriciteitsproductie voldoende koolstofarm is. En dergelijke massale overschotten aan hernieuwbare elektriciteitsproductie zijn naar alle waarschijnlijkheid nog niet voor het volgende decennium; in 2019 waren er in België minder dan 100 u, terwijl een kapitaalintensieve elektrolyser 4 á 5000 werkuren nodig heeft om rendabel te zijn.

“De komende tien jaar zal er nog onvoldoende betaalbare fossielvrije stroom zijn om groene waterstof op grote schaal interessant te maken

Mist België de boot als niet snel begonnen wordt met waterstof te subsidiëren? Hierop is het antwoord nee, in het komende decennium zal nog te weinig hernieuwbare energie voorhanden zijn om een grootschalige uitrol van groene waterstof interessant te maken. Dat neemt uiteraard niet weg dat een sterke inzet op innovatie en demonstratieprojecten van zeer groot belang zal zijn.

De mogelijke toepassingen van waterstof zijn in theorie talrijk: transport, verwarming in de bebouwde omgeving, als grondstof of proceswarmte in industrie. In de praktijk is het toepassingsgebied van waterstof niet altijd zo relevant.

Voor transport merkt men meteen een groot nadeel ten opzichte van elektriciteit, namelijk de energieverliezen. Als men elektriciteit rechtstreeks kan aanwenden in een elektrisch voertuig, heeft men over de hele keten (productie van elektriciteit tot het rijden met het voertuig) ongeveer 75% rendement. Wanneer elektriciteit eerst wordt omgezet naar waterstof en hetzelfde voertuig wordt aangedreven door een brandstofcel, heeft men een rendement van slechts 30%. Waar mogelijk zal het dus efficiënter zijn om rechtstreeks op elektriciteit te rijden dan op waterstof. Wat met range? Batterijen worden steeds efficiënter en compacter, maar voor lange-afstands- of zwaar transport zal de volumetrische en massadichtheid van een batterij vooralsnog te klein zijn voor voldoende range. Echter heeft ook waterstof zelfs onder hoge druk (600 bar) nog een volumetrische energiedichtheid die bijna zeven keer lager is dan diesel of methanol, wat door combinatie van waterstof met CO2 op duurzame wijze kan aangemaakt worden.

Voor mobiele toepassingen zoals luchtvaart of voor toepassingen in de industrie kunnen de zogenaamde power-to-X technologieën interessant zijn.  Hierbij worden op basis van groene waterstof andere energiedragers of grondstoffen voor de chemie gemaakt, zoals synthetisch methaan, methanol of ammoniak. De meest toekomstgerichte toepassing en meteen ook grootste vraag naar waterstof vindt men dan ook in de industrie.. Deze vraag naar waterstof bestaat vandaag de dag al en zal in de toekomst moeten vergroend worden [9].

Er moet zeer dringend een doorgerekende en wetenschappelijk gefundeerde langetermijnvisie ontwikkeld worden waarin rekening gehouden wordt met de toekomstige noden van de industrie. In een recente studie berekende het Wuppertal-instituut nog een mogelijke stijging van het industriële elektriciteitsverbruik van 34TWh (tegenover 80 TWh totaal elektriciteitsverbruik vandaag in België) onder impuls van elektrificatie en productie van groene waterstof, waarbij ook in de naburige industriële clusters in Nederland en Duitsland veel extra elektriciteit zal nodig zijn [11]. Anderzijds liggen er ook mogelijkheden, zo becijferde Wind Europe een potentieel van meer dan 200 GW aan offshore wind in de Noordzee en 450 GW in Europa. Met een eerder bescheiden potentieel aan hernieuwbare energie op Belgische bodem, moeten we inzetten op de zeer goede interconnecties op elektrisch vlak. De nood aan bijkomende gaspijpleidingen (aardgas, waterstof en mogelijks CO2) hangt samen met de productie/stockage van molecules in de brede zin van het woord. Mede dankzij onze havens kunnen we een centrale rol spelen in de toekomstige Noord-West Europese energietransitie. Hierbij is overleg met de naburige landen en industriële clusters essentieel.

