Burgers Schriftelijke zienswijze voorstel Akkoord van Groenlo 3.0 geanonimiseerd.pdf

Elektriciteitsbalans - Nationale Sturing

i

400

Aanbod

350

I J Vraag [: J Aanbod J J Vraag J :_,__J_Aa_n_ bo_ d_J.l_,_J_v_ ra_a-=g -'-[·

-----1

g

300

33

1 1

250

1

}

,- -

.i::

2 200 150

273

100

258

239

--1 266

239

239

1

,-1

50

1 1 • lme.

0

Extra wind op Extra wind op zee en zon op land en dak zonneparken Productie wind/zon/kernenergie Elektriciteitsvraag (direct) Import/export

l

Kernenergie

Productie waterstofcentrales ■ Overschotten elektriciteit

Waterstof De waterstofvraag in 2050 komt vooral vanuit de internationale lucht- en scheepvaart. Deze waterstof wordt dan gebruikt voor de productie van synthetische brandstoffen, ongeveer 75%. Daarnaast wordt waterstofvraag voorzien vanuit de industrie en overige mobiliteit (zie Figuur 3). Waterstof wordt geproduceerd door middel van elektrolyse. We nemen twee vormen van elektrolyse mee: elektrolyse van overschotten van elektriciteit en directe elektrolyse van windenergie op zee (en transport naar land in de vorm van waterstof). Waterstof is nodig voor productie van elektriciteit van waterstofcentrales, productie van synthetische brand6

21

We nemen aan dat er in 2050 alleen groene waterstof geproduceerd wordt, dus met elektrolyse van CO-vrije elektriciteit. In principe kan er in een klimaatneutraal energiesysteem ook blauwe waterstof geproduceerd worden, dus met aardgas en afvang van de CO-emissies. Maar dit nemen we niet mee, aangezien we het niet aannemelijk vinden dat dit in 2050 gebeurt.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

stoffen voor de internationale lucht- en zeevaart en voor directe waterstofvraag (met name vanuit de industrie). Zie ook Tabel 2. Ook voor waterstof moeten vraag en aanbod op elk uur in het jaar in evenwicht zijn. Bij waterstof kunnen vraag en aanbod in balans worden gebracht met waterstofopslag en import- en export. Waterstofopslag wordt ingezet voor de balancering van vraag en aanbod gedurende het jaar. Import van waterstof is noodzakelijk om tekorten van waterstof op te vangen, aangezien er onvoldoende waterstof geproduceerd kan worden in Nederland om de totale waterstofvraag (inclusief synthetische brandstoffen) in te vullen. Figuur 8 geeft een overzicht van de waterstofbalans voor de Nationale Sturing-scenario's. De belangrijkste conclusies van de waterstofbalans zijn: In elk scenario is netto import van waterstof of synthetische brandstoffen nodig. In het scenario Extra wind op zee en zon op dak is de meeste import nodig. Dit komt doordat in dit scenario de totale energieproductie in Nederland het kleinst is. Door minder windmolens op land is extra wind op zee nodig voor het invullen van de elektriciteitsvraag en die energie kan dan niet meer gebruikt worden om waterstof en synthetische brandstoffen te produceren.

De totale waterstofvraag (inclusief synthetische brandstoffen) is het laagst in het scenario Kernenergie, doordat er minder inzet van waterstofcentrales nodig is (zie Paragraaf 2.2.3 'Elektriciteit'). Figuur 8- Waterstofbalans op jaarbasis

Waterstofbalans - Nationale Sturing 400 ~

Aanbod

l

300---

1-

84

169

r

3-

/vee }/soca] /vee ; area ]/va»e

0

84

--1- -

194

53 155

-----

200

100

---

1--·

- --j

128

ar -

---Extra wind op Extra wind op Kernenergie land en zee en zon op zonneparken dak Waterstofvraag regelbare centrales Waterstof vraag synthetische brandstoffen Waterstofvraag (basis)

(Netto-) Import Productie elektrolysers (directe conversie WoZ) Productie elektrolyers (uit overschotten) l 4

22

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Totale energiebalans Figuur 9 geeft een overzicht van de totale energiebalans op jaarbasis voor de Nationale Sturing-scenario's. Dit overzicht bevat de totale energievraag per energiedrager, de energieproductie per bron7, de conversieverliezen en de (netto-)import. De belangrijkste conclusies voor de totale energiebalans zijn: De doorrekeningen van de scenario's zonder extra wind en zon op land laten zien dat het in principe mogelijk is om in 2050 een klimaatneutraal energiesysteem te hebben zonder extra windmolens en zonneparken, bovenop de doelstelling van 35 TWh hernieuwbare opwek op land. Het gat dat valt door het niet gebruiken van deze energiebronnen kan worden ingevuld met kernenergie of met extra import van energie (in de vorm van waterstof of synthetische brandstoffen). Het is de verwachting dat al deze opties haalbaar zijn voor 2050. De directe energievraag is gelijk voor elk scenario, maar bij het scenario Extra wind op land en zonneparken is meer productie nodig omdat er meer conversieverliezen zijn doordat minder energie direct gebruikt kan worden8. Dit komt doordat bij dit scenario vraag en aanbod van elektriciteit minder goed op elkaar aansluiten dan bij andere scenario's. In totaal is in het scenario Extra wind op land en zonneparken 650 TWh aan energieproductie nodig.

Dit is 10 TWh meer productie dan bij het scenario Extra wind op zee en zon op dak en 20 TWh meer dan bij het scenario Kernenergie. De totale import, in de vorm van waterstof of synthetische brandstoffen, is het grootst bij het scenario Extra wind op zee en zon op dak. De totale import is 25 TWh meer dan bij het scenario Extra wind op land en zonneparken en 35 TWh meer dan bij het scenario Kernenergie.

7

8

23

In dit overzicht geven we de totale energieproductie van deze bronnen, inclusief de mogelijke conversieverliezen als deze energie omgezet wordt in een andere energiedrager. Bij de productie van waterstof vanuit windparken op zee geven we dus de energiewaarde van de geproduceerde/gebruikte elektriciteit, niet de energiewaarde van de geproduceerde waterstof. De conversieverliezen vinden plaats bij de omzetting van de ene energiedrager naar een andere energiedrager (bijvoorbeeld energieverliezen bij de omzetting van elektriciteit naar waterstof met elektrolysers). De energieverliezen bij eindgebruikers zijn hierin niet meegenomen, deze vallen onder de directe energievraag.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Figuur 9- Totale energiebalans op jaarbasis

Totale energiebalans - Nationale Sturing 900 ,- - -- -800 -----700 600 i 169 r

500

;

1-

400 268 300 200 100 i--

273

1

-

- 239

239

266

239

1

0 Extra wind op land en zonneparken

Extra wind op zee en zon op dak

Productie elektriciteit wind/zon/kernenergie Productie waterstof (directe conversie WoZ) Productie groengas a Productie warmte (Netto-) Import

2.3

Kernenergie

Vraag elektriciteit Vraag waterstof Vraag groengas a Vraag warmte Conversieverliezen

Wat is de impact van verschillende scenario's op energie-infrastructuur? In de toekomst zijn forse investeringen in energie-infrastructuur nodig om alle energie te kunnen transporteren van de productielocaties richting de afnemers. Er zijn forse uitbreidingen van het elektriciteitsnet nodig, zowel van de hoogspanningsnetten als van de regionale distributienetten, om de elektrificatie van de energievraag en de productie van hernieuwbare energie te kunnen faciliteren. De huidige aardgasinfrastructuur moet in de toekomst (gedeeltelijk) worden omgebouwd om waterstof te kunnen transporteren. Om de energie van windmolens van op zee naar land te brengen zijn gelijkstroomkabels (bij elektrische aanlanding) of buisleidingen (bij aanlanding in vorm van waterstof) nodig. Voor een robuust energiesysteem, waar op elk moment in het jaar de benodigde energie kan worden afgenomen, zijn in de toekomst daarnaast forse hoeveelheden opslag van energie (van zowel elektriciteit en waterstof) en conversie van energie (regelbare elektriciteitsproductie en elektrolyse) noodzakelijk. Ook dit beschouwen we als energie-infrastructuur.

