Bijlage 2 Klimaatneutrale warmtebronnen voor het Diemennet - CE Delft 2024

Verdere aandachtspunten waterstof Voor waterstofopslag gelden zwaardere veiligheidsnormen dan voor aardgas. Dit kan een ruimtelijke impact hebben (bij gebruik van waterstof in tanks).

A.9.2 Haalbaarheid waterstof in het Diemennet Waar en hoeveel waterstofwarmte kan worden geproduceerd? Waterstof wordt in de toekomst waarschijnlijk op een beperkt aantal locaties centraal geproduceerd (of geïmporteerd) en ingevoerd in de waterstofbackbone. Om waterstof te kunnen gebruiken is dus aansluiting nodig op het transportleidingnetwerk. Indien dit lukt is de waterstofwarmteproductie van de STEG vervolgens afhankelijk van de elektriciteitsprijzen. Omdat elektriciteitsproductie met waterstof duur is, zal de STEG maar een beperkt aantal uren per jaar elektriciteit- en dus restwarmte produceren. De STEG kan zo nodig ook voor aftapwarmte worden ingezet, maar dit verhoogt de kostprijs van de waterstofwarmte. Warmteproductie uit waterstofpiekvoorzieningen volgt uit de vraag naar warmte en de relatieve kosten van waterstof tegenover groengas, biomassa en elektriciteit. (Groene) waterstof zal waarschijnlijk tot 2035 niet ruim beschikbaar zijn in Nederland. De ontwikkeling van de beschikbaarheid erna is aannemelijk maar nog niet zeker.

Inschatting rol waterstof in het Diemennet Omdat de kosten van waterstof erg hoog kunnen zijn verwachten wij dat waterstof op de lange termijn een (beperkte) rol zal spelen als het gaat om inzet in piekketels. In eerste instantie kan dan waterstof tot een bepaald percentage bijgemengd worden met het aardgas en op termijn kan volledig overgestapt worden op waterstof. Wanneer de piekketels gecentreerd zijn, en niet te ver van de waterstofbackbone, zou een leiding gelegd kunnen worden. Dan wordt er een afweging gemaakt tussen wegtransport (bij een kleine hoeveelheid waterstof) of transport via een leiding (bij een grotere hoeveelheid). Verder is ook de inzet van waterstof in de Diemencentrale op termijn ook mogelijk, maar is het de vraag of dit met een beperkt aantal draaiuren een rendabele investering blijkt. Hiervoor dient een nadere analyse op de businesscase gedaan te worden.

75

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.10

Groengas Groengas is van samenstelling identiek aan aardgas maar wordt uit klimaatneutrale bronnen geproduceerd.

A.10.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt groengas in een warmtenet? Groengas is gas dat wordt geproduceerd uit biomassa reststromen. De CO2-emissies die vrijkomen bij de verbranding van groengas gelden daarom als biogene en niet fossiele emissies. Daarom kan het ingezet worden ter verduurzaming van bronnen voor een warmtenet. Groengas heeft een vergelijkbare samenstelling als het aardgas in het Nederlandse gasnet. Het kan dan ook vergelijkbaar ingezet worden. Dat betekent dat bij inzet in een warmtenet er geen aanpassingen gedaan hoeven te worden aan de bronnen die nu gas gebruiken om warmte te leveren. Omdat groengas en aardgas gemengd worden in het bestaande gasnet wordt er gebruik gemaakt van een verhandelbaar certificatensysteem wat op een vergelijkbare manier werkt als de garanties van oorsprong voor groene elektriciteit.

Wat zijn de kosten van groengas? Tabel 26 – Kosten productie groengas uit biomassa (>95% biogeen) Kenmerk

Eenheid

Waarde

Investeringskosten

€/kWth

2.860

Vaste operationele kosten

€/kW/jaar

Variabele operationele kosten

€/kWh

Warmteprijs

€/GJ

175 0,0110 33

Bron: (PBL, 2023a)

Door schaarste in vraag en aanbod kan de prijs van certificaten voor groengas sterk oplopen. Daarbij merken we op dat voor de duurzaamheidswaardering van warmte, allocatie door middel van certificaten waarschijnlijk niet wordt toegestaan. Er moet een directe verbinding via een pijpleiding zijn om als duurzaam te tellen. Er is nu en in de nabije toekomst te weinig groengas beschikbaar om in de vraag op basis van verduurzamingsplannen van gemeenten, mobiliteit (in de vorm van bio-LNG) en industrie te voorzien. De productie van groengas is op dit moment iets meer 200 miljoen m 3. De rijksoverheid heeft voor 2030 de productie van 2 miljard m 3 als ambitie gesteld13. Dat betekent een vertienvoudiging in zes jaar tijd, en is daarmee ambitieus. Toch is ook 2 miljard m3 slechts een klein deel van het jaarlijks aardgasverbruik in Nederland (ruim 30 miljard m3). Voor de meeste gebruikers van aardgas geldt dat groengas een makkelijke directe vervanger is omdat geen investeringen en aanpassingen nodig zijn. Hierdoor kan de vraag naar certificaten in de praktijk groot zijn. De kosten van het gebruik van het gasnet zouden in de verre toekomst met minder afnemers toe kunnen nemen.

________________________________ 13

Dit is op basis van in Nederland geproduceerd groengas, geproduceerd uit in Nederland beschikbare biomassa reststromen.

76

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Verdere aandachtspunten groengas Groengas kan gemaakt worden van biomassa reststromen als mest, GFT en ONF en uit bijvoorbeeld houtige biomassa. Biomassa kan een negatieve connotatie hebben. Het is daarom belangrijk om helder te communiceren over de afkomst van de biomassa reststromen. Het niet hoeven aanpassen van het gasnet en bestaande gasketels is zowel een voordeel als een nadeel. Groengas is een toepassing die op de korte en midden termijn interessant is, maar moet daarmee investeringen die gedaan moeten worden voor langetermijnaanpassingen niet in de weg staan.

A.10.2 Haalbaarheid groengas in het Diemennet Waar en hoeveel groengas kan worden geproduceerd? Groengas kan ingekocht worden middels certificaten, maar zou ook geproduceerd kunnen worden in de regio. Op dit moment is de productie uit mest het meest succesvol. Voor productie uit ‘natte’ biomassa zoals mest, kan de productie het best geplaatst worden in de buurt van de biomassa, omdat het kostbaar is om de biomassa met een hoog watergehalte en laag organisch gehalte over lange afstanden te vervoeren. Het warmtenet in Diemen ligt in een stedelijk gebied. Het ligt dan ook niet voor de hand om een vergister in de buurt van het warmtenet te plaatsen. Technieken die gebruik maken van houtige biomassa, wat makkelijk te transporteren is, zijn nog niet commercieel beschikbaar. Superkritische watervergassing, waarin allerlei soorten biomassa ingevoed kunnen worden, is ook nog niet commercieel beschikbaar.

Inschatting rol groengas in het Diemennet Groengas kan ter vervanging van aardgas in de STEG een rol spelen als overbrugging terwijl andere basislastbronnen ontwikkeld worden. Op de lange termijn kan groengas een rol blijven spelen voor het leveren van de piekvraag.