Er dient een doorgerekende langetermijnvisie te komen die het investeringsbeleid in innovatie en energie-infrastructuur ondersteunt. Hierbij is een dialoog met Nederland en Duitsland cruciaal

Duurzame relance, welke keuzes zijn er voor beleidsmakers?

Voor de economische relance na de coronacrisis is het uitermate belangrijk dat duurzame en toekomstgerichte beleidskeuzes gemaakt worden. Daarom stelde Denemarken voor om de basisprincipes van de Green Deal als leidraad te hanteren voor een duurzame economische relance na de coronacrisis. Reeds 19 landen in de EU onderschreven deze vraag.

Op korte termijn worden in vele lidstaten financiële steunpakketten besproken met sectoren die zwaar getroffen zijn door COVID-19, zoals de luchtvaart. Een Europese strategie om dergelijke steunpakketten te koppelen aan klimaatvoorwaarden ontbreekt vooralsnog. Terwijl bijvoorbeeld aan de recente reddingsdeal met Lufthansa nog geen klimaatvoorwaarden verbonden waren, zijn er wel mogelijkheden zoals taksen op brandstof, reduceren van korte afstandsvluchten ten opzichte van treinreizen, of bijmenging van fossielvrije brandstoffen.

Afgezien van de kortetermijnsteunpakketten die gericht zijn op het in stand houden van de economische activiteit, is het belangrijk dat op lange termijn gekeken wordt naar de duurzaamheid en het toekomstige potentieel van investeringen in energie-infrastructuur. Verschillende Europese landen erkennen dit en kondigden acties aan om de energietransitie verder te ondersteunen, al dan niet als direct antwoord op de economische gevolgen van COVID-19. Denemarken zet door met het ambitieuze plan om tegen 2030 emissies met 70% te verlagen. Om dit doel te behalen plannen ze onder meer de bouw van twee artificiële energie eilanden, goed voor 4 GW bijkomende capaciteit aan offshore wind (https://fm.dk/media/18017/faktaark-til-foerste-del-af-klimahandlingspla…). In Nederland publiceerde Minister Wiebes op 15 mei een kamerbrief met een visie op de verduurzaming van de basisindustrie. Niet al deze initiatieven zijn nieuw of al heel concreet, maar het toont aan dat Europese beleidsmakers duurzame investeringen zien als een goede uitweg om de economische gevolgen van COVID-19 zoveel mogelijk te beperken.

Een recente studie door Oxford University identificeerde vijf zogenaamde no-regret beleidskeuzes op langere termijn met zowel een hoge economische waarde als een positieve impact op het klimaat: investeringen in schone energie-infrastructuur, natuurlijke infrastructuur zoals bijvoorbeeld water management, renovatie, opleiding en training, en een verhoogde inzet op duurzaam onderzoek en ontwikkeling [12]. Investeringen in hernieuwbare infrastructuurprojecten (niet alleen zon- en windenergie, maar bijvoorbeeld ook warmtenetten) kunnen interessant zijn door de creatie van technisch geschoolde werkgelegenheid in de installatiefase.

Een uitgelekte nota van de Europese Commissie laat uitschijnen dat 1000 G€ in een breed stimuleringsprogramma zal gestort worden waarbij de Green Deal als centrale thema voor de economische relance wordt gehanteerd, met speciale focus op renovatie, hernieuwbare energie, waterstof en aanverwanten, klimaatvriendelijke mobiliteit en circulaire economie [13].Dit zal de economische activiteit op korte termijn ondersteunen, maar ook via innovatie op langere termijn economische waarde creëren.

Maar toch is het volgen van deze algemene principes niet voldoende als leidraad voor het economische investeringsbeleid. Er dient een doorgerekende en wetenschappelijk onderbouwde langetermijnvisie te komen die toelaat strategische keuzes te maken om de duurzaamheid, betrouwbaarheid en competitiviteit van het totale energiesysteem (elektriciteit, gas en aardolie) en onze industrie te garanderen. Hierbij is het belangrijk dat toekomstige investeringen niet enkel ad hoc geëvalueerd worden op basis van een verdienmodel voor de komende 10-15 jaar.

