Korte aantekeningen beeldvormende bijeenkomst Zaal Lintelo d.d. 4 april 2023.pdf
Tekst van het document
(CE Delft, 2020b)
Totale omvang onbekend, maar vermoedelijk ruim voldoende voor energievraag Nederland
12
220235 -Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
Vollasturen wind op zee en wind op land Windmolens produceren elektriciteit op momenten dat het waait. De hoeveel elektriciteit die geproduceerd kan worden per MW-windmolen wordt uitgedrukt in het aantal vollasturen. Het aantal vollasturen hangt onder meer af van de locatie van de windmolen (aan de kust waait het vaker dan in het binnenland) en van de techniek (hogere, nieuwe windmolens produceren meer per MW). In onze analyses gaan we uit van 3.000 vollasturen voor wind op land en 4.500 vollasturen voor wind op zee, conform de officiële berekeningen van het PBL. Er is echter discussie of het aantal vollasturen in de praktijk niet hoger ligt. We bespreken de effecten van meer vollasturen voor wind op zee en wind op land op de energiebalans in 2030 en 2050 in een gevoeligheidsanalyse in Paragraaf 6. 2.
2.2
Wat zijn mogelijke scenario's voor 2050? In deze paragraaf omschrijven we hoe een klimaatneutraal energiesysteem in 2050 eruit ziet, met en zonder extra windmolens en zonneparken op land. Eerst omschrijven we de verwachte ontwikkeling van de energievraag. Vervolgens beschrijven we hoe deze energievraag ingevuld kan worden, met verschillende scenario's. Tot slot tonen we de totale energiebalans voor elk van deze scenario's.
2.2.1
Hoe ontwikkelt de energievraag zich richting 2050? Het energiesysteem moet in 2050 klimaatneutraal zijn. Dit betekent dat er uitsluitend gebruik gemaakt moet worden van CO,-vrije energiebronnen (of dat de vrijgekomen CO, afgevangen wordt). Het is nog onzeker hoe een klimaatneutraal energiesysteem in 2050 eruit gaat zien. Sommige dingen zijn zeker, bijvoorbeeld dat elektrificatie in een groot deel van de sectoren de meest logische verduurzamingsoptie is en dat er daardoor fors meer elektriciteitsvraag gaat komen. Maar in sommige sectoren is het nog onduidelijk hoe de verduurzaming eruit gaat zien. Gaan we daar vooral inzetten op elektrificatie of gaat waterstof een grote rol spelen? Dit zijn vragen waar nu nog geen antwoord op is. Daarom hanteren we twee scenario's voor de energievraag in 2050. Deze scenario's zijn gebaseerd op de klimaatneutrale scenario's van de integrale infrastructuurverkenning 113050 (Berenschot & Kalavasta, 2020). Elk van deze scenario's gaat uit van een klimaatneutraal energiesysteem in 2050, alleen de invulling hiervan verschilt. Hieronder volgt een korte beschrijving van de twee scenario's die in dit onderzoek gebruikt worden: 1. Scenario Nationale Sturing. De sturing van de energietransitie ligt grotendeels bij de rijksoverheid.
Dit scenario gaat uit van met maximale elektrificatie in alle sectoren en een industrie, luchtvaart en scheepvaart die in omvang ongeveer gelijk blijven. Dit scenario komt overeen met het scenario Nationale Sturing van de integrale infrastructuurverkenning 113050 (Berenschot & Kalavasta, 2020). 2. Scenario Internationale Sturing. Dit scenario gaat uit van een volledig open internationale mondiale markt en krachtig klimaatbeleid op mondiaal niveau. Er is veel internationale handel. Dit leidt tot een groei van de energie-intensieve industrie. Dit scenario gaat uit van relatief veel gebruik van waterstof, naast substantiële elektrificatie, en een groei van de industrie, luchtvaart en scheepvaart. Dit scenario komt overeen met het scenario Internationale Sturing van de integrale infrastructuurverkenning 113050 (Berenschot & Kalavasta, 2020). In het hoofdrapport werken we alleen het scenario Nationale Sturing uit. De resultaten voor het scenario Internationale Sturing zijn te vinden in Bijlage C.