A.11

Kernenergie Kernenergie levert elektriciteit door kernbrandstof te splijten in een kerncentrale. De warmte die bij de splijting vrijkomt, wordt gebruikt om elektriciteit op te wekken. Nucleaire warmtekrachtcentrales leveren naast elektriciteit ook warmte, die vervolgens ingevoed kunnen worden in een warmtenet. Op drie plekken in Nederland wordt momenteel strategisch rekening gehouden met de mogelijke komst van een nieuwe, reguliere kerncentrale (Maasvlakte I, Borssele en Eemshaven). In meerdere provincies bestaat daarnaast de interesse om small modular reactors (SMRs) te bouwen, kleinere reactoren die ten opzichte van conventionele centrales, minder kernafval produceren en minder veiligheidsrisico’s met zich meebrengen. De provincie Flevoland heeft in haar coalitieakkoord uitgesproken om de mogelijkheden van een kleine thorium reactor te onderzoeken (Provincie Flevoland, 2023). De restwarmte van een kernreactor zou in theorie ingevoed kunnen worden in het Diemennet.

77

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.11.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt kernenergie in een warmtenet? Kernenergie is een vorm van energie die vrijkomt uit de kern van een atoom, die bestaat uit protonen en neutronen. Kerncentrales gebruiken de energie die vrijkomt bij kernsplijting om elektriciteit op te wekken. In een kerncentrale wordt ongeveer één derde van de warmte die vrijkomt uit de gesplitste kernbrandstof omgezet in elektrische energie. De restwarmte van reguliere kerncentrales wordt doorgaans in de atmosfeer of in water geloosd (Lipka & Rajewski, 2020). De Diemencentrale produceert nu warmte voor het net op circa 120 ˚C. Een kerncentrale met een stoomcyclus, waarin de stoomtemperatuur ongeveer 280-300 ˚C bedraagt, kan gemakkelijk een gedeelte van zijn restwarmte gebruiken om voor warmte van deze temperaturen te voorzien. Dit vraagt wel een technische uitbreiding van de centrale; door middel van een extractie-condensatiestoomturbine aan de centrale toe te voegen kan een gedeelte van de stoom uit het elektriciteitsopwekkingsproces onttrokken worden. Deze stoom kan vervolgens als warmtebron voor een warmtenet ingezet worden (Lipka & Rajewski, 2020). Omdat het Diemennet niet in de buurt ligt van één van de aangewezen locaties voor een reguliere kerncentrale, beschouwen we deze optie voor dit onderzoek als niet relevant.

De optie om een thorium SMR-kerncentrale te bouwen wordt echter besproken in de provincie Flevoland en de gemeente Noordoostpolder (Omroep Flevoland, 2023). SMR-concepten die in ontwikkeling zijn hebben doorgaans een elektrisch vermogen van minder dan 300 MWe.

Wat zijn de kosten van thermische energie uit een kerncentrale? SMR’s vereisen zeer hoge investeringskosten om te realiseren. De verwachte constructiekosten voor de eerste generatie SMR’s zijn 8.000 €/kWe. Deze kosten zijn exclusief bouwrente, de rentevergoedingen die tijdens de bouw ontstaan en nodig zijn om de bouw te financieren (Turkenburg, 2024). Omdat de onzekerheden en daarmee de risico’s bij de constructie en exploitatie van een kerncentrale hoog zijn, zal de bouwrente bij het realiseren van een kerncentrale relatief hoger uitvallen dan bij het bouwen van andere warmtebronnen. Afhankelijk van projectverloop en financieringswijze (privaat, zoals doorgaans het geval, of maatschappelijk), zijn meerkosten van 1.000 tot 4.000 €/kW e mogelijk. Als de restwarmte van de SMR volledig benut wordt voor warmtelevering aan een warmtenet rekenen kan (bij een verhouding thermisch:elektrisch van 2:1) 4.500–6.000 €/kWth worden gerekend. Deze kosten vallen significant hoger uit dan de kosten van de andere geïnventariseerde warmtetechnieken.

Indien de SMR-techniek zich in de komende decennia gaat bewijzen en hetzelfde type reactor al een aantal keer gebouwd is, zullen de constructiekosten naar verwachting dalen tot ongeveer 3.000-4.000 €/kWe (Turkenburg, 2024), maar omdat deze kostendalingen zich pas na 2040 zullen inzetten, is het inprijzen van deze ontwikkeling voor het Diemennet te optimistisch. Kerncentrales worden naast hoge investeringskosten ook gekenmerkt door relatief lage operationele kosten. Zo zijn de variabele kosten van kerncentrales lager dan die van kolen-, gas- of waterstofcentrales. De totale kosten van kerncentrales kunnen echter hoger uitvallen indien ook de externe kosten veroorzaakt door het ontmantelen van kerncentrales en het beheren van radioactief afval meegerekend worden.

78

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Hoe toekomstbestendig is thermische kernenergie? Levensduur Kerncentrales hebben een verwachtte technische levensduur van 40 jaar en worden na 30 jaar afgeschreven. In de praktijk blijkt echter dat kerncentrales veel langer meegaan en met technische aanpassingen die de centrale gedurende zijn levensloop moderniseren wel 60 jaar operationeel kunnen zijn (Carlier et al., 2008). Zo is de kerncentrale in Borssele bijvoorbeeld al meer dan 50 jaar operationeel. SMR’s hebben een vergelijkbare verwachte levensduur al de klassieke kerncentrales. Zo gaat Rolls Royce, één van de meer dan 100 ontwikkelaars van SMRs, uit van een levensduur van 60 jaar (Rolls-Royce, 2024). Indien een SMR gebouwd zou worden en zijn warmte zou leveren aan het Diemennet, beschikt het Diemennet dus voor een zeer lange tijd over een CO2-vrije warmtebron.

Beschikbaarheid Thorium, dat als splijtstof kan worden gebruikt in SMR’s, is wereldwijd beschikbaar en eenvoudig te winnen uit zand, steen of erts. De globale thoriumvoorraad wordt drie tot vijf keer zo groot geschat als de voorraden van de alternatieve splijtstof uranium. De grootste commerciële winbare voorraden bevinden zich voornamelijk in India, de Verenigde Staten en Australië (NEA, 2016), waarmee het risico op niet-beschikbaarheid door geopolitieke spanningen beperkt is. Echter is het type thorium-reactor nog niet marktvolwassen. Kerncentrales worden over het algemeen ingezet om in de basislast van de elektriciteitsvraag te voorzien. Daarmee draaien de centrales volcontinu en hebben ze een capaciteitsfactor van boven de 80% (KPMG, 2021). Doordat kerncentrales continue draaien, hebben ze ook constant restwarmte beschikbaar dat aan een warmtenet geleverd kan worden.

Kernafval Een nadeel van het inzetten van kernenergie als warmtebron, is het kernafval dat daarbij vrijkomt en voor langdurige periodes opgeslagen moet worden. Een bijkomstig voordeel van het gebruiken van thorium, in plaats van uranium, als splijtstof; is dat de halfwaarde tijd van de radioactieve isotopen relatief laag is. Hierdoor hoeft het kernafval niet (tien-) duizenden jaren, maar ongeveer vijfhonderd jaar opgeslagen te worden. Ook hier geldt dat het thoriumreactoren nog nergens operationeel zijn.

Verdere aandachtspunten van thermische kernenergie In West-Europa is er nog weinig kennis of ervaring met het gebruiken van kernenergie als warmtebron in warmtenetten. In andere landen wordt deze techniek echter al decennia lang toegepast. Zo levert de Zwitserse Beznau Nuclear Plant 70 MW th aan het warmtenet van Zürich en staat er in de Russische stad Bilibno Rusland een kerncentrale die 14.000 mensen van warmte voorziet (Energy Technologies Institute, 2016).