24

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

In deze paragraaf bespreken we de effecten van de verschillende scenario's op de benodigde energie-infrastructuur. Hoeveel en welke nieuwe energie-infrastructuur nodig is in de toekomst, hangt af van de precieze invulling van het energiesysteem en verschilt tussen onze scenario's. Het is echter niet mogelijk om dit kwantitatief te bepalen. Dit hangt namelijk ook in grote mate af van de ruimtelijke uitwerking van de scenario's, dus waar komt hernieuwbare opwek op land terecht, plaats je windmolens en zonneparken op land verspreid door het land of cluster je het op enkele locaties, waar komt windenergie van zee aan land, waar plaats je je kerncentrales? En als je het effect op de energie-infrastructuur goed wilt inschatten is een detaildoorrekening nodig van netbeheerders. Daarom bespreken we de effecten kwalitatief en in algemene zin. Het is niet mogelijk om de verschillende effecten tegen elkaar af te wegen, aangezien de omvang afhangt van de ruimtelijke uitwerking. De belangrijkste effecten van de scenario's op de benodigde energie-infrastructuur zijn: Er is meer elektriciteitsinfrastructuur op zee nodig als meer wind op zee ingezet wordt voor de elektriciteitsvoorziening. Daartegenover staat dat er in dat geval minder waterstofinfrastructuur nodig is.

Maar elektriciteitsinfrastructuur is een stuk duurder dan waterstofinfrastructuur, dus de totale kosten voor energie-infrastructuur op zee zijn in dat geval hoger. Dit geldt voor het scenario Extra wind op zee en zon op dak. De kosten voor aanlanding van wind op zee worden meegenomen in de productiekosten. De verschillen tussen de productiescenario's hebben vooral impact op de benodigde elektriciteitsinfrastructuur op land. De effecten op de andere soorten energieinfrastructuur op land, zoals waterstofinfrastructuur, is beperkt. Er zijn uitbreidingen aan de elektriciteitsinfrastructuur op land nodig om nieuwe windmolens en zonneparken op land aan te sluiten. Mogelijk zijn er naast de aansluitingen van windmolens en zonneparken ook nog verdere uitbreidingen nodig. Hoeveel uitbreidingen nodig zijn, is zwaar afhankelijk van de ruimtelijke invulling van de extra windmolens en zonneparken. Hoe beter bij de keuze voor productielocaties rekening gehouden wordt met aansluiten bij de vraag en bij de reeds beschikbare capaciteit, hoe minder uitbreidingen van het elektriciteitsnet nodig zijn. Dit effect geldt voor het scenario Extra wind op land en zonneparken. Zonnepanelen op daken of op infrastructuur zijn vaak relatief kleine projecten.

Daarom worden deze aangesloten op het laagspanning- of middenspanningsnet, terwijl zonneparken aangesloten worden op het middenspanningsnet of direct op het hoogspanningsnet. Dit leidt tot fors meer belasting op deze lage spanningsniveaus. Hierdoor zijn significant meer uitbreidingen van de laagspannings- en middenspanningsnetten noodzakelijk, als er extra zonnepanelen op daken of op infrastructuur geplaatst worden, bovenop de uitbreidingen die nodig zijn door de toenemende elektriciteitsvraag van warmtepompen en elektrisch transport. De extra uitbreidingen kunnen beperkt worden door slimme koppeling tussen opwek en vraag, bijvoorbeeld met slim laden van auto's, en door met energieplanologie te sturen op locaties waar de minste netuitbreidingen nodig zijn, maar deze extra uitbreidingen kunnen niet helemaal voorkomen worden. Bij zonneparken zijn aansluitingen nodig, maar deze investeringen zijn kleiner dan de investeringen die nodig zijn bij extra zon op daken, aangezien het om grotere projecten gaat. Dit effect geldt voor het scenario Extra wind op zee en zon op dak. Ook als er geen extra windmolens op land en zonneparken bijkomen zijn forse uitbreidingen aan de elektriciteitsinfrastructuur nodig, voor het faciliteren van elektrificatie van de vraag. In algemene zin zijn echter minder uitbreidingen van het

25

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

elektriciteitsnet op land nodig wanneer elektriciteit geleverd wordt door grootschalige bronnen (zoals kernenergie, wind op zee of regelbare centrales) dan wanneer deze elektriciteit geleverd wordt door kleinere bronnen (zoals windmolens op land, zonneparken, zon op dak). Dit is wel afhankelijk van de locaties van grootschalige bronnen, aangezien inefficiënte locaties van grootschalige bronnen ervoor kunnen zorgen dat forse uitbreidingen aan het hoogspanningsnet nodig zijn (zie ook het volgende punt). Of uitbreidingen aan de elektriciteitsinfrastructuur nodig zijn bij de plaatsing van kerncentrales hangt af van de locaties van deze centrales. Als deze geplaatst worden op locaties waar al veel aanbod van elektriciteit is, zoals aanlandingslocaties van wind op zee, kan dit er toe leiden dat forse uitbreidingen van het hoogspanningsnet noodzakelijk zijn. Maar als kerncentrales geplaatst worden op locaties met weinig aanbod van en veel vraag naar elektriciteit, is dit naar verwachting niet het geval en is in totaal minder nieuwe elektriciteitsinfrastructuur nodig dan bij de scenario's zonder kernenergie. Het hangt dus van de locatiekeuze van kerncentrales af of er meer of minder nieuwe elektriciteitsinfrastructuur nodig is bij het scenario Kernenergie. Bij het scenario Kernenergie sluit de vraag van elektriciteit op uurbasis het beste aan bij het aanbod van elektriciteit.

Daarom is er bij deze scenario's het minste opslag en conversie van elektriciteit, met batterijen en elektrolysers, nodig. Bij het scenario Extra wind op land en zonneparken sluit de productie het minst goed aan bij de vraag en is de meeste opslag van elektriciteit nodig.

26

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

3

Wat zijn de effecten op de klimaatdoelstelling voor 2030? Nederland heeft de doelstelling om zijn uitstoot van broeikasgassen in 2030 met 55% terug te brengen ten opzichte van 1990. We brengen in dit hoofdstuk de effecten van de scenario's op het behalen van de klimaatdoelstelling voor 2030 in kaart.

3.1

Hoeveel extra CO;-vrije energie is nodig in 2030? In het onderzoek 'Alles uit de kast - een verkenning naar de opgaven voor het Nederlandse elektriciteitssysteem van 2030', uitgevoerd voor de Werkgroep Extra Opgave van het Uitvoeringsoverleg Elektriciteit en gebaseerd op onderliggend onderzoek van TNO, (2022b), is onderzocht wat de verhoogde CO,-reductiedoelstelling van 55% betekent voor de elektriciteitssector (Werkgroep Extra Opgave, 2022). Daarnaast komt er naar verwachting een verplichting vanuit de EU voor elke lidstaat om in 2030 50% van het industriële waterstofverbruik in het land te vergroenen9• Dit heeft voor Nederland een forse impact, aangezien Nederland een grote industriële waterstofvraag heeft in vergelijking met andere landen in de EU. De waterstofvraag in Nederland komt vooral vanuit de kunstmestindustrie, de chemie en de raffinagesector (CE Delft, 2022). Momenteel wordt deze waterstof voornamelijk geproduceerd met aardgas. In het onderzoek van TNO is onderzocht wat de nieuwe klimaatdoelen voor 2030 betekenen voor de elektriciteitsvraag en hoeveel CO,-vrije elektriciteitsproductie dan extra nodig is. Elektrificatie van de energievraag leidt namelijk alleen tot significante reductie van de CO,-uitstoot als hier ook extra CO,-vrije elektriciteitsproductie tegenover staat. De huidige elektriciteitsvraag is ongeveer 120 TWh (PBL, 2021).