13
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
Beide scenario's gaan uit van een gelijke omvang of groei van de meeste industriële sectoren in Nederland, met uitzondering van de raffinagesector en de kunstmestsector. In de scenario's is wel een krimp van die sectoren voorzien aangezien de vraag naar de producten van deze sectoren afneemt door verduurzaming. Maar de omvang van andere sectoren blijft gelijk of groeit. Deze scenario's nemen dus aan dat er geen industrie uit Nederland vertrekt. Dit is echter geen zekerheid. In de toekomst kan in sommige landen vermoedelijk een stuk goedkoper CO,-vrije energie, zoals waterstof, geproduceerd worden dan in Nederland. Dit kan betekenen dat een deel van de energie-intensieve industrie in Nederland vertrekt naar die landen. We doen in Paragraaf 6.1 een gevoeligheidsanalyse om de effecten van krimp van de industrie in Nederland in te schatten. Figuur 1 geeft de finale energievraag per energiedrager, inclusief gebruik van energiedragers als grondstof2• Het figuur laat zien dat het grootste deel van de energievraag komt van waterstof of producten afgeleid van waterstof, zoals synthetische brandstoffen (voor met name lucht- en scheepsvaart). Figuur 1- Totale energievraag scenario Nationale Sturing
Totale energievraag 600 1---- -- ---- ------------------
-------- --- 7
-------1 1
1
400
• --------- -268
r 30o
200 239
100 0
Nationale Sturing Elektriciteit
a Waterstof (incl. synthetische brandstoffen)
Groengas
Warmte
[J4
Figuur 2 geeft een opsplitsing van de elektriciteitsvraag per sector, exclusief elektriciteitsvraag voor waterstofproductie met elektrolyse. Het grootste deel van de elektriciteitsvraag komt van de industrie, maar ook de gebouwde omgeving heeft een forse elektriciteitsvraag door het gebruik van warmtepompen.
?
14
Bij de finale energievraag tellen we alleen de energie mee die door de eindgebruiker gebruikt wordt en niet de energievraag voor de productie van andere energiedragers, zoals de elektriciteitsvraag voor elektrolysers die waterstof produceren of de waterstofvraag voor waterstofcentrales die elektriciteit produceren. We maken geven de finale energievraag om dubbeltellingen te voorkomen. De energievraag voor het produceren van andere energiedragers en de energieverliezen nemen we wel mee in de modellering.
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
Figuur 2 - Totale elektriciteitsvraag scenario Nationale Sturing
Elektriciteitsvraag 250 ,------------------------------~ 1
16 200
l --- - -- ---ti 25
150 99
1
_________J
100
1
[}
71 0
Nationale Sturing Gebouwde omgeving
Industrie
Landbouw
Mobiliteit
a Overig
JA
Figuur 3 en Tabel 2 geven een opsplitsing van de waterstofvraag per sector, exclusief de waterstofvraag voor elektriciteitsproductie met waterstofcentrales. Het grootste deel van de waterstofvraag in 2050, zo'n 75%, komt vanuit de internationale lucht- en scheepvaart. Deze waterstof wordt gebruikt voor de productie van synthetische brandstoffen zoals kerosine. De overige waterstofvraag komt vooral uit de industrie en dan met name vanuit de sectoren Raffinage, Chemie en Kunstmest (ook met krimp in de sectoren Raffinage en Kunstmest)?. Tabel 2 - Waterstofvraag scenario Nationale Sturing Waterstofvraag (TWh)
Sector
Luchtvaart Internationale scheepvaart Mobiliteit overig Kunstmestindustrie Raffinage Chemische industrie Staalindustrie Overige industrie Totaal
3
15
1 1 1 1
! 1 1
1
47 151 19 9 14 17 0 11 268
In het scenario wordt geen waterstofvraag aangenomen voor de staalindustrie, aangezien aangenomen wordt dat de verduurzaming van de staalindustrie via een andere verduurzamingsroute gaat. Tata Steel heeft ondertussen echter aangekondigd te kiezen voor groene waterstof. Hiermee wordt de waterstofvraag in 2050 onderschat. De verwachte waterstofvraag van Tata Steel is ongeveer 13 TWh (Noordzeekanaalgebied, 2022).
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
Figuur 3- Totale waterstofvraag scenario Nationale Sturing
Waterstofvraag 300
r-·-·- - -·-- - - -- - - ·--- --- - - -- - - -
!