A.11.2 Haalbaarheid thermische kernenergie Diemennet Waar en hoeveel thermische kernenergie kan er gerealiseerd worden? Zoals eerder vermeld is het gebied rond het Diemennet niet aangewezen door de landelijke overheid als een voorkeurslocatie voor een reguliere kerncentrale. Wel zou er potentieel in de provincie Flevoland een SMR gebouwd kunnen worden. Omdat warmte verloren gaat bij transport over grote afstanden, zouden een SMR in de gemeentes Almere, Lelystad,

79

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Zeewolde en eventueel in de gemeente Dronten voor warmtelevering aan het Diemennet het meest voor de hand liggen. De SMRs van Rolls-Royce (2024) zijn relatief groot en hebben een thermisch vermogen van 1.358 MWth per reactor op een elektrisch vermogen van 470 MWe. Eén enkele SMR van dit formaat zou dus al kunnen voorzien in de complete toekomstige warmtevraag van het Diemennet.

Past het ruimtebeslag van een SMR binnen de beschikbare ruimte op de locaties? Het type SMR van Rolls-Royce beslaat een oppervlakte van 21.500 m2 wat neer komt op ongeveer drie voetbalvelden. Flevoland beschikt ruimte-technisch gezien waarschijnlijk over geschikte locaties voor de realisatie van een SMR. Ook op de Diemenlocatie zou een SMR ruimte-technisch kunnen worden ingepast.

Stappen in ontwikkelproces Om een SMR te realiseren moet een langdurig proces doorlopen worden waarbij het bouwen van een centrale naar verwachting al tien jaar duurt: 1. Geschikte locatie selecteren. 1. Omgevingsproces om realisatie vergunningstechnisch en voor belanghebbenden mogelijk te maken. 2. Afspraken maken met een kernafval-opslag locatie (COVRA) over opslag van kernafval. 3. Afspraken maken of regels opstellen met betrekking tot de ontmantelingskosten van de centrale. 4. Tenderproces uitschrijven waaruit: • een geschikt bouwbedrijf of consortium gevonden wordt dat de SMR wilt realiseren; • een geschikte energiebedrijf of consortium gevonden wordt dat de kerncentrale wilt exploiteren. 5. Small Modular Reactor(en) bouwen en testen. 6. SMR aansluiten op het elektriciteitsnet. 7. Warmteleiding aanleggen naar het Diemenwarmtenet. Daarbij lopen kerncentrales door hun controversiële karakter op vertraging vanwege maatschappelijk en politiek debat en eventuele rechtsgang door betrokkenen. Dit heeft in het verleden ontwikkelprocessen voor kerncentrales aanzienlijk doen vertragen. Ook volgen er vaak ontwerpaanpassingen uit een publiek discours. Samen met vertraging lopen hierdoor bouwkosten vaak op.

Inschatten rol thermische kernenergie in het Diemennet In theorie kan één enkele SMR genoeg warmte produceren om te voorzien in de basis- en middenlastbehoeften van het Diemennet. Desondanks spelen er enkele grote nadelen waardoor we kernenergie niet als kansrijke klimaatneutrale warmtebron voor het Diemennet beschouwen. Ten eerste kent kernenergie een zeer lange ontwikkeltermijn. Indien in 2024 nog gestart wordt met ontwikkeling van een SMR verwachten we de kans klein dat deze voor 2040 warmte aan het net levert. Een alternatieve bron zal voor die tijd al nodig zijn om de leveringszekerheid en betaalbaarheid in stand te houden. De SMR komt dus waarschijnlijk te laat.

80

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Ten tweede zijn de investeringskosten van SMR’s hoger dan die van andere warmtebronnen. Investeren in een SMR kost volgens onze inventarisatie twee tot drie keer zo veel als dat van de duurste alternatieve bronnen. Hoewel Vattenfall (internationaal) een rol voorziet voor kernenergie in haar portfolio, is het de vraag of het bereid is deze hoge investeringskosten te nemen zonder vergaande zekerheden. Ten slotte voorzien we dat er vanuit lokale politiek en maatschappij veel weerstand zal zijn in het bouwen van een kernreactor in de nabijheid van grote bevolkingsclusters. Gebrek aan draagvlak zal een eventueel ontwikkelproces bemoeilijken, vertragen en mogelijk geheel blokkeren.

A.12

Transportleiding Westpoort Warmte Een nieuwe transportleiding tussen de twee grote Amsterdamse warmtenetten zou warmtebronnen uit het westelijk havengebied kunnen ontsluiten en daarmee de leveringszekerheid kunnen vergroten.

A.12.1 Beschrijving oplossingsrichting In de potentie-inschatting voor alternatieve bronnen zien we dat er theoretisch genoeg vermogen beschikbaar is, maar dat er nog veel onzekerheid is over het potentieel. Aan de westzijde van Amsterdam lijkt er veel meer capaciteit beschikbaar voor in ieder geval TEA. Daarnaast biedt de aanlanding van wind-op-zee kansen voor elektriciteitsconversie naar bijvoorbeeld waterstof. De restwarmte van elektrolyse kan nuttig worden gebruikt en de waterstof kan theoretisch worden ingezet voor piekmomenten. Hoewel de South Connection doorlevering van 60 MW aan warmte mogelijk maakt, is er niet voldoende transportcapaciteit vanuit het westelijk havengebied naar de South Connection. Een nieuwe leiding zou de opties vergroten.

Hoe zou de transportleiding lopen? We hebben voor dit onderzoek drie opties uitgewerkt waarmee het Westpoort Warmtenet verder aan het Diemennet wordt gekoppeld: een grote transportleiding door het IJ, een kleine transportleiding over noord die het IJ doorkruist en vergroten van de bestaande transportleiding over zuid (South Connection). In Figuur 17 en Figuur 18 zijn de nieuwe tracés in groen uitgetekend. Doordat het IJ een drukke en relatief diepe vaargeul is zal de aanleg hoe dan ook uitdagend zijn.

81

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Figuur 17 - Mogelijk tracés transportleiding tussen AEB Amsterdam en de Diemencentrale door het IJ

Bron: www.maps.amsterdam.nl/stadswarmtekoude/

Transportleiding door het IJ AEB Amsterdam en de Diemencentrale liggen hemelsbreed op een afstand van 16,2 km. Als we er vanuit gaan dat deze twee locaties via een transportleiding door het IJ met elkaar verbonden worden heeft het ingetekende tracé een lengte van circa 19 km. Qua omvang is dit vergelijkbaar met het WarmtelinQ tracé tussen Vlaardingen en Den Haag (23 km, 250 MWth). Figuur 18 - Mogelijk tracés transportleiding tussen AEB Amsterdam en de Diemencentrale via een North Connection

Bron: www.maps.amsterdam.nl/stadswarmtekoude/

82

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Transportleiding North Connection Als alternatief kan er net als bij de South Connection gebruik gemaakt worden van bestaande transportleidingen in Noord en de eilanden in het IJ. Het ingetekende tracé heeft een lengte van circa 2,2 km, ongeveer de helft zo lang als de South Connection. Waar de South Connection de Nieuwe Meer doorkruist zou de North Connection waarschijnlijk uitdagender zijn doordat het IJ moet worden doorkruist. We hebben deze optie voorgelegd aan Vattenfall. Zij gaven aan dat het vermogen wat hierdoor getransporteerd zou kunnen worden zeer beperkt is. Alleen met het verzwaren van de warmteleidingen over Noord en langs eilanden zou hier een betekenisvolle hoeveelheid warmte mee kunnen worden ontsloten. We sluiten daarom deze optie verder uit.