Het is de verwachting dat de elektriciteitsvraag stijgt naar ruim 206 TWh als de verhoogde klimaatdoelstellingen gehaald worden. Hierbij zijn de directe elektriciteitsvraag en de groene-waterstofvraag opgeteld, vanwege de koppeling tussen de twee. De groene-waterstofvraag is omgerekend naar het equivalent aan elektriciteitsvraag. De verwachte directe elektriciteitsvraag is 167 TWh en de (naar elektriciteit omgerekende) groene-waterstofvraag 39 TWh. De additionele elektriciteitsvraag komt voornamelijk vanuit de industrie en mobiliteit (TNO, 2022b). Om deze energievraag in te vullen is in 2030 206 TWh productie of import nodig". Een deel van de elektriciteitsproductie wordt in 2030 naar verwachting nog gerealiseerd met aardgascentrales, maar aangezien hier CO, bij vrijkomt is het voor het behalen van de klimaatdoelstellingen noodzakelijk dat de productie van aardgascentrales niet te groot is. Op dit moment wordt een elektriciteitsproductie van 165 TWh voorzien voor 2030 (PBL, 2021), waarvan 35 TWh fossiele productie met gascentrales. Om de CO,-uitstoot van de elektriciteitssector niet te laten toe nemen bij de toename van de elektriciteitsvraag en groenewaterstofvraag tot 206 TWh is ruim 40 TWh extra aanbod van CO,-vrije energie noodzakelijk bovenop de huidige plannen en prognoses.

27

9

Deze verplichting en het percentage van de industriële waterstofvraag dat moet worden vergroend voor 2030

10

staat nog niet vast. In de analyses wordt aangenomen dat Nederland in 2030 geen netto-importeur of exporteur van elektriciteit is. Wel wordt import van waterstof als mogelijkheid meegenomen.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Het is niet de verwachting dat de volledige vraag naar groene waterstof in Nederland geproduceerd wordt. De verwachte elektriciteitsvraag voor elektrolysers is 14 TWh, uitgaande van de ambitie van 4 GW aan elektrolysers11. De resterende groene-waterstofvraag (25 TWh) moet dan opgevangen worden met import of met directe productie van waterstof met windparken op zee. De verwachte elektriciteitsvraag is in dat geval ongeveer 180 TWh. In dat geval is 15 TWh extra CO,-vrije elektriciteitsproductie in Nederland nodig.

3.2

Wat is de potentie van CO;-vrije energiebronnen in 2030? Tabel 4 geeft een overzicht van de potentie van verschillende bronnen voor 2030 en geeft een indicatie van de haalbaarheid van deze bronnen. Tabel 4 - Potentie extra elektriciteitsaanbod 2030 Energiebron

Indicatie extra

Inschatting haalbaarheid

potentie in 2030

(Tw+)'° Productie elektriciteit met windparken op zee

Productie waterstof met windparken op zee Wind op land

0 in 2030 18in2031

9

Verdere groei van elektrische aanlanding wind op zee, bovenop de aangekondigde versnelling (17 GW in 2030) ijkt niet haalbaar. Het lijkt niet haalbaar om tijdig de benodigde elektriciteitsinfrastructuur (op land en op zee) hiervoor te realiseren. Wel komt in 2031 een forse hoeveelheid (4 GW, 18 TWh) extra wind op zee beschikbaar.

1

Realisatie van windprojecten met offshore-waterstofproductie op GW-schaal is op dit moment nog niet mogelijk. Het lijkt technisch haalbaar voor 2030, maar hiervoor is veel innovatie en goede samenwerking tussen verschillende partijen nodig. Doorlooptijd procedures en aanleg windmolens/zonneparken en met name benodigde energie-infrastructuur belemmeren uitrolsnelheid. '1 Onzeker of het mogelijk is om extra wind of zon aan te sluiten op het elektriciteitsnet voor 2030 (Werkgroep Extra Opgave, 2022).

1

10-20

Zonneparken op land Zon op dak/gevel overige gebouwen Zon op binnenwater

J

1 1

Zon op infrastructuur Zon op dak/gevel woningen

4

Zon op zee Kernenergie Import van waterstof

'' 12

28

0 23-58

Met de huidige autonome groei wordt deze extra potentie naar verwachting gerealiseerd. Lijkt haalbaar, maar capaciteit van het elektriciteitsnet en een business case die positief blijft zijn aandachtspunten.

i t

Wordt op dit moment nog niet op grote schaal toegepast. Grootschalige beschikbaarheid in 2030 is daarom onzeker. Vanwege doorlooptijd niet haalbaar voor 2030. Er is momenteel nog geen internationale markt voor groene waterstof en of dit voor 2030 grootschalig van de grond komt is onzeker (CE Delft, 2022). Duidelijkheid over de ontwikkeling van de vraag naar groene waterstof, bijvoorbeeld door de verplichting voor het

Zie beslisnota bij Kamerbrief_inzake_voortgang waterstofbeleid. We rekenen met 3.500 draaiuren (TNO, 2022b). De potenties van waterstof worden omgerekend naar de vermeden elektriciteit die anders in zou worden gezet voor de productie van waterstof met elektrolyse. De potenties van de verschillende bronnen kunnen daardoor onderling vergeleken worden en ook vergeleken worden met de totale opgave van 41 TWh extra productie.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

1

1

Energiebron

Indicatie extra potentie in 2030

(Tw1?

Regelbare centrales

3.3

13

, Inschatting haalbaarheid 1 1

gebruik van groene waterstof in de industrie, kunnen de komst van een internationale markt versnellen. In het indicatieve scenario van 'Alles uit de kast' wordt uitgegaan van 13 TWh extra productie van regelbare centrales. Deze productie moet van CO-vrije centrales komen, anders leidt dit tot extra CO-uitstoot. Mogelijke vormen van CO-vrije centrales zijn centrales op groene of blauwe waterstof, centrales op biomassa, centrales op groengas of centrales op aardgas met ces. Elke optie heeft zijn eigen (beleidsmatige, economische of technische) belemmeringen, maar is in principe haalbaar.

Wat is het effect van de scenario's op het behalen van de klimaatdoelstelling voor 2030? De uitrol van extra CO-vrije energiebronnen richting 2030 moet in lijn zijn met het eindbeeld van een klimaatneutraal energiesysteem in 2050. Elk van de scenario's gaan uit van extra zon op dak en wind op zee in 2050, dus bij elk van de scenario's kan dit extra potentieel ingezet worden in 2030. In het scenario Extra wind op land en zonneparken kunnen extra windmolens en zonneparken op land bijdragen aan het halen van het klimaatdoel. In de scenario's Extra wind op zee en zon op dak en Kernenergie zit geen groei van het aantal windmolens en zonneparken op land en in die scenario's kunnen daardoor alleen extra windmolens op zee voor directe waterstofproductie, extra zon op dak of import van waterstof ingezet worden om het klimaatdoel voor 2030 te halen (kernenergie is niet haalbaar voor 2030). Een verdere versnelling van de uitrol van windparken op zee voor 2030 is naar verwachting niet mogelijk, waardoor andere bronnen nodig zijn om deze doelstelling te halen. In het illustratieve pakket van 'Alles uit de kast' wordt 9 TWh ingevuld met productie van waterstof met windparken op zee, 4 TWh met extra kleinschalig zon-pv, 13 TWh met extra (CO,vrije) regelbare productie en 5 TWh met waterstofimport. Er is dan nog 10 TWh nodig om de benodigde 41 TWh extra aanbod van CO,-vrije energie te behalen.