250 200 rc
1so 100 50 1
0 lluie eelll ---
n Luchtvaart Kunstmestindustrie Staalindustrie
Nationale Sturing Internationale scheepvaart
Raffinage
[
Mobiliteit overig Chemische industrie
m Overige industrie
2.2.2 Hoe kan deze energievraag ingevuld worden? De toekomstige energievraag moet ingevuld worden met CO,-vrije energiedragers. Er zijn verschillende manieren waarop deze energievraag ingevuld kan worden. Er kunnen keuzes gemaakt worden in hoeverre deze energievraag ingevuld wordt met meer of minder binnenlandse productie, of voor import, en welke binnenlandse bronnen je dan wilt gebruiken. We stellen drie scenario's op voor de invulling van de energievraag. In elk van de scenario's nemen we aan dat de ambitie van de RES voor 35 TWh hernieuwbare opwek op land gerealiseerd wordt. En in elk van de scenario's nemen we aan dat de ambitie van 70 GW wind op zee in 2050 gerealiseerd wordt4• Het is de verwachting dat een deel van deze windenergie gebruikt wordt voor de productie van waterstof. We maken een inschatting welk deel van de energie van windparken op zee nodig is voor het invullen van de elektriciteitsvraag. De rest van de windenergie wordt ingezet voor waterstofproductie. We onderscheiden de volgende drie scenario's: 1. Extra windmolens op land en zonneparken. In deze variant gaan we uit van groei van het opgestelde vermogen aan windmolens op land en zonneparken bovenop de doelstelling van 35 TWh hernieuwbare opwek op land. 2. Extra wind op zee en zon op dak.
In deze variant gaan we ervanuit dat er geen groei komt van het opgestelde vermogen aan windmolens op land en zonneparken na het behalen van de doelstelling van 35 TWh hernieuwbare opwek op land. In plaats daarvan wordt maximaal ingezet op zon op dak (binnen de grenzen van wat efficiënt gebruikt 4
16
Dit betekent dat er minder waterstof geproduceerd kan worden met de windparken op zee als je een groter aandeel van deze energie nodig hebt voor de elektriciteitsvoorziening. Uit recent onderzoek volgt dat er mogelijk tot 100 GW wind op zee gerealiseerd kan worden (zie Paragraaf 2.1). De effecten hiervan bespreken we in een gevoeligheidsanalyse in Paragraaf 6.4.
220235 - Nut en noodzaak extra wind op tand in 2030 en 2050 - December 2022
3.
kan worden in het energiesysteem) en wordt een groter aandeel van de energie van windparken op zee gebruikt voor de elektriciteitsvoorziening. Kernenergie. In deze variant gaan we ervanuit dat er geen groei komt van het opgestelde vermogen aan windmolens en zonneparken na het behalen van de doelstelling van 35 TWh hernieuwbare opwek op land. Er wordt in dit scenario ook niet maximaal ingezet op zon op dak. In plaats daarvan worden kerncentrales geplaatst.
In elk van deze scenario's gaan we uit van zoveel mogelijk productie van elektriciteit met wind, zon en kernenergie (binnen de voorwaarden van de scenario's), totdat het niet meer efficiënt is om extra vermogen van deze bronnen toe te voegen omdat een groot deel van de extra productie dan niet meer direct gebruikt kan worden voor de invulling van de elektriciteitsvraag. Deze optimalisatie van de hoeveelheid wind, zon en kernenergie is te vinden in Bijlage A. Nadat we de inzet van wind, zon en kernenergie voor elk scenario bepaald hebben, berekenen we het volledige energiesysteem met een jaarrondrekening op uurbasis (zie onderstaand kader). Een uitgebreide beschrijving van deze modellering is te vinden in Bijlage A.
Modellering energiesysteem
Het is niet voldoende om op jaarbasis evenveel hernieuwbare elektriciteit op te wekken als je gebruikt. Vraag en aanbod van elektriciteit moeten namelijk op elk moment in het jaar in evenwicht zijn. Dit betekent dat bijvoorbeeld 1 kWh wind niet gelijk staat aan 1 kWh zon. En wind op zee heeft ook een ander productiepatroon dan wind op land. De productiepatronen van de verschillende bronnen nemen we mee door middel van een jaarrondrekening op uurbasis. Figuur 4 geeft een illustratie van de balans tussen vraag en aanbod van elektriciteit voor een willekeurige dag in 2050.