Vergroten South Connection Als derde optie kan worden gedacht aan het vergroten van de bestaande South Connection, waar nu 60 MWth uit ontsloten zou kunnen worden. In de winter is hiervoor op dit moment niet genoeg vermogen beschikbaar. Het vergroten van leidingen langs dit bestaande tracé is een mogelijkheid om meer vermogen vanuit Westpoort Warmte te ontsluiten. Deze warmte zou dan in regio Amsterdam-Zuidoost gebruikt kunnen worden.

Hoeveel warmte kan er met een transportleiding door het IJ worden ontsloten? Met een grote transportleiding tussen de centrale productielocaties van het Diemennet en Westpoort Warmte is het mogelijk om grote vermogens te transporteren in de basislast. Om een dergelijke transportleiding financieel interessant te maken is het ook wenselijk om in dit scenario warmteproductie in West te concentreren en grootschalig te transporteren. Op basis van ruwe aannames schatten we in dat een dergelijke leiding een transportvermogen in de ordegrootte van 150-200 MWth zal hebben. Op dit moment is er niet genoeg basislastwarmteproductie ontsloten in het westelijk havengebied om de leiding te voeden. Er zullen dus ook in dit gebied meer warmtebronnen moeten ontwikkeld. Zoals eerder genoemd voorzien we in dit gebied relatief meer opties voor TEA, industriële restwarmte, datacenter restwarmte, en mogelijkheden vanuit de aanlanding van wind op zee (P2H/P2H2) dan aan de oostzijde van Amsterdam.

A.12.2 Haalbaarheid Diemennet Warmte AEB, hoeveel warmte is er beschikbaar nu en in de toekomst? We baseren ons hiervoor op input van Vattenfall en gemeenten. Afval Energiebedrijf Amsterdam (AEB) heeft zes afvalverbrandingsinstallaties, waarvan vier installaties uit 1993 en twee HRC-installaties (hoog rendement krachtcentrale) uit 2007. De stoom die door de ketels wordt geproduceerd, wordt omgezet in elektriciteit en warmte. De maximale elektrische capaciteit is 155 MWe en er is nu circa 200 MWth aan warmtewisselaars beschikbaar voor hoogwaardige warmteafgifte van 95 tot 120 ˚C. De zes verbrandingslijnen zijn volgeboekt tot 2030 voor het verbranden van afval uit Nederland en buurlanden. Warmte van AEB wordt momenteel ingezet in de basislast, middenlast en pieklast bij Westpoort Warmte (WPW) en tijdens piekmomenten is er weinig capaciteit beschikbaar voor het Diemennet. Volgens Vattenfall, is er genoeg capaciteit, rond 120 MW, om de basislast van Diemennet te voorzien met de AEB warmte. De capaciteit bij AEB zelf is niet het probleem maar de transportcapaciteit van het net om het vermogen vanuit AEB richting de South Connection en vervolgens verder naar Diemennet te transporteren.

83

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Daardoor nemen we de warmte van AEB als een mogelijke bron voor de transportleiding van WPW naar het Diemennet. Na 2030 zal de AEB voor Westpoort Warmte waarschijnlijk vaker ingezet worden als middenlast, pieklast en back-up en minder voor de basislast verantwoordelijk zijn. Daarvoor zijn twee redenen. Enerzijds is er de verduurzaming van elektriciteit in Nederland, waardoor AEB minder elektriciteit en ook warmte opwekt. Hier speelt dus hetzelfde als bij de Diemencentrale. Anderzijds is er de totale warmteproductie met behulp van andere warmtebronnen, als gevolg van het overheidsbeleid om afval te verminderen 14, wat leidt tot een afname van het aandeel van warmteproductie in het net . Om de warmte van afvalverbranding te blijven leveren ontwikkelt AEB een stoomnetwerk in samenwerking met Port of Amsterdam tot 2026. Verder is gemeente Amsterdam bezig met een nieuw verkooptraject voor AEB, met uitzondering van de scheidingsinstallatie.15 Na 2030 zijn er dus onzekerheden over de hoeveelheid warmte en het draagvlak om de dan beschikbare warmte in het Diemennet te gebruiken. Ondanks deze onzekerheden gaan wij ervan uit dat AEB gedeeltelijk in tact zal blijven na 2030. Hoewel de energie uit een afvalcentrale niet geheel klimaatneutraal is (alleen het biogene gedeelte), is het ook verspilling van energie om geen gebruik te maken van de beschikbare warmte.

Tegen 2030 is het streven om 30% van het afval voor hoogwaardige verwerking in te zetten. Op basis daarvan nemen we aan dat de maximale warmtecapaciteit van AEB vanaf 2030 140 MW zal zijn. De plannen rond de AEB zijn om tegen 2030 minimaal 1.000 MWh16 aan warmtebuffercapaciteit (in samenwerking met derden) gerealiseerd te hebben. Daarmee kan de AEB nog altijd als basislast benut worden voor het Westpoort Warmtenet, en deels voor het Diemennet.

Wat zijn de kosten van de transportleiding? Het tracé door het IJ is zeer uitdagend doordat drukke wateren moeten worden doorkruist. We maken gebruik van informatie van warmtebedrijven en WarmtelinQ om een kostenindicatie te doen van de tracés (CE Delft, 2022). Daarbij doen we een 30% opslag op de maximale kostenranges van de warmtebedrijven om te compenseren voor inflatie en de waterdoorkruising. Het betreft grove kosteninschattingen die dienen als indicatie van de ordegrootte van de investering. Vergeleken met de bestaande leiding door het IJmeer (circa 8 km) is de leiding door het IJ langer en dieper gelegen. De leiding door het IJmeer is 1,5 m ingegraven en het meer heeft een gemiddelde diepte van 2,6 meter, ten opzichte van de 11 17 meter diepte van het IJ. Aangenomen dat een DN500 tot DN700 leiding wordt toegepast om bij en delta T van 50 ˚C een vermogen tussen de 100 en 200 MWth te kunnen transporteren schatten we de kosten voor een dergelijke leiding op € 200 tot 250 miljoen.

________________________________ 14

https://www.nvde.nl/wp-content/uploads/2023/09/Verduurzaming-bronnen-voor-warmtenetten.pdf https://www.aebamsterdam.nl/nieuws/gemeente-amsterdam-start-nieuw-verkooptraject-voor-aeb/ 16 Strategie Afval Energie Bedrijf (AEB) Amsterdam 2024-2030 - openresearch.amsterdam 17 https://www.rijkswaterstaat.nl/water/vaarwegenoverzicht/ij 15

84

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Wat zijn de kosten van de warmte? Warmte AEB De kosten van warmte van AEB zijn gecorreleerd aan de elektriciteit-prijs. Als we ervanuit gaan dat de warmte produceert tussen 4 en 5 eenheden warmte in plaats van 1 eenheid stroom, kunnen we concluderen een kostprijs van 20 €/MWh. Er zijn geen subsidies gekoppeld aan de uitkoppeling van warmte van een afvalverbrandingsinstallatie.