Deze 10 TWh wordt in het illustratieve pakket ingevuld met grootschalige zon (op dak op of op land) of wind op land (Werkgroep Extra Opgave, 2022). Deze 10 TWh kan ook ingevuld worden met import van groene waterstof, maar het is onzeker of de mondiale markt voor groene waterstof in 2030 al van de grond gekomen is. Voor het scenario Extra wind op land en zonneparken zou de 10 TWh hernieuwbare opwek op land uit het illustratieve pakket vanuit 'Alles uit de kast' ingevuld kunnen worden met een combinatie van zon op dak, zonneparken en wind op land. Bijvoorbeeld met 5 TWh zon op dak, 1 TWh zonneparken en 4 TWh wind op land. Voor de scenario's Extra wind op zee en zon op dak en Kernenergie zou de 10 TWh hernieuwbare opwek op land uit het illustratieve pakket ingevuld moeten worden met extra grootschalige zon op dak, aangezien er geen verdere toename van windmolens op land en zonneparken zit in deze scenario's. Om 10 TWh extra grootschalige zon op dak te realiseren is extra stimulerend beleid nodig. Daarnaast is het uitdagend om 10 TWh extra grootschalige zon op dak voor 2030 in te passen in het elektriciteitsnet. Het is de verwachting dat de netbeheerders niet snel genoeg hun netten kunnen uitbreiden om dit te realiseren. Daarom zijn extra maatregelen nodig om dit mogelijk te maken, zoals het aansluiten van zonnepanelen op 50% van het paneelvermogen

29

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

(nu al een eis bij en het plaatsen van batterijen bij zonnepanelen. De problemen met de inpassing in het elektriciteitsnet spelen overigens ook bij zonneparken en wind op land. Niet alle elektriciteitsproductie kan direct gebruik worden voor het invullen van de elektriciteitsvraag. Bij 10 TWh extra grootschalige zon op dak kan ongeveer 70% van deze elektriciteit direct gebruikt worden. Dit betekent dat tot 13 TW additionele opwek nodig is om 10 TWh elektriciteitsvraag in te vullen. Met opslag of elektrolyse kan een deel van de 3 TWh productie die niet direct gebruikt kan worden nog wel nuttig ingezet worden in het energiesysteem, maar hier staan kosten tegenover. Er is slechts 15 TWh extra productie nodig als er alleen gekeken wordt naar de benodigde elektriciteit en aangenomen wordt dat slechts 14 TWh van de benodigde groene waterstof in Nederland gemaakt wordt omdat in 2030 nog onvoldoende elektrolysecapaciteit aanwezig is (zie analyse in Paragraaf 3. 1 ). De resterende groene waterstof (25 TWh) moet dan geïmporteerd worden. De extra productie van kleinschalige zon-pv en regelbare centrales is dan voldoende. Er is in dat geval dus wel import van groene waterstof nodig om het doel van 50% groene waterstof te halen, terwijl het onzeker is of de mondiale markt voor groene waterstof voor 2030 al van de grond gekomen is.

Er zijn daarnaast enkele onzekerheden en politieke keuzes die impact hebben op benodigde hoeveelheid extra CO-vrije elektriciteitsproductie in 2030. Dit gaat onder meer om de onzekerheid rondom het aantal vollasturen van wind op land en wind op zee. Als deze hoger uitvallen dan nu aangenomen wordt in de aannames van het PBL, dan is minder extra CO,vrije productie nodig. Daarnaast is het een politieke keuze of alle energie-intensieve industrie in Nederland blijft en of de doelstelling uitgesteld wordt naar 2031. Deze keuzes kunnen zorgen dat minder CO,-vrije energieproductie gerealiseerd hoeft te worden richting 2030. De effecten van deze onzekerheden en keuzes op de benodigde hoeveelheid CO,-vrije elektriciteit in 2030 bespreken we in gevoeligheidsanalyses in Hoofdstuk 6.

30

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

4

Wat is het effect op de maatschappelijke kosten? Kosten zijn een belangrijke afweging bij de keuze tussen verschillende energiebronnen. Hierbij zijn niet alleen de productiekosten zelf van belang, maar ook de maatschappelijke kosten van inpassing en het ruimtegebruik. Deze kosten, voor zover niet meegenomen in de prijs van hernieuwbare energie door de initiatiefnemer, zijn wel relevant voor een maatschappelijke afweging hoe de schaarse ruimte zo goed mogelijk aan te wenden voor een CO,-vrije energievoorziening. In dit hoofdstuk bespreken we wat we verstaan onder maatschappelijke kosten. Vervolgens brengen we de maatschappelijke kosten van de verschillende CO,-vrije energiebronnen in kaart. Daarna brengen we de totale maatschappelijke kosten van de verschillende scenario's voor 2050 uit Hoofdstuk 2 in beeld. We geven daarnaast ook inzicht in de kosten voor de verschillende energiebronnen in 2030.

4.1

Wat verstaan we onder maatschappelijke kosten? In dit onderzoek sluiten we aan bij het brede welvaartsbegrip uit de maatschappelijke kostenbatenanalyse (mkba). Een kenmerk van de mkba is dat naast financiële kosten en baten (voor gebruiker of producent) ook maatschappelijke kosten en baten (voor de gehele samenleving) worden meegenomen. Een voorbeeld betreft een investeerder die (zonder extra beleid) beperkt rekening houdt met de inpassing van de turbine op het uitzicht van omwonenden en toeristen. Door middel van een mkba kunnen de huidige en de toekomstige voor- en nadelen van keuzes voor de samenleving als geheel zo objectief mogelijk (in euro's) in kaart worden gebracht. Een mkba wordt ingezet vanuit een ruime opvatting van het begrip welvaart. Het energiesysteem (van productie, transport tot opslag en distributie naar de eindgebruiker) levert de Nederlander de mogelijkheid goederen en diensten te produceren en consumeren, en daarmee voorziet het in economisch nut. Daarmee nemen we in principe de financiële effecten mee in alle schakels van het energiesysteem (productie, energienetten voor transport en distributie en opslag voor matching van vraag en aanbod), al ligt de focus op de kosten voor productie van energie. Naast het energiesysteem neemt een mkba ook immateriële zaken mee, die geen prijs op een markt hebben.

Dit zijn bijvoorbeeld effecten op milieu, landschap, natuur en ruimtelijke kwaliteit. We maken in dit onderzoek onderscheid in drie soorten kosten: Directe kosten. Dit zijn de kosten voor de exploitant. Het gaat hierbij met name om investeringskosten en exploitatiekosten voor energieproductie. Hieronder vallen ook kosten voor energie-infrastructuur. Indirecte kosten. Dit zijn kosten effecten die voortvloeien uit de directe effecten, preciezer gesteld: de doorwerking van directe effecten via transacties en anderszins naar andere actoren in de economie. Een voorbeeld van een indirect effect is de doorwerking op de arbeidsmarkt. De indirecte kosten nemen we niet mee in dit onderzoek.

31

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Externe kosten. Dit betreft de kosten die onbeoogd zijn door de gebruiker. Hieronder vallen effecten op milieu en ruimtelijke effecten voor de omwonenden. Deze zijn vaak moeilijk in geld uit te drukken omdat markten - en dus prijzen - ontbreken. Daar waar mogelijk worden externe kosten kwantitatief in beeld gebracht. Voor het inschatten van deze externe effecten is gebruik gemaakt van kengetallen uit literatuur. De analyse in dit hoofdstuk betreft een quickscan van enkele significante maatschappelijke kosten en baten. We beogen hier niet een volledige mkba uit te voeren.

4.2

Wat zijn de maatschappelijke kosten van verschillende energiebronnen? Hieronder bespreken we de directe kosten en de externe kosten van de verschillende energiebronnen die we bekijken in de scenario's.

4.2.1

Wat zijn de directe kosten? De productiekosten van verschillende energiebronnen zijn de belangrijkste directe kosten. Bij de productie van energie kijken we naar de totale productiekosten van de verschillende energiebronnen en niet naar marktprijzen, aangezien we naar de kosten voor de samenleving als geheel kijken. Daarbij is opgenomen een redelijke (winst)vergoeding voor de inzet van kapitaal. De productiekosten bestaan uit verschillende kostencomponenten. De belangrijkste componenten zijn de investeringskosten, de onderhoudskosten en de brandstofkosten. De verhouding tussen deze kostencomponenten verschilt erg per energiebron. Zo hebben windmolens en zonneparken relatief hoge investeringskosten en geen brandstofkosten, terwijl waterstofcentrales relatief lage investeringskosten hebben maar hoge brandstofkosten. Om de productiekosten van verschillende bronnen goed met elkaar te vergelijken maken we gebruik van de maatstaf Levelized Cost of Energy (LCoE). LCoE geeft de gestandaardiseerde kosten over de gehele levensduur per energie-output (bijvoorbeeld per kWh). Hierin worden dus zowel de vaste kosten (investeringskosten) en de variabele kosten (onderhoud en brandstof) gedurende de hele levensduur meegenomen. Tabel 5 geeft een overzicht van de LCoE (voor productie of import) van verschillende energiebronnen, voor 2030 en 2050.