Figuur 4 - Illustratie uurlijkse balans vraag en aanbod elektriciteit voor willekeurige dag in het jaar
Illustratie uurlijke balans vraag en aanbod elektriciteit dagbasis
ll.l
6 h ll.l C
u)
1 - - --
-- · -~ -
2
3
4
5
6
7
8
_1
-~
mm Wind op zee
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Uur van de dag Zon op dak ar Wind op land
m Zon op veld
Elektriciteitsvraag
Voor elk scenario hebben we een zo optimaal mogelijke verdeling van de niet-regelbare CO;-vrije bronnen bepaald. Vervolgens bepalen we de inzet van deze niet-regelbare CO-vrije bronnen op elk uur van het jaar en
17
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
vergelijken we dit met de elektriciteitsvraag op dat uur. Batterijopslag wordt ingezet om op korte termijn (binnen een dag) vraag en aanbod van elektriciteit zo goed mogelijk te matchen, maar dat is niet voldoende. Op sommige uren hou je dan tekorten aan elektriciteit. In Figuur 4 gebeurt dit in de ochtend- en avonduren, als de totale productie onder de lijn van de elektriciteitsvraag blijft. De resterende tekorten aan elektriciteit, na inzet van batterijen, worden in 2050 ingevuld met regelbare waterstofcentrales. Overschotten van elektriciteit worden omgezet in waterstof middels elektrolyse. Deze waterstof wordt vervolgens weer omgezet door waterstofcentrales in elektriciteit ten tijde van tekorten. Figuur 4 zijn er in de middag overschotten van elektriciteit, als de totale productie boven de lijn van de elektriciteitsvraag uitkomt.
Figuur 5- Schematische weergave energiemodel elektriciteit en waterstof
Import waterstof Productie waterstof (directe conversie wind op zee)
Totale beschikbaarheid wind op zee
Productie waterstof uit overschotten
Productie elektriciteit wind-/zon-/ kernenergie (op uurbasis)
[ Elektrolyse j Overschotten elektriciteit
Overschotten en tekorten Vraag elektriciteit (op uurbasis)
Tekort aan waterstof (op jaarbasis)
Overschotten en tekorten - na balancering
Basisvraag waterstof Waterstofvraag synthetische brandstoffen Waterstofvraag regelbare centrales Inzet regelbare centrales
Tekorten elektriciteit
Inzet batterijen (op uurbasis)
Figuur 6 geeft een overzicht van de elektriciteitsproductie voor de scenario's. Tabel 3 geeft een overzicht van de achterliggende cijfers.
18
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
Figuur 6- Elektriciteitsproductie scenario's Nationale Sturing
Elektriciteitsproductie - Nationale Sturing 350
53
300 250
1
53
l3
60
, 200 ~ H 150
48
100 50 0 Extra wind op land en zonneparken
Kernenergie
Extra wind op zee en zon op dak
■ Wind op zee (elektrisch)
Zon op dak
Zon op veld
Wind op land
Kernenergie
Waterstofcentrales
Tabel 3 - Opgesteld vermogen en productie elektriciteit scenario's Nationale Sturing Techniek
Wind op zee (elektrischl Wind oo land Zon op dak/infra Zon oo veld Kernenergie Waterstofcentrales Totaal
Productie (TWh)
Opgesteld vermogen (Gw)
Extra hernieuwbare opwek op land 27,5
Extra wind op zee en zon op 32,5
27,5
Extra hernieuwbare opwek op land 124
20 50 57 0 34
7,5 100 7 0 34
7,5 50 7 83 26
Kernenergie
dak
Extra wind op zee en zon op
Kernenergie
dak
146
124
60 41 48 0 53
23 83 6 0 53
23 41 6 72 33
326
311
299
De belangrijkste bevindingen van de elektriciteitsproductie van de drie scenario's zijn: In elk van deze scenario's komt het grootste deel van de elektriciteitsproductie van windparken op zee. In elk scenario wordt 70 GW wind op zee gerealiseerd, maar in het scenario Extra wind op zee en zon op dak wordt een groter deel van deze energie gebruikt als elektriciteit (overig deel als waterstof). In het scenario Extra wind op land en zonneparken wordt 37 TWh (ruim 12 GW, 2.000 windmolens à 6 MW) extra wind op land geplaatst, bovenop de reeds geplande 23 TWh. In het scenario Extra wind op land en zonneparken wordt ongeveer 100 GW/90 TWh zon (op dak en op veld) gerealiseerd. Bij het scenario Extra wind op zee en zon op dak wordt ook ongeveer 90 TWh zon gerealiseerd, maar met een groter aandeel op dak of op infrastructuur. Er is meer potentie voor zonnepanelen (zie Tabel 1), maar meer zon kan niet efficiënt gebruikt worden in het energiesysteem. De extra zonneparken bij het
19
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
scenario Extra wind op land en zonneparken hebben een extra ruimtebeslag van circa 500 km2 (50.000 hectare). Bij het scenario Kernenergie wordt het maximale potentieel voor kernenergie binnen de huidige aangewezen gebieden in Borssele en op de Maasvlakte (8 GW, 72 TWh) gerealiseerd. De inzet van waterstofcentrales wordt bepaald door de modellering van vraag en aanbod van elektriciteit op uurbasis. De totale productie is niet gelijk in alle scenario's. Dat komt doordat de elektriciteitsproductie niet op alle momenten in het jaar direct gebruikt kan worden voor de invulling van de elektriciteitsvraag (de overige productie kan wel gebruikt worden voor productie van waterstof). In het scenario Kernenergie kan het grootste deel van de elektriciteitsproductie direct gebruikt worden en is daardoor de minste elektriciteitsproductie nodig. In het scenario Extra wind op land en zonneparken kan de minste elektriciteit direct gebruiken en is in totaal de meeste elektriciteitsproductie nodig (15 TWh extra ten opzichte van het scenario Extra wind op zee en zon op dak). Dit komt doordat een systeem met meer wind op zee in plaats van wind op land (beiden in combinatie met zon) beter aansluit op de elektriciteitsvraag. Dit komt doordat wind op zee een meer gelijkmatig productiepatroon heeft en wind op zee en zon minder vaak tegelijk energie produceren dan wind op land en zon (CE Delft, 2021).