Stappen in ontwikkelen transportleiding Allereerst dient een haalbaarheids- en tracéstudie te worden uitgevoerd. Naast commerciële belangen in en rond het IJ zal rekening moeten worden gehouden met milieueisen. Praktisch zal de doorkruising van vaargeulen (North Connection) ook voor uitdagingen zorgen. Voor een tijdsinschatting baseren we ons voor de ontwikkeling van de transportleiding op de ervaringen met de South Connection en WarmtelinQ. Voor WarmtelinQ18 is de tijdlijn als volgt: — 2013: initiatief Warmterotonde; — 2015: verkennend onderzoek; — 2016: haalbaarheidsonderzoek; — 2019: gunning opdracht uitvoering door Gasunie; — 2021: definitief investeringsbesluit; — 2023-2025: aanleg. Hiermee is de totale ontwikkeltijd van WarmtelinQ circa twaalf jaar, waarbij het vooronderzoek zes jaar van de tijd in beslag nam en gunning tot en met realisatie nog eens circa zes jaar. Op basis hiervan, en met de randvoorwaarde van genoeg politieke ondersteuning, denken we dat een transportleiding over het IJ in circa tien tot twaalf jaar gerealiseerd kan worden. WarmtelinQ is een regionaal net waar meerdere gemeentes bij betrokken zijn. Hoewel een tracé door het IJ alleen voor Amsterdam speelt, zullen partijen die het IJ gebruiken zorgen voor complexiteit in de aanleg.

Inschatting rol warmte uit Westpoort Warmte in het Diemennet Warmte uit de transportleiding zal vooral als basislast en eventueel als middenlast gebruikt kunnen worden, en warmte aan de Diemenlocatie kunnen leveren op een hoge temperatuur. Met deze optie wordt de warmte in het westelijk havengebied beter benut, echter zal het lange transport ook meerkosten met zich meebrengen. Zeker wanneer alternatieve opties tegenzitten kan de leiding daarom een optie zijn te overwegen. Daarvoor is wel eerst meer nodig over de haalbaarheid van een tracé door of langs het IJ.

A.13

Grootschalige thermische opslag In deze bijlage beschrijven we thermische seizoensopslag die mogelijk geschikt zijn voor de regio. Omdat het gaat om seizoensopslag laten we bovengrondse opslagen buiten beschouwing. Compressed Air Energy Storage (CAES) is niet geschikt omdat er geen geschikte zoutlagen in de ondergrond in de omgeving van Amsterdam zijn. ________________________________ 18

85

https://nl.wikipedia.org/wiki/WarmtelinQ

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

De opslag van waterstof laten we buiten beschouwing omdat deze naar verwachting via een landelijk systeem beschikbaar komen (CE Delft & Pondera, 2023).

A.13.1 Techniekbeschrijving Hoe werkt seizoensopslag in een warmtenet? Een seizoensopslag dient om heel het jaar in de warmtevraag te kunnen voorzien. De overtollige warmte die in de zomer wordt geproduceerd wordt dan opgeslagen om in de winter te gebruiken. Er zijn verschillende vormen van seizoensopslag (mogelijk) geschikt voor de inzet in een warmtenet: — Aquifer Thermal Energy Storage (ATES): • in de vorm van een Warmte-Koude-Opslag (WKO), tot 25 ˚C, diepte < 150 meter; • een Midden-Temperatuur-Opslag (MTO), 25 < T < 45 ˚C, diepte ≥ 200 meter; • of een Hoge-Temperatuur-Opslag (HTO), 50 < T < 90 ˚C, diepte ≥ 200 meter. — Pit Thermal Energy Storage (PTES) voor warmtenetten tussen de 1-5 MW. — Tank Thermal Energy Storage (TTES) voor warmtenetten tussen de 1-5 MW. MTO’s en HTO’s leveren alleen warmte, geen koude, wat wel het geval is bij een wko. Er zijn nog niet veel toepassingen van MTO en nog minder (slechts één) van HTO in Nederland. De HTO in Middenmeer geeft tot nu toe positieve resultaten, maar de techniek moet zich nog op lange termijn verder bewijzen. De onderzoeksfase van HTO Middenmeer loopt tot 2025. PTES is een opslag van water in een put/kuil tot zo’n 15 meter diepte en kan hoge temperaturen opslaan (tot 90 ˚C). De grootste in de wereld is ruim 200.000 m3 (18,8 MWh) en is gerealiseerd in Denemarken.

Bij PTES wordt meestal warmte van zonnepanelen opgeslagen, en kan ook een warmtenet gekoppeld worden. Bij TTES wordt een tank gebruikt om warm water op te slaan. Deze kan ondergronds worden geplaatst, maar dit hoeft niet. De inpasruimte aan de oppervlakte voor PTES en voor TTES als het om een bovengrondse tank gaat is erg groot voor de hoeveelheid energie die opgeslagen kan worden. Voor het Diemennet is seizoensopslag voor een hogetemperatuurwarmtenet interessant, we focussen daarom op HTO. Voor kleinere en lageretemperatuurwarmtenetten zijn PTES en TTES meer relevant. Tabel 27 – Kenmerken HTO

86

Kenmerk

Waarde

Installatievermogen

Maximaal 30 MW

Productietemperatuur

50 – 90 ˚C

Indicatieve vollasturen

Rond de 3.000 (IF Technology, 2023)

Ruimtegebruik

Bovengronds 2x1x2 m2 per bron (EBN & IF Technology, 2023). Ongeveer 220 meter afstand tussen de warme en lauwe put (Hamm et al., 2021). Ondergronds is meer ruimte nodig, vergelijkbaar met een WKO.

Reactiesnelheid tot levering warmte

Enkele uren

Rendement

50-85%

Economische levensduur

onbekend

Technische levensduur

onbekend

Realisatietijd

onbekend

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Energiebronnen De bronnen voor het vullen van een seizoensopslag zijn idealiter hoge temperatuur, zodat opwaarderen niet of in beperkte mate nodig is, of die beschikbaar zijn op momenten dat de vraag laag is. Voorbeelden zijn geothermie, mits het vermogen op momenten in het jaar de vraag overschrijdt, of zonthermie dat met name in de zomerperiode beschikbaar is wanneer de vraag naar warmte lager is dan in de winter.

Wat zijn de kosten van seizoensopslag? Tabel 28 – Kosten MTO en HTO inclusief warmtepomp (HTO en MTO: business case verbeteraar in de warmtetransitie|IF Technology) Parameter

Eenheid

Investeringskosten

Miljoen €

1 tot 4 (MTO) 2,5 tot 5 (HTO) (Godschalk, 2022)

Investeringskosten

€/MWh

200 – 300 (Nationaal Programma RES, 2023a)

Kostprijs warmte

€/GJ

5 tot 35

Hoe toekomstbestendig is seizoensopslag? Voor een wko gaan we uit van een levensduur van 30 jaar (DWA installatie- en energieadvies, 2011). Voor een HTO is dit nog onbekend, maar omdat het volgens dezelfde principes werkt, schatten we dit op eenzelfde orde grootte. Een seizoensopslag kan warmte leveren op momenten dat hiernaar vraag is, mits er voldoende warmte van een bron in de seizoensopslag aanwezig is. De warmte die te veel geproduceerd wordt in de zomer wanneer de vraag laag is, is beschikbaar om in de winter, wanneer de vraag naar warmte hoger is, omhoog te pompen. De beschikbaarheid is dus afhankelijk van de bron, niet van de opslag zelf. De uiteindelijke kosten zijn, net als bij geothermie, afhankelijk van de lokale ondergrond. Onder andere de permeabiliteit en de omvang van de aquifer bepalen hoeveel warm water opgeslagen en terug gewonnen kan worden. De combinatie met een warmtepomp maakt het systeem gevoelig voor kostprijsstijgingen van elektriciteit.