We geven een range vanwege de onzekerheid van de ontwikkeling van deze kosten. Bij deze kosten nemen we ook de kosten voor energieinfrastructuur mee die direct toegeschreven worden aan een bepaalde energiebron en daarmee ook door de exploitant. Dit gaat bijvoorbeeld om het aanleggen van het elektriciteitsnet op zee, dat direct toegeschreven kan worden aan de uitrol van windparken op zee, of aansluitingen op het elektriciteitsnet van wind op land en zon.

32

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Tabel 5-LCoE verschillende energiebronnen in 2030 en 2050 (€ ct/kWh) Energiebron

LCoE 2030

1 LCoE 2050

Bron 2030

Bron 2050

1,5-3

(Ecofys, 2018)

Aanname gelijke absolute daling als wind op land

2,5-4

Aanname kosten elektriciteitsnet op zee van 1 €ct/kWh (CE Delft, 2021).

2,5-4

(Ecofys, 2018)

Ondergrens: (IRENA, 2020) Bovengrens: aanname

N.v.t.

Ondergrens: Bij wAcc" van 6% (NAO, 2017) Bovengrens: Strike price voor Hinkley Point C in Engeland, bij WACC van 1 9% (van Dorp, J., 2019) /

3-4 Wind op zee (excl. elektriciteitsnet op zee) 4-5 Wind op zee (incl. elektriciteitsnet op zee) 4-6 Wind op land'

Zonneparken

4-6

2,5-4

Zon op dak of infrastructuur Kernenergie

3-6

2,5-4

N.v.t.

7-11,5

Productie waterstofcentrales

Waterstofproductie in Nederland

Waterstofimport (in vorm ammoniak of andere waterstofverbinding)

Afhankelijk van kosten waterstof en draaiuren centrales. We gaan uit van investeringskosten van €750/kW, een WACC van 5,8% en jaarlijkse O&M-kosten van 2% van de investeringskosten. Afhankelijk van kosten wind op zee en draaiuren elektrolysers. We gaan uit van investeringskosten van € 700/kW in 2030 en € 375/kW in 2050 en vervanging van de cellen van elektrolvsers na 40.000 uur. 2,5-9 6-12 (per kWh (per kWh waterstof) waterstof)

1

(CE Delft, 2020c)

1

1

1

(CE Delft, 2021)

Ondergrens: (CE Delft, 2018) Bovengrens: aanname

Ondergrens: (Netbeheer Nederland, 2021) Bovengrens: (Buck Consultants & CE Delft, 2021)

De kosten voor het energie-infrastructuur die niet direct gerelateerd zijn aan een bepaalde energiebron, en normaliter gesocialiseerd worden over alle netgebruikers, vallen ook onder de directe kosten. Deze kunnen we niet bepalen per energiebron, maar we geven in Paragraaf 4.3 wel een kwalitatieve inschatting van deze kosten voor de verschillende scenario's.

13

14

Deze kosten hangen af van de locatie van de windmolens. Op windrijke locaties, bijvoorbeeld aan de kust, produceren dezelfde windmolens meer elektriciteit op jaarbasis en ligt de LCoE lager. We gaan uit van de kosten van windmolens die geplaatst worden op windrijke locaties. weighted Average Costs of Capital. Dit zijn de gemiddelde kosten gerelateerd aan het benodigde kapitaal voor de investeringen.

33

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

4.2.2 Wat zijn de externe kosten? De externe kosten zijn de kosten die niet gedragen worden door de producent of gebruiker van energie. Hieronder vallen effecten op milieu en ruimtelijke effecten voor de omwonenden. In deze paragraaf geven we een inschatting van de externe kosten van verschillende energiebronnen. Een deel van de externe kosten, bijvoorbeeld de effecten voor omwonenden, zijn op basis van wetenschappelijke literatuur te kwantificeren. Andere externe kosten zullen we alleen kwalitatief bespreken. De schade gerelateerd aan de uitstoot van broeikasgassen valt ook onder de externe kosten. Maar deze nemen we niet mee, aangezien er geen verschil zit in de CO,-uitstoot van broeikasgassen tussen de scenario's (het energiesysteem is klimaatneutraal in elk scenario). Voor het compenseren en voorkomen van een groot aantal lokale milieu- en ruimtelijke effecten geldt dat hiervoor inpassingsmaatregelen verplicht zijn door milieuwetgeving en wetgeving ten aanzien van ruimtelijke ordening. In dat geval kan beargumenteerd worden dat de kosten ter preventie of compensatie van deze effecten in belangrijke mate onderdeel zijn van de directe kosten van de initiatiefnemer en dus niet meer onder externe kosten. Niet alle externe kosten worden gecompenseerd of voorkomen. Hierna bespreken we de externe kosten van de belangrijkste CO-,-vrije elektriciteitsbronnen.

Wind op zee Windparken op zee kunnen negatieve effecten hebben op de volgende aspecten: Ecologie. De bouw van windmolens op zee kan leiden tot een afname van de populaties van bepaalde soorten, zoals zeezoogdieren, trekvogels en vleermuizen (Decisio @ Witteveen+Bos, 2018). Scheepvaart. Door de aanleg van windparken op zee is het mogelijk dat, afhankelijk van de gekozen locatie van de parken, schepen moeten omvaren. Dit kan leiden tot extra kosten. Daarnaast hebben windparken op zee impact op de veiligheid van de scheepsvaart, waardoor geïnvesteerd moet worden in extra veiligheidsmaatregelen (Decisio @ Witteveen+Bos, 2018). Visserij. Een deel van de gebieden waar nieuwe windparken op zee kunnen komen, worden commercieel bevist. Het effect van windpark op zee op de visserij hangt af van het openstellen van de windparken voor sleepnetvisserij. Bij openstelling zal de sector in principe weinig (financieel) nadeel ondervinden (Decisio & Witteveen+ Bos, 2018). Overige effecten. Naast de bovengenoemde effecten, zullen windparken op zee ook mogelijke effecten hebben op zandwinning en op mogelijke aanvliegroutes voor het bemensen van olie- en gasplatforms. Negatieve effecten zullen vermoedelijk te vermijden zijn door maatwerk rondom windparken op zee (Decisio & Witteveen+Bos, 2018).

In een onderzoek van Decisio en Witteveen+Bos naar de integrale kosten en baten van windenergie op zee zijn deze negatieve effecten op economische activiteiten op zee gekwantificeerd. De gemonetariseerde externe kosten worden ingeschat tussen de € 310 en €775 miljoen, voor 7,5 GW windenergie op zee en een zichtperiode van 30 jaar. Dit zijn voornamelijk kosten voor de scheepvaart (€ 300-550 miljoen) en visserij (€ 10-225 miljoen) (Decisio & Witteveen+Bos, 2018). De externe kosten van windparken op zee komen overeen met een LCoE van 0,04 tot 0, 1 eurocent/kWh. De directe kosten voor windenergie op zee liggen 2050 tussen de 2,5 en 4 eurocent/kWh . Dit betekent dat de externe kosten een fractie zijn van de totale kosten, tussen de 1 en 4%.

34

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

De externe kosten voor ecologie zijn niet gekwantificeerd. Om de effecten op ecologie te mitigeren kunnen maatregelen genomen worden, zoals het tijdelijk stilzetten van wind· molens in perioden dat aanvaringen met trekvogels kunnen ontstaan. Dit soort maatregelen worden nu vaak al genomen door de exploitanten (Decisio, Witteveen+Bos, 2018). Daarmee zijn deze kosten, in ieder geval voor deel, geïnternaliseerd en worden ze meegenomen in directe kosten. Een deel van de externe effecten op de ecologie, bijvoorbeeld op vogels die permanent gevestigd zijn in het gebied, worden niet gemitigeerd en de kosten hiervan worden ook niet geïnternaliseerd. De externe kosten hiervan zijn niet bekend. De negatieve effecten op bijvoorbeeld toerisme of kustbewoners land zijn niet van belang in dit onderzoek, aangezien nieuwe windparken op zee op grotere afstand van de kust aangelegd worden.