Op korte termijn is het belangrijk dat een actieve dialoog aangegaan wordt met Nederland en Duitsland en de daar aanwezige industrieclusters. Zoals blijkt uit een brief van het kabinet aan het Tweede Kamer wil men in Nederland sterk inzetten op innovatie, met name een versnelde uitrol van enkele technologieën gerelateerd aan waterstof, industriële elektrificatie en koolstof afvang en opslag/hergebruik [14].

De overheid speelt een essentiële rol als facilitator in de verduurzaming van de industrie, met name in investeringen in infrastructuur, die vaak gekenmerkt worden door lange afschrijftermijnen, en bij het ondersteunen van risicovolle projecten met een hoog innovatiepotentieel. Daarbij is het belangrijk dat er een uitgewerkt plan komt waarbij ook de juiste tijdsschalen onderzocht worden.

Samenvattend, de coronacrisis legde de voorbije periode enkele werkpunten voor ons energiesysteem bloot. De komende investeringsuitdagingen zijn enorm maar ook essentieel, en de economische gevolgen van de COVID-19 crisis maakt dat het voor beleidsmakers in de komende periode van cruciaal belang om goed onderbouwde en duurzame keuzes te maken. 

Referenties

[1] https://www.carbonbrief.org/iea-coronavirus-impact-on-co2-emissions-six….

[2] European Commission Communication: A Clean Planet for all, ((2018) 773.

[3] https://www.pv-magazine.com/2019/11/22/dubai-confirms-saudis-acwa-won-9….

[4] https://www.rvo.nl/actueel/nieuws/meerdere-aanvragen-subsidieloze-tende….

[5] H. Ergun, J. Beerten and R. Belmans, https://www.energyville.be/pers/expert-talk-wat-leert-de-covid-19-pande…, 2020.

[6] https://www.energyville.be/energy-transition-belgium-choices-and-costs.

[7] X. May, „De netelige kwestie van het aantal bedrijfswagens in België,” 2017. [Online]. Available: https://journals.openedition.org/brussels/1541.

[8]North Sea Energy, Unlocking potential of the North Sea, Interim program findings June 2020.

 [9] P. Vingerhoets and R. Belmans, Molecules: Indispensable in the decarbonized value chain, Florence school of regulation, 2020.

[10] Soltani, Reza & Rosen, Marc & Dincer, Ibrahim, Assessment of CO2 capture options from various points in steam methane reforming for hydrogen production., International Journal of Hydrogen Energy. 39. 10.1016/j.ijhydene.2014.09.161, 2014.

[11] Frank Merten, Christine Krüger,Stefan Lechtenböhmer, Clemens Schneider,Arjuna Nebel, Alexander Scholz, Ansgar Taubitz , Infrastructure needs of an EU industrial transformation towards deep decarbonisation, Wuppertal inst., 2020.

[12] Hepburn, C., O’Callaghan, B., Stern, N., Stiglitz, J., and Zenghelis, D. , ‘Will COVID-19 fiscal recovery packages accelerate or retard progress on climate change?’, Smith School Working Paper 20-02., 2020.

[13] https://www.euractiv.com/section/energy-environment/news/leaked-europes….

[14] https://www.rijksoverheid.nl/documenten/kamerstukken/2020/05/15/kamerbr…, 2020.

[15] EURACTIV, „https://www.euractiv.com/section/energy-environment/news/leaked-full-li…,” [Online].

[16] C. J. R. J. M. e. a. Le Quéré, Temporary reduction in daily global CO2 emissions during the COVID-19 forced confinement, Nat. Clim. Chang. : https://doi.org/10.1038/s41558-020-0797-x, 2020.

[17] Eckhouse, B., and C. Martin , ‘Coronavirus Crushing Global Forecasts for Wind and Solar Power,’, Bloomberg Green, 2020.

[18] Isabel François en Adwin Martens (WaterstofNet) Thomas Winkel en Wouter Vanhoudt (Hinicio) , Het potentieel voor groene waterstof in Vlaanderen, een routekaart, energiesparen.be, 2018.

[19] ‘Tomas Mathijsen, Ingrid Giebels en Peter-Paul Smoor, ‘De positie van waterstof in de energietransitie’, Over Morgen , 2018.

Pieter Lodewijks

Contact

Pieter Lodewijks

Programme Manager Smart Energy & Built Environment at EnergyVille/VITO