Verdere aandachtspunten bij seizoensopslag Omdat MTO- en HTO-technieken zijn die gebruik maken van de ondergrond is er altijd een risico op effecten op de ondergrond, zoals bijvoorbeeld geochemische effecten en warmte afgifte aan drinkwater. Een ander aandachtspunt is de vergunningsverlening. Voor een diepte minder dan 500 meter zijn temperaturen tot 25 graden ˚C toegestaan vanwege het Waterbesluit. Een HTO valt net als een wko onder de juridische definitie Open Bodemenergiesysteem, maar voor dieptes onder 500 meter geldt de Mijnbouwwet.

87

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

A.13.2 Haalbaarheid seizoensopslag Diemennet Waar en hoeveel seizoensopslag kan worden gerealiseerd? PTES en TTES hebben een groot oppervlak nodig voor de hoeveelheid warmte die opgeslagen kan worden. In de regio van het Diemennet is ruimte schaars. Om deze reden zien wij PTES of TTES niet als geschikte technieken voor de seizoensopslag van warmte voor het Diemennet. Voor de realisatie van een HTO met een (voldoende) hoog rendement zijn een aantal eigenschappen van de bodem belangrijk. Zo moet het opslagpakket een voldoende debiet en rendement kunnen leveren, en is een goed afsluitende kleilaag boven de opslag wenselijk om warmteverliezen te beperken en effecten op ondiepere lagen te dempen. Daarnaast mag de opslag niet in een waterwingebied liggen. In principe is de ondiepe ondergrond in Nederland, met een afwisseling van klei en zandlagen, geschikt voor een HTO. In Middenmeer is een HTO in gebruik, die tot nu toe naar verwachting functioneert. Het bovengronds ruimtegebruik van HTO is klein. Om deze redenen is het niet onwaarschijnlijk dat meerdere potentiële locaties voor HTO gevonden kunnen worden. Seizoensopslag wordt pas interessant als er meer duurzame basislastbronnen zijn dan basislast. Ook moet de warmte die wordt gebruikt om de HTO te laden een lage warmteprijs hebben.

Stappen in ontwikkelen seizoensopslag Voor het ontwikkelen van een seizoensopslag moeten een aantal stappen worden doorlopen: 1. Ontwikkelen van een potentiekaart. 2. Onderzoek naar een geschikte locatie samen met de gemeenteraad. 3. Start omgevingsproces. 4. Maken van een investeringsplan. 5. Proefboring en testen doorlaatbaarheid (deze stap is wel of niet nodig afhankelijk van context en locatie). 6. Ontwikkelen van de bron en installatie van de pomp en technische ruimte. 7. Aanleg infrastructuur: warmtenet tussen locatie HTO en huidige warmtenet.

Inschatting rol seizoensopslag in het Diemennet Seizoensopslag in de vorm van een HTO kan waardevol zijn voor het Diemennet. Voordelen zijn het verlagen van leveringskosten door het leveren van warmte op momenten dat de vraag hoog is en de kosten voor productie van ook hoog zijn. Een belangrijk nadeel is dat er in Nederland slechts één HTO operationeel is en er daarmee nog geen inzicht is op de werking op de lange termijn. Daarnaast is het zo dat de investeringskosten en de productiviteit afhankelijk zijn van de locatie, en daarmee onzekerheden met zich meebrengt.

88

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

B Opwaardering met warmtepompen Het Diemennet levert doorgaans warmte aan aansluitingen tussen de 70 en 90 ˚C. Door de grotere hoeveelheid warmte die getransporteerd moet worden in de wintermaanden is het nodig dat de temperatuur van de warmtebron bij productie hoger ligt, tussen de 95 en 110 ˚C. De meeste warmtebronnen produceren warmte op een lagere temperatuur waardoor opwaardering met een warmtepomp noodzakelijk is. In deze bijlage beschrijven we welke warmtepompen hiervoor geschikt en beschikbaar zijn. De meeste commerciële warmtepompen kunnen warmte leveren tot maximaal 80 ˚C. Zoals weergeven in Figuur 19, zijn speciale warmtepompen nodig voor het opwaarderen naar hogere temperaturen, bijvoorbeeld 110 ˚C in de transportleidingen van het Diemennet. Deze warmtepompen worden ook wel zeerhogetemperatuurwarmtepompen (ZHTWP) genoemd. Grootschalige ZHTWP-installaties zijn nog beperkt commercieel beschikbaar en worden vooral toegepast in pilotprojecten. Figuur 19 - Ontwikkeling van temperatuurniveaus voor compressiewarmtepompen, HP: conventionele warmtepomp, HTHP: warmtepomp met hoge temperatuur, VHTHP: warmtepomp met zeer hoge temperatuur

Bron: (Arpagaus, 2018).

89

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Het opwaarderen van warmte van lage-temperatuurbronnen naar hogere temperaturen resulteert in een lagere efficiëntie (Coëfficiënt of Performance, COP). Figuur 20 illustreert hoe de COP van een hogetemperatuurwarmtepomp varieert op basis van het temperatuurverschil tussen de warmtebron en de gewenste temperatuur van de warmteafgifte, oftewel de temperatuurstijging door opwaardering van warmte. Figuur 20 – Efficiëntie van hogetemperatuurwarmtepompen

Bron: (Arpagaus, 2018).

In Tabel 29 staan de SDE-voorbeeldprojectkosten van een warmtepomp met een outputvermogen van 2,8 MWth (COP 3,5) voor opwaardering tot 70 ˚C (SDE++ 2023). De SDE++regeling vereist een minimale COP van 3. Als we de helling in Figuur 20 volgen dan betekent dat op dit moment een lift van maximaal 60 ˚C subsidiabel is. Om 110 ˚C te halen is zo een brontemperatuur van circa 50 ˚C nodig. Tabel 29 - Kosten grootschalige warmtepompen voor opwaardering tot 70 °C Parameter

Eenheid

Conceptadvies SDE++ 2023

Vollasturen

uur/jaar

8.000

Investeringskosten

€/kWth,output

1.035

Vaste operationele kosten

€/kWth,output/jaar

Variabele operationele kosten

€/kWhth,output

0,0245

Basisbedrag SDE++

€/kWhth,output

0.0530

Bron: SDE++ 2023.