Wind op land Windmolens op land kunnen negatieve effecten hebben op omwonenden en op ecologie: Effecten op omwonenden. De belangrijkste effecten voor omwonenden van windparken zijn zichthinder, geluidshinder en hinder door slagschaduw. Als onderdeel van deze effecten kunnen omwonenden effecten op de gezondheid ervaren. De hinder van windturbines, met name van het geluid van windturbines, kan indirect gezondheidsklachten veroorzaken. Het RIVM beschouwt hinder en slaapverstoring als schadelijke gezondheidseffecten, in lijn met de definitie van gezondheid van het de World Health Organization (WHO)15. Ecologie. Voor wind op land betreft de ecologische impact met name vogels en vleermuizen. Het gaat dan om de kans op aanvaring, barrièrewerking (omvliegen) en verstoring waardoor de omgeving ongeschikt wordt als verblijf· of broedplaats. De negatieve effecten op omwonenden komen tot uitdrukking in een daling van de woning· waarde. De daling van deze woningwaarde geeft een inschatting van de externe kosten van de windmolens op land voor omwonenden. De totale externe kosten van windmolens op land zijn afhankelijk van de hoeveelheid woningen binnen 2,5 kilometer en daarmee van de locatie van de windmolens. De externe kosten van windmolens liggen een stuk lager in dun· bevolkte gebieden.

Aangezien met name de eerste windturbine effect heeft op de woning· waarde is het totale welvaartsverlies ook afhankelijk van de concentratie van windmolens16• Het totale welvaartsverlies zal bij een grote mate van clustering van de windmolens op land fors lager zijn dan bij spreiding van windmolens. Ook omdat de windmolens bij clustering geconcentreerd in dunbevolkte, windrijke gebieden geplaatst kunnen worden. De externe kosten van windmolens op land voor omwonenden komen overeen met een LCoE van 0,6 tot 0,9 eurocent/kWh bij spreiding van de windmolens en 0,1tot 0,2 eurocent per kWh bij clustering van de windmolens (in dunbevolkte, windrijke gebieden). De directe kosten voor windenergie op land zijn 2,5 tot 4 eurocent/kWh in 2050. Dit betekent dat de externe kosten bij spreiding aanzienlijk zijn, 15 tot 35% van de directe kosten. Bij clustering van windmolens zijn de externe kosten beperkter, 2 tot 7% van de directe kosten. Als

15

16

35

Ook hier gaat dezelfde aanname op: bij goed geïnformeerde woningmarkteigenaren zit het effect in de woningprijs. Hierbij moet de kanttekening worden geplaatst dat in de literatuur niet wordt gekeken naar de grootte van een windpark. Het is immers niet ondenkbaar dat de externe kosten hoger zijn wanneer er een groot windpark voor de deur staat dan wanneer dit er slechts één of enkele windturbines zijn. Om hier niet aan voorbij te gaan, hebben we bij clustering van windmolens gekozen voor een potentiële waardedaling van 10 tot 20% binnen een straal van 2,5 kilometer.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

windmolens op minder gunstige locaties geplaatst worden. De externe kosten van windmolens in steden liggen vermoedelijk een stuk hoger. Hiervoor hebben we enkele casussen voor het plaatsen van windmolens in Amsterdam uitgewerkt. De externe kosten per kWh variëren fors tussen de verschillende casussen en zijn in grote mate afhankelijk van het aantal windmolens dat bij elkaar geplaatst wordt, aangezien alleen de eerste windmolen tot een significante daling van de woningwaarde leidt. Bij het plaatsen van een enkele windmolen liggen de externe kosten tussen de € 0,05 en € 0,20/kWh. Bij het plaatsen van vijf windmolens in minder druk gebied liggen deze tussen de 0, 7 en 3 eurocent/kWh. De bovenstaande cijfers tonen aan hoe belangrijk het is om bij het plaatsen van windmolens op land rekening te houden met de effecten op de omgeving en de hieraan gerelateerde externe kosten. De berekening van deze externe kosten zijn te vinden in Bijlage B.1.1. De externe kosten voor ecologie zijn niet gekwantificeerd. Windmolens op land hebben een negatief effect op vogels en vleermuizen. Hiervoor kunnen maatregelen genomen worden, zoals het tijdelijk stilzetten van windmolens in perioden dat aanvaringen met trekvogels kunnen ontstaan. Dit soort maatregelen worden in sommige gevallen al genomen door de exploitanten. Daarmee zijn ze al geïnternaliseerd en worden ze meegenomen in directe kosten.

Een deel van de externe effecten op de ecologie, worden echter niet gemitigeerd en de kosten hiervan worden ook niet geïnternaliseerd. De externe kosten hiervan zijn niet bekend.

Zonneparken Net als windmolens op land hebben ook zonneparken negatieve effecten op omwonenden en op de ecologie: Effecten op omwonenden. Bij zon-pv op land ervaren omwonenden en voorbijgangers negatieve effecten zoals de weerkaatsing van zonlicht en omgevingsgeluid. Ook kan zon op land als aantasting van het landschap worden ervaren. Functiecombinaties van zonneparken met recreatie kan negatieve effecten beperken (CE Delft, 2020a). Ecologie. Voor zon-pv geldt dat de ecologische impact met name ligt in aantasting van de leefomgeving van broedplaatsen van vogels en landdieren en verlies van ondergrondse biodiversiteit. Daarnaast kan de bodemkwaliteit ook achteruitgaan. Bij een goede ecologische inpassing kan een verbetering van het leefgebied voor vogels plaatsvinden, en wordt de bodemkwaliteit verbeterd (CE Delft, 2020a). De negatieve effecten op omwonenden komen ook bij zonneparken tot uitdrukking in een daling van de woningwaarde en geven een inschatting van de externe kosten van de windmolens op land voor omwonenden. Ook bij zonneparken hangen de totale externe kosten voor omwonenden af van de locatie van de zonneparken en liggen de externe kosten lager bij clustering van zonneparken. De externe kosten van zonneparken voor omwonenden komen overeen met een LCoE van 0,6 eurocent/kWh bij spreiding van zonneparken en 0,01 tot 0,03 eurocent/kWh bij clustering van de zonneparken.

De directe kosten voor zonneparken zijn 2,5 tot 4 eurocent/kWh in 2050. Dit betekent dat de externe kosten bij spreiding significant zijn, van 15 tot 20% de directe kosten. Bij clustering van zonneparken zijn de externe kosten beperkt, minder dan 1% van de directe kosten. De berekening van deze externe kosten zijn te vinden in Bijlage B.1.2. De externe kosten voor ecologie zijn niet gekwantificeerd. In sommige gevallen worden al maatregelen genomen om negatieve effecten op ecologie te mitigeren, bijvoorbeeld door een goede ecologische inpassing. Daarmee zijn deze externe kosten al geïnternaliseerd en

36

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

worden ze meegenomen in directe kosten. Een deel van de externe effecten op de ecologie, worden echter niet gemitigeerd en de kosten hiervan worden ook niet geïnternaliseerd. De externe kosten hiervan zijn niet bekend.