2.2.3 Hoe ziet de totale energiebalans er uit voor verschillende scenario's? Elektriciteit Vraag en aanbod van energie moeten in evenwicht zijn, op elk uur van het jaar en voor elke energiedrager. Bij elektriciteit kunnen vraag en aanbod in balans worden gebracht met opslag van batterijen, import en export van elektriciteit, curtailment en elektrolyse (bij overschotten van elektriciteit) en met waterstofcentrales (bij tekorten van elektriciteit).
Import en export van elektriciteit
Het Nederlandse elektriciteitsnet is verbonden met de elektriciteitsnetten van België, Duitsland, Denemarken, Noorwegen en het Verenigd Koninkrijk. Het is de verwachting dat de capaciteit voor uitwisseling van elektriciteit met het buitenland toeneemt. Uitwisseling van elektriciteit met het buitenland kan bijdragen aan het balanceren van vraag en aanbod van elektriciteit in Nederland. Het is niet de verwachting dat Nederland structureel elektriciteit zal importeren of exporteren. Hoe de uitwisseling van elektriciteit in 2050 eruit zal zien is afhankelijk van mondiale prijsontwikkelingen en ontwikkelingen in het buitenland en daarom lastig te voorspellen. Vanwege de onzekerheid, en aangezien er naar verwachting geen structurele netto import of export plaatsvindt, nemen we import en export van elektriciteit niet mee in de modellering.
Figuur 7 geeft de elektriciteitsbalans op jaarbasis5• Het figuur laat zien dat er op jaarbasis zowel overschotten als tekorten van elektriciteit zijn. Bij de elektriciteitsbalans nemen we alleen de energie mee die ingevoed wordt op het elektriciteitsnet of die direct achter de meter gebruikt wordt in de vorm van elektriciteit. De productie van elektriciteit van windparken op zee, die direct omgezet wordt in waterstof, nemen we hierin niet mee. Dit nemen we mee bij de waterstofbalans. 5
20
Batterijen leveren netto geen bijdrage aan de elektriciteitsbalans op jaarbasis, aangezien ze de energie die ze opnemen op een later moment weer leveren (de verliezen worden buiten beschouwing gelaten). Daarom wordt opslag van batterijen niet meegenomen in de elektriciteitsbalans op jaarbasis. Opslag van batterijen wordt wel meegenomen voor de elektriciteitsbalans op uurbasis en heeft daarmee impact op de omvang van de overschotten van elektriciteit en de productie van waterstofcentrales.
220235 - Nut en noodzaak extra wind op land in 2030 en 2050 - December 2022
De belangrijkste conclusies van de elektriciteitsbalans zijn: De omvang van de overschotten zijn het grootst bij het scenario Extra wind op land en zonneparken, aangezien daar minder productie direct gebruikt kan worden voor het invullen van de elektriciteitsvraag (zoals eerder besproken in Paragraaf 2.2.2). Daardoor is meer elektriciteitsproductie en meer opslag van elektriciteit met batterijen nodig. De totale elektriciteitsvraag ligt bij dit scenario 15 TWh hoger dan bij het scenario Extra wind op zee en zon op dak en 25 TWh hoger dan bij het scenario Kernenergie. De extra productie in het scenario Extra wind op land en zonneparken kan gebruikt worden voor de productie van waterstof, maar hierbij vinden wel conversieverliezen plaats. Figuur 7- Elektriciteitsbalans op jaarbasis
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