Deze investeringskosten zijn inclusief: — warmtepompsysteem; — warmtewisselaars; — aanpassingen infrastructuur binnen het hek; — civiele werken;

90

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

60,5

— afkoppelen huidige warmtevoorziening; — pompen; — engineering. Voor gesloten warmtepompen worden ook meegenomen: kosten voor aanpassingen infrastructuur buiten het hek. De investeringskosten van hogetemperatuurwarmtepompen, die warmte tot 160 ˚C kunnen opwaarderen zijn in verschillende bronnen opgenomen. Figuur 21 laat zien hoe de specifieke investeringskosten variëren afhankelijk van temperatuurstijging. Gezien de grote variatie in kosten gebruiken we deze grafiek om de gemiddelde kosten te schatten van deze systemen op basis van de temperatuurstijging per warmtebron. We gaan ervan uit dat de specifieke investeringskosten van een warmtepomp installatie circa 50% van de totale kosten van realisatie zijn. Bijvoorbeeld, bij een temperatuurstijging van 70-90 ˚C gaan we uit van 700 €/kWth specifieke investeringskosten en 1.400 €/kW th totale investeringskosten. Figuur 21 - Specifieke investeringskosten van warmtepompen als functie van de gemiddelde temperatuurstijging

Bron: Task 1 - Technologies - Annex 58 (2023)

Op basis van COP en de temperatuurstijging bepalen we in Tabel 2925 en Tabel 3026 het thermische vermogen van de warmtepomp(en) om de warmte van verschillende bronnen te opwaarderen tot 90 ˚C, of tot 110 ˚C voor het Diemennet. Hierdoor laten we het verschil van investeringskosten voor opwaardering van warmte vanuit verschillende bronnen zien, en drukken we de investeringskosten uit in miljoenen euro’s per megawatt van de broncapaciteit.

91

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Tabel 30 - Overzicht warmtebronnen en de kosten van opwaardering met een hogetemperatuurwarmtepomp tot 90 ˚C Bronnen

Temp. Bron (˚C) Gemiddeld

COP WP

Investeringskosten (mil€/MWth)

TEO

15

2,5

2,4

TEA

18

2,5

2,4

Zonthermie

65

5

0,7

datacenter restwarmte

32

3

1,5

Geothermie

70

6

0,8

Warmte AEB

110

N.v.t.

N.v.t.

Tabel 31 – Overzicht warmtebronnen en opwaardering met warmtepomp tot 110 ˚C Bronnen

Temp. Bron (˚C) Gemiddeld

COP WP

Investeringskosten (mil€/MWth)

TEO

15

2

2,8

TEA

18

2

2,8

Zonthermie

65

3

0,9

datacenter restwarmte

32

2,5

2,0

Geothermie

70

4

1,0

Warmte AEB

110

N.v.t.

N.v.t.

De kostenkengetallen die zijn opgenomen in de SDE++-regeling en als basis dienen voor de kostenschatting, hebben de kosten van industriële hogetemperatuurwarmtepompen slechts beperkt opgenomen. De vergelijking die hierboven gedaan is illustreert het verschil in kosten per opwaarderingsniveau. Bovendien ligt de COP bij opwaardering naar 110 ˚C voor de meeste bronnen onder de efficiëntie-eis van de regeling (3). Concluderend stellen we dat de warmtepompen die voor het Diemennet nodig zijn een wezenlijk hogere investering en lagere COP hebben dat de warmtepompen waarmee standaard (in de SDE++ en bij nieuwere warmtenetten) wordt gerekend.

92

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

C Beschikbaarheid transportvermogen elektriciteit Ontwikkelingen in elektrificatie van het energiesysteem zijn de afgelopen jaren sneller gegaan dan wat de netwerken kunnen faciliteren, waardoor er op veel plekken in Nederland sprake is van netcongestie. Bij netcongestie wordt lokaal meer vermogen gevraagd dan wat er fysiek vandaan of naartoe getransporteerd kan worden. Netcongestie valt te mitigeren door slimmer om te gaan met de bestaande transportinfrastructuur, maar zal voor een groot deel moeten worden opgelost door verzwaring van het net. Voor het Diemennet is specifiek afnamecongestie relevant omdat er voor veel bronnen elektrisch vermogen nodig is om de kwaliteit van warmte op te waarderen met een warmtepomp. Hoewel de netbeheerders inspanningen doen om meer vermogen te faciliteren is er de komende jaren sprake van een ‘maakbaarheidsgat’. Door de doorlooptijd van vergunningsprocessen, ruimtegebrek en tekorten aan uitvoerend personeel, materiaal en/of financiële middelen zullen de grootste problemen met netcongestie naar verwachting pas over tien tot vijftien jaar zijn verholpen. In deze periode zullen alternatieve warmtebronnen voor het Diemennet moeten worden ontwikkeld en transportvermogen moeten verkrijgen.

Hoewel transportvermogen dus schaars is en waarschijnlijk blijft, is het aansluiten van warmtebronnen met warmtebronnen iets wat netcongestie beperkt als dat betekent dat gebouwen niet op individuele warmtepompen worden aangesloten. Het vermogen van de installatie is indicatief voor op welk netvlak aangesloten dient te worden. Op het hoogspanningsnet van TenneT worden aansluitingen met een vermogen van 100 MW of meer aangesloten, vermogens onder de 60 MW worden aangesloten op het middenspanningsnet van Liander. Dat betekent dat de e-boiler van Vattenfall (op de locatie van de Diemencentrale, naast een TenneT onderstation) op het hoogspanningsnet is aangesloten, maar dat veel kleinere bronnen waarschijnlijk op het middenspanningsnet zullen worden aangesloten.Dat betekent dat de elektrische boiler van Vattenfall (op de locatie van de Diemencentrale, naast een TenneT onderstation) op het hoogspanningsnet is aangesloten, maar dat veel kleinere bronnen waarschijnlijk op het middenspanningsnet zullen worden aangesloten.

93

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Figuur 22 – Verwachtte ontwikkeling beschikbaar elektrisch transportvermogen op onderstations voor afname rond Diemennet. Huidige situatie (boven) en verwachtte situatie over 10 jaar (onder)

Bron: (VIVET, 2023). Data januari 2024.

In Figuur 22 laten we de verwachtte ontwikkeling van het beschikbaar transportvermogen voor afname op het middenspanningsnet zien, gebaseerd op publieke informatiebronnen. Deze ruimte én de ontwikkeling zijn sterk indicatief, inzichten over netcongestie veranderen snel. Er kan meer elektrificatie plaatsvinden dan voorzien, netbeheerders blijven daarnaast hun verzwaringen opschalen en ook de flexibilisering van netgebruik kan de situatie over tien jaar sterk doen veranderen. Op de bovenste kaart de huidige situatie. Op veel plekken in en rond Amsterdam en Almere is nog een beperkte hoeveelheid capaciteit beschikbaar op onderstations. Dat betekent niet direct dat nieuwe afname kan worden aangesloten, omdat deze ruimte bijvoorbeeld is gereserveerd voor autonome ontwikkelingen.

94

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Inzichten interviews Liander We valideerden de inzichten over beschikbare netcapaciteit in interviews met gebiedsregisseurs van Liander over netcapaciteit in regio’s Almere en Amsterdam. Door congestie is er geen nieuwe transportcapaciteit beschikbaar. Congestie speelt zowel op het niveau/netvlak van TenneT als dat van Liander. Gebrek aan capaciteit bij TenneT is nu de directe aanleiding voor de tekorten op Liander-niveau, maar als Liander niets parallel haar stations zou verzwaren dan zou er na verzwaring van Tennet al snel weer tekort ontstaan op het netvlak van Liander. Liander bouwt parallel aan TenneT aan nieuwe onderstations. Idealiter is de nieuwe infrastructuur van Liander voor of tegelijkertijd klaar aan die van TenneT, zodat in één keer weer veel meer capaciteit beschikbaar komt. Het verzorgingsgebied rond het Diemennet kan, bekeken vanuit het elektriciteitsnet en bijbehorende netcongestieknelpunten, opgedeeld worden in twee gebieden: Almere en Amsterdam. In beide gebieden is er op dit moment vrijwel geen nieuwe capaciteit beschikbaar voor afname. De knelpunten en ontwikkelingen per gebied zoals deze nu bekend zijn en ingeschat worden, zijn als volgt. In Almere verwacht men weer capaciteit vanaf 2029/2030. Op TenneT-niveau hangt dit samen met de verzwaring van vier stations Lelystad, Breukelen, Dodewaard en Doetinchem.