Zon op dak en infrastructuur De eigenaren van zonnepanelen op daken hebben vaak een positief gevoel over de zonnepanelen en hun esthetische bijdrage aan de woning. Zij krijgen opbrengsten uit deze panelen en het bezit van zonnepanelen kan zorgen voor een gevoel van status. De effecten van zonnepanelen op daken op de waarde van de eigen woning worden niet beschouwd als externe kosten of baten, aangezien deze voor eigen rekening van de eigenaar van de zonnepanelen zijn. De zonnepanelen kunnen wel zorgen voor een negatieve visuele beleving van bewoners in aangrenzende woningen (CE Delft, 2020a). De effecten van zonnepanelen op daken op de woningwaarde van buren zouden wel als externe kosten gezien kunnen worden. Maar in de wetenschappelijke literatuur zijn geen aanwijzingen dat zonnepanelen op daken tot significante woningdaling van woningen in de buurt leidt. Zon op infrastructuur is vaak niet in de directe omgeving van woningen. Daarnaast heeft zon op dak weinig tot geen negatieve gevolgen voor natuur en biodiversiteit. Daarom nemen we aan dat er geen significante externe kosten zijn bij zon op dak en zon op infrastructuur.

Kernenergie De belangrijkste (potentiële) effecten van kernenergie op de omgeving hebben betrekking op stralingsrisico en radioactief afval: Stralingsrisico. Een zwaar ongeval bij een kerncentrale kan in potentie resulteren in het vrijkomen van radioactieve splijtingsproducten ('radioactieve wolk'). Er kan dan sprake zijn van een radiologische noodsituatie. In een dergelijk geval kan het noodzakelijk zijn om de bevolking te beschermen door het nemen van beschermingsmaatregelen zoals schuilen, jodiumprofylaxe (innemen van jodiumtabletten), evacuatie en landbouwmaatregelen (onder andere graasverbod, ophokplicht of oogstverbod). Daarnaast is het als gevolg van neergeslagen radioactief materiaal noodzakelijk om woningen en bedrijven te verplaatsen (relocatie), om blootstelling aan in de omgeving neergeslagen radioactief materiaal als gevolg van een radioactieve lozing op langere termijn te voorkomen. Relocatie kan voor een onbepaalde, of voor een vastgestelde bepaalde tijd zijn, veelal in termijnen van jaren. Radioactief afval. Hoogradioactief afval dient vele duizenden jaren tot een kwart miljoen jaar veilig te worden opgeslagen. Na opwerking gaat het om circa 10.000 jaar totdat het stralingsniveau is gedaald zodat het niet meer gevaarlijk is. Voor laag- en middelradioactief afval is deze periode honderden tot duizenden jaren.

Om veilig beheer van het radioactief afval te realiseren is het beleid gericht op het isoleren, beheersen en controleren (IBC-principe). Het huidige beleid betreft bovengrondse opslag tot het jaar 2100, wanneer besluitvorming moet plaatsvinden over eindberging. Een deel van de externe kosten van kerncentrales, zoals de berging van kernafval, worden geïnternaliseerd en zijn daarom meegenomen in de directe kosten. Er zijn enkele externe effecten die niet geïnternaliseerd zijn. Dit gaat bijvoorbeeld het effect op de woningwaardes in de omgeving van kerncentrales en het risico op een kernramp. Er is vanuit de wetenschappelijke literatuur geen eenduidige conclusie over het effect van kerncentrales op de woningwaardes, aangezien er zowel negatieve effecten als positieve effecten gevonden worden. Vanwege de uiteenlopende resultaten achten wij dit niet bruikbaar voor ons onderzoek en nemen we aan dat kerncentrales geen effect hebben op de woningwaardes. Voor het inschatten van de externe kosten als gevolg van de nucleaire veiligheid, kan

37

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

gebruik worden gemaakt van een kans-maal-effect-methode. Het is echter erg lastig om een inschatting te maken van de kans op een dergelijk ongeval. Vanwege de zeer kleine statistische kansen op een kernongeval met grote schade zijn de externe effecten (verwachtingswaarde) zeer beperkt en zullen deze een beperkte rol spelen in totale maatschappelijke kosten, Daarom nemen we ook deze externe kosten niet mee.

Import waterstof Geïmporteerde waterstof heeft geen significante effecten op de omgeving en leidt dus ook niet tot significante externe kosten op Nederlands grondgebied. Maar mogelijk zijn er wel externe kosten in de gebieden waar de waterstof geproduceerd wordt, door de windmolens en zonneparken die nodig zijn voor deze productie. Het is echter de verwachting dat we in de toekomst vooral waterstof zullen importeren die grootschalig geproduceerd wordt in zeer dunbevolkte gebieden, zoals woestijnen. Daarom is het de verwachting dat de externe kosten van geïmporteerde waterstof zeer beperkt zijn, zowel op Nederlands grondgebied als op de productielocatie.

4.3

Wat zijn de totale maatschappelijke kosten voor de verschillende scenario's in 2050? In deze paragraaf bespreken we de totale maatschappelijke kosten van de verschillende scenario's. Hiervoor bepalen we de totale productiekosten (productie+ import)17 en, indien mogelijk, ook de totale externe kosten. De impact op het energiesysteem en externe effecten die niet gekwantificeerd kunnen worden bespreken we kwalitatief. Er is nog veel onzekerheid over de ontwikkeling van de kostprijzen van energieproductie van verschillende bronnen (zie Tabel 5). Ook over de verhoudingen van de kostprijzen van verschillende energiebronnen is nog veel onzekerheid. Deels zijn de kosten van verschillende bronnen direct aan elkaar gerelateerd en gaan de kostendalingen hand in hand, zoals bij wind op land en wind op zee. Maar dit geldt niet voor alle energiebronnen. Als er op mondiaal niveau maximaal ingezet wordt op kernenergie zullen deze kosten flink dalen, terwijl de kosten van wind en zon in dat geval minder zullen dalen (en vice versa). En ook de verhouding tussen de kosten van eigen productie van waterstof en import van waterstofdragers en synthetische brandstoffen is nog erg onzeker.

De daling van de productiekosten van waterstof zullen mondiaal in de pas lopen, maar hoe de hogere kosten van productie van waterstof in Nederland zich verhouden ten opzichte van de extra transportkosten bij geïmporteerde waterstofdragers of synthetische brandstoffen is onzeker. Om de hiervoor genoemde onzekerheden te ondervangen maken we gebruik van drie prijsscenario's: 1. Scenario A. Ondergrens kosten wind en zon, bovengrens kosten kernenergie en import waterstofdragers/ synthetische brandstoffen. 2. Scenario B. Gemiddelde prijs voor alle bronnen. 3. Scenario C. Bovengrens kosten wind en zon, ondergrens kosten kernenergie en import waterstofdragers/ synthetische brandstoffen. Tabel 6 geeft de prijzen voor elk van de drie scenario's:

'l

38

Hiervoor vermenigvuldigen we jaarlijkse productie per bron met de LCoE. Dit geeft een goede indicatie van de totale maatschappelijke kosten in een evenwichtssituatie. Voor een volledige mkba is een investeringsanalyse noodzakelijk, waarin een inschatting wordt gemaakt wanneer investeringen in energiebronnen gedaan worden, maar voor het doel van dit onderzoek geeft de gekozen benadering een accuraat genoeg beeld.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Tabel 6- Kostprijzen per scenario per energiebron in 2050 (€ct/kWh) Scenario

1 Wind op

Wind op

Zon op

zee

land

dak

2 2,5 3

2,5 3 4

2,5 3 4

Import waterstof/

Kernenergie

synthetische brandstoffen

A B C

9 4,5 2,5

11,5 9,5 7

We brengen de totale maatschappelijke kosten van de productie en import van alle energiedragers in kaart. Deze brengen we in kaart voor de verschillende scenario's. Hier worden alleen de resultaten voor de Nationale Sturing-scenario's weergegeven. Bijlage B bevat een uitsplitsing voor de kosten voor productie van elektriciteit, de resultaten van de Internationale Sturing-scenario's en extra analyses. Tabel 7 geeft een overzicht van de jaarlijkse maatschappelijke kosten voor de totale productie en import van energie voor de scenario's Nationale Sturing, voor de drie prijsscenario's. Hier kunnen de totale kosten direct vergeleken worden, aangezien het hier om het hele energiesysteem gaat en elk van deze scenario's een exact gelijke energievraag hebben. Tabel 7- Totale jaarlijkse maatschappelijke kosten productie en import energie scenario's Nationale Sturing (in € miljoen) Extra wind op land en

Energiebron

~Productie elektriciteit" Productie waterstof"?