Deze stations vormen op dit moment één ‘pocket’, een geïsoleerd of afgescheiden deel van het net waar de energievoorziening en -vraag lokaal in balans wordt gebracht, los van het bredere netwerk. De netbeheerder is bezig de topologie van het net zo aan te passen dat dit vier aparte pockets worden waardoor er minder onderlinge afhankelijkheid is. In Almere heeft Liander nu drie onderstations: Almere de Vaart, Almere (centraal gelegen) en Pampus. Liander is bezig met realisatie van een nieuw station aan de oostkant van de stad. Capaciteit in Amsterdam is naar verwachting vanaf 2032/2033 weer beschikbaar. Het knelpunt in dit gebied ligt wederom bij TenneT en hangt om de verzwaring van stations Weesp en Beverwijk. Ook hier moet Liander in haar eigen net parallel verzwaringen uitvoeren, maar ze verwacht deze uitgevoerd te hebben voordat TenneT klaar is met aanpassingen bij Weesp en Beverwijk. Op basis van de huidige ontwikkelingen verwacht de netbeheerder met de verzwaringen voldoende netcapaciteit te realiseren voor de energietransitie. In haar ramingen is echter geen grootschalige elektrificatie van de bronnen van het Diemennet meegenomen.

Alternatieve transportrechten Alternatieve transportrechten zouden in theorie soelaas kunnen bieden, bijvoorbeeld een non-firm aansluit- en transportovereenkomst (ook wel NFA). Deze contractvorm wordt op dit moment door netbeheerders en ACM ontwikkeld en wordt nog niet gestandaardiseerd aangeboden. Dit is transportcapaciteit die slechts bepaalde momenten van de dag, week of seizoen beschikbaar is voor aangesloten partijen. Non-firm afnamecapaciteit kan voor netgebruikers alleen uit wanneer zij hun elektriciteitsbehoevende processen kunnen inregelen. Een elektrische boiler zou een warmtebuffer bijvoorbeeld tijdens uren met NFAvermogen kunnen opladen, om vervolgens de buffer tijdens uren met beperkte netcapaciteit leeg te produceren. De NFA is niet voor alle warmtebronnen een logische optie. Een warmtepomp die een basislastbron opwaardeert heeft een constant vermogen nodig en zou bij gebrek aan firm-capaciteit een alternatieve elektriciteitsbron nodig hebben. Een batterij, aggregaat of wkk zouden hier bijvoorbeeld bij moeten worden gezet. Desgevraagd geeft Liander aan hier momenteel beperkt potentieel voor te zien.

95

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

In specifieke gevallen zouden alternatieve contracten wel mogelijk kunnen zijn, maar dit is maatwerk.

Conclusie We verwachten op basis van de broninventarisatie dat nieuw te ontwikkelen bronnen hoofdzakelijk op het middenspanningsnet. In Almere is naar verwachting 2029/2030 nieuw vermogen beschikbaar, in Amsterdam pas in 2032/2033. Totdat de verzwaringen zijn afgerond ziet de netbeheerder geen mogelijkheden voor grote hoeveelheden vast transportvermogen voor het Diemennet. Voor alternatieve transportrechten is er mogelijk, maar waarschijnlijk beperkt potentieel. Om tot die tijd toch vermogen aan te sluiten zijn alternatieve transportrechten en/of lokale elektriciteitsvoorzieningen als batterijen, aggregaten of wkk’s nodig. In het geval van een aggregaat of wkk is een nieuwe bron dus tijdelijk niet klimaatneutraal. Omdat er in Almere eerder weer vermogen beschikbaar is kan dit aanleiding geven om hier te beginnen met het ontwikkelen van bronnen met warmtepomp.

96

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

D Ontwikkeling nettarieven Tarieven van netbeheerders voor aansluitingen zijn de afgelopen jaren sterk gestegen. Deze ontwikkeling zet de businesscase voor elektrificatie onder druk. Omdat veel van de potentiële klimaatneutrale warmtebronnen opwaardering naar een hogere temperatuur nodig hebben is het nodig deze ontwikkeling richting 2030 en daarna mee te nemen in de potentie-inschatting. In Figuur 23 staat een indicatieve ontwikkeling van nettarieven voor grootschalige aansluitingen in het Diemennet-gebied (TenneT, 2023), (Liander, lopend). We zien dat de kosten voor aansluitingen op het net van de regionale netbeheerder in 2024 twee keer hoger liggen dan vier jaar eerder. De kosten voor aansluitingen op het hoogspanningsnet van TenneT zijn nog harder opgelopen, voor het HS-net ruim drie keer en voor het EHS-net zijn deze bijna vijf keer hoger dan in 2020. De stijgingen vonden voornamelijk plaats tussen 2022 en 2024. Figuur 23 – Indicatie van ontwikkelingen in TenneT en Liandertarieven over periode 2020-2024. Voor Liandertarieven is een versimpelde aansluiting verondersteld van 5 MVA met 5 MWmax. Liander’s TS/MS & HS/MS aansluitingen volgen dezelfde trend. Bewerking CE Delft op TenneT en Liandertarieven

Er zijn twee hoofdredenen voor de stijgende tarieven. Enerzijds investeren de netbeheerders de afgelopen jaren veel meer in een toekomstbestendig energiesysteem en moeten deze investeringen worden gedekt in de tarieven. De tweede rede is de hogere inkoopkosten voor netbeheerders. Dit zijn de kosten voor onderhoud en beheer van het net. Onder andere de stijgende prijzen voor materiaal en arbeid spelen hier een rol, maar ook de kosten voor netverliezen stijgen door hogere energieprijzen. Ten slotte stijgen de onbalanskosten, de kosten om het net op elk moment van de dag in balans te houden. Door elektrificatie van het energiesysteem komt er aan de ene kant meer afname bij, en door de groei van wind en zon zijn er steeds meer momenten met overschot.

97

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024

Om invoeding en afname op elkaar te blijven afstemmen is de ontwikkeling en benutting van flexibiliteit in het systeem nodig. De netbeheerders en ACM zijn bezig met het ontwikkelen van nieuwe producten voor transportvermogen, zogenaamde Alternatieve Transportrechten (Netbeheer Nederland, 2023b). De kern van deze producten is dat transportvermogen niet meer vast beschikbaar is op elk moment van de dag, maar dat alleen tijdens specifieke momenten op de dag (extra) vermogen mag worden afgenomen. Met deze contracten kan in theorie de restcapaciteit op het elektriciteitsnet beter worden benut, mits aangeslotenen in staat zijn hun proces of productie hierop af te stemmen. Hoewel er veel wordt verwacht van alternatieve transportrechten is het op dit moment onduidelijk hoe veel potentieel transportvermogen hierdoor ontsloten wordt en wat voor tariefstelling de rechten gaan hebben.

98

230461 - Klimaatneutrale warmtebronnen Diemennet - April 2024