1

1

1

1

Extra wind op zee

zon

t

en op d ak

zonneparken

Kernenergie re

- -,--

-

11.500

A 14.500

B 14.000

C 13.750

9.250

10.000

9.000

10.000

11.000

17.500 750

8.750 1.000

4.250 1.250

14.000 750

7.000 1.000

3.500 1.250

1.000 30.000

750 35.750

750 29.500

1.000 28.250

750 39.000

750

1.000

500

250

250

250

250

A 9.000

B 10.250

C 12.500

A 8.500

B 9.750

9.500

10.500

11.500

8.250

15.250 750

7.500 1.000

3.750 1.250

750 35.250

1.000 30.250

500

500

i

Import waterstof Productie groengas Productie warmte Totale

33.000~50

productiekosten

Externe kosten (kwantitatief)

1

Totale kosten

Ecologie Energieinfrastructuur ' 18

19

39

250

250

28.500 39.250 33.250 30.500 36.000 29.750 35.750 30.750 30.500 Wisselende effecten op ecologie. Kunnen niet tegen elkaar afgewogen worden. - Veel uitbreidingen laag- en - Weinig uitbreidingen laag- Extra infrastructuur op en middenspanning. middenspanning door meer land door extra Mogelijk forse zon op dak (ten opzichte windmolens en uitbreidingen hoogvan zonnevelden). zonneparken op land.

Dit is exclusief de kosten voor de waterstof die nodig is voor regelbare centrales, om dubbeltellingen te voorkomen. De kosten hiervoor worden meegenomen bij productie en import waterstof. De investeringskosten van regelbare centrales worden hier wel meegenomen. pit is exclusief de kosten voor de elektriciteit die nodig is voor elektrolyse, om dubbeltellingen te voorkomen. De kosten hiervoor worden meegenomen bij productie elektriciteit. De investeringskosten van elektrolysers worden hier wel meegenomen.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Energiebron

l

1

Extra wind op land en zonneparken

+,

l

Extra wind op zee

l

C

en zon op dak

r

1 r B1 A C - Extra infrastructuur op zee al geïnternaliseerd en opgenomen in kosten.

Kernenergie

-----,----

B Al spanningsnet bij keuze inefficiënte locaties kerncentrales.

C

Uit Tabel 7 kunnen de volgende conclusies getrokken worden: Bij gemiddelde prijzen (prijsscenario B) en bij lage prijzen voor kernenergie en waterstofimport (prijsscenario C) liggen de totale maatschappelijke kosten voor productie en import van energie het laagst bij het scenario Extra wind op zee en zon op dak. Dit komt doordat in dat scenario meer import van waterstof plaatsvindt en dat dit in deze scenario's relatief goedkoop is ten opzichte van binnenlandse productie. Bij lage prijzen voor wind en zon (prijsscenario A) liggen de totale maatschappelijke kosten voor productie en import van energie het laagst voor het scenario Extra wind op land en zonneparken. Dit komt doordat bij het scenario Extra wind op land en zonneparken meer energie in Nederland geproduceerd wordt en dit bij prijsscenario A relatief goedkoop is ten opzichte van import. De totale maatschappelijke kosten voor productie en import van energie zijn het hoogst voor het scenario Kernenergie bij elk van de prijsscenario's. De externe kosten zijn relatief beperkt ten opzichte van de productiekosten, voor elk van de scenario's. Bij prijsscenario B liggen de kosten van het scenario Extra wind op land en zonneparken ongeveer € 1 miljard per jaar hoger dan het scenario Extra wind op zee en zon op dak. Dit komt overeen met ongeveer 3% van de totale kosten.

Kijken we naar de verschillen tussen de scenario's en dus de keuzes die gemaakt kunnen worden dan is het verschil een stuk groter (zie Figuur 10). Van het verschil wordt € 250 miljoen (25% als alleen de verschillen tussen de scenario's worden meegenomen) veroorzaakt door externe kosten. De kosten van de benodigde energie-infrastructuur en de externe kosten op ecologie kunnen niet kwantitatief meegenomen worden. Er kan voor beide kosten geen inschatting gemaakt worden in welk scenario de kosten het grootst zijn.

40

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

Figuur 10 - Maatschappelijke kosten productie+ import energie-scenario's Nationale Sturing (alleen verschillen tussen scenario's)'

Kosten elektriciteitsproducten (alleen verschillen) Scenario's Nationale Sturing 8))

--

c7.00o €6.000

------ ·--· -------

€5.000 -~

t56 €4.000 c

< €3.000 0

€2.000 €1.000 €0 Extra wind op land en zonneparken

Extra wind op zee en zon op dak

Productiekosten

4.4

Kernenergie

Externe kosten

Wat zijn de maatschappelijke kosten van CO-vrije energiebronnen in

2030? In deze paragraaf geven we een overzicht van de maatschappelijke kosten voor de verschillende bronnen van CO,-vrije elektriciteit in 2030. De verwachte kostendaling van de verschillende bronnen kan een afweging zijn. Daarom geven we ook inzicht in de verwachte kosten in 2030. Figuur 11 geeft een overzicht van de maatschappelijke kosten (productiekosten + externe kosten) van de CO,-vrije bronnen met de grootste additionele potentie voor 2030 (zie Tabel 4). In deze figuur is de productie van elektriciteit uit wind op zee niet meegenomen, aangezien er naar verwachting geen extra potentie is hiervoor bovenop de bestaande plannen richting 2030. Bij productie van waterstof uit wind op zee en import van waterstof zijn de kosten teruggerekend naar de kosten van elektriciteit, met de aanname dat door deze waterstof minder elektriciteit nodig is voor productie van waterstof met andere bronnen (conform de methodologie van 'Alles uit de kast'). Bij de productie van waterstof uit wind op zee nemen we de extra kosten voor elektrolyse op zee niet mee, met de aanname dat deze 20

41

Hier nemen we alleen de kosten voor het deel van de energieproductie dat verschilt tussen de scenario's. Zo heeft elk scenario minimaal 124 TWh wind op zee-productie, minimaal 40 TWh zon op dak, minimaal 6 TWh zon op veld, minimaal 23 TWh wind op land en minimaal 33 TWh productie van waterstofcentrales. Deze tellen we hier niet mee, aangezien juist de verschillen tussen de scenario's van belang zijn.

220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022

elektrolysers in plaats komen van elektrolysers op land'. Aangezien de één-op-éénvervanging van elektrolysers op zee onzeker is (zie voetnoot) nemen we deze kosten bij de bovengrens wel mee. Figuur 11 - Maatschappelijke kosten CO;-vrije energiebronnen in 2030

Maatschappelijke kosten bronnen € 80 €70

- €60

.c

ol d

boe

€50

3: € 40 -..,. )

€30

€20 €10

1

€-

I

r

1

-,

Waterstof uit Wind op land WoZ 11 Productiekosten

Zon op land

Zon op dak

Import waterstof

Externe kosten

M,

\ 'I{;

De figuur laat zien dat de kosten van productie van waterstof uit windparken op zee het laagst liggen, behalve als ook de kosten voor elektrolysers worden meegenomen (in de bovengrens). Dit komt doordat de productiekosten van wind op zee lager liggen dan van andere bronnen, zeker aangezien je bij directe productie van waterstof op zee minder transportkosten hebt. Verder liggen de maatschappelijke kosten van zon op dak lager dan de maatschappelijke kosten van wind en zon op land. Zowel de productiekosten als de externe kosten liggen lager. Het is nog onzeker of import van waterstof in 2030 duurder of goedkoper is dan productie van wind op land, zon op land en zon op dak. Voor de maatschappelijke kosten in 2030 zijn ook de externe kosten van CO>-uitstoot van belang, aangezien nog niet het hele energiesysteem klimaatneutraal is. Bij de analyses voor 2030 gaan we echter bij alle configuraties uit van het halen van de doelstelling van 55% reductie van de CO,-uitstoot. Daarom worden deze niet meegenomen.