Bijlage brief PZH 12van 2 PBL 2023 monitor res 2023 een voortgangsanalyse van de regionale energie strategieen.pdf

Deze afweging speelt vooral als nationale plannen, zoals het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE), op decentraal niveau worden uitgewerkt. Zo kunnen randvoorwaarden worden bepaald voor het verwezenlijken van het totaalbod van de RES 1.0. We bespreken in dit hoofdstuk de ontwikkeling van hernieuwbare-elektriciteitsproductie uit grootschalige zon-pv en windenergie op land. Dit doen we aan de hand van de centrale vraag of de RESdoelstelling van 35 terawattuur uit het Klimaatakkoord kan worden gehaald met de voorstellen van de regio’s. Hierbij maken we onderscheid tussen de voortgang op nationaal en die op regionaal niveau en lichten we toe welke onzekerheden er spelen. Ook onderzoeken we of het mogelijk is om in 2030 55 terawattuur op te wekken; dat is de hoeveelheid volgens het totaal van de RES 1.0 regiobiedingen voor de hernieuwbare elektriciteit in 2030, en die als ‘mogelijk streefdoel’ is benoemd (EZK, 2022a). Hierbij belichten we de rol van de elektriciteitsinfrastrcutuur; we werken uit wat de meest recente netimpactanalyses van de RES-plannen laten zien en welk overall effect dat kan hebben op de realisatie van RES-plannen. In de laatste paragraaf kijken we vooruit naar de periode 2030-2050, met als uitgangspunt de visie van het Nationaal Plan Energiesysteem op een CO 2-vrije elektriciteitsproductie en wat dat zou betekenen voor de RES’en en het energiesysteem.

Voor de schatting van de hernieuwbare-elektriciteitsproductie in 2030 gebruiken we de PBLsystematiek (Matthijsen et al. 2020) zoals die is toegepast in de eerdere Monitors RES. Er zijn enkele wijzigingen doorgevoerd ten opzichte van de Monitor RES 2022 om de nauwkeurigheid te verbeteren (zie tekstkader 3.1). Het afgelopen jaar hebben de regio’s aan de hand van het zogenoemde Begrippenkader RES (VIVET 2023) een dataset samengesteld om zelf de voortgang op regionaal niveau te monitoren, op een eenduidige en gestandaardiseerde manier. Dit helpt regio’s zelf en lokale overheden om onderling vergelijkbare schattingen te kunnen maken. Naast een actuele stand van zaken van de ambities van de regio’s kan deze dataset inzicht gaan bieden in de concreetheid van projecten die zich in vroege fases van het ontwikkeltraject bevinden. Deze dataset geeft een indicatie in hoeverre de huidige ontwikkeling van hernieuwbare-elektriciteitsproductie aansluit bij enerzijds lokale verduurzamingsopgaven en anderzijds de nationale richting van de energietransitie. De

PBL | 40

eerste versie van deze dataset is september 2023 tot stand gebracht. In deze Monitor zijn alleen voorlopige inzichten daaruit verwerkt (zie bijlage 4).

3.1

Hernieuwbare elektriciteit in de regio

In deze paragraaf bespreken we de ontwikkeling van grootschalige productiecapaciteit van hernieuwbare elektriciteit uit zon-pv en windenergie op land. Dit doen we door te kijken naar de veranderingen in het afgelopen jaar en die over de gehele periode sinds de aanvang van het RESproces. We houden zowel rekening met de bestaande productiecapaciteit als met de mogelijke realisatie tussen nu en 2030 van nieuwe installaties op basis van de RES-plannen.

Doel van 35 terawattuur blijft goed haalbaar, onzekerheden zijn groter geworden Inpassen van 35 terawattuur aan hernieuwbare productie in het huidige energiesysteem is met het ontwikkeltempo van de afgelopen jaren nog steeds goed haalbaar in 2030 (figuur 3.1). Wel zijn de onzekerheden toegenomen bij alle drie de onderdelen: huidig, pijplijn en ambitie. Het gaat om onzekerheden die te maken hebben met de rekenmethodiek, maar ook onzekerheden waar regio’s mee te maken hebben bij de concretisering van hun ambities (zie ook hoofdstuk 2). De geschatte elektriciteitsproductie in 2030 uit bestaande installaties (onderdeel huidig) samen met die uit projecten in de pijplijn is de afgelopen jaren qua middenwaarde rond de 30 terawattuur blijven liggen (huidig+pijplijn). De geschatte elektriciteitsproductie uit het onderdeel ambitie in 2030 is kleiner geworden. De bandbreedte rond de middenwaarde van 39,1 varieert van 34,4 terawattuur (laag) tot 43,8 terawattuur (hoog). Alleen in het onwaarschijnlijke scenario waarin zowel de nieuwe productiecapaciteit uit de pijplijn als die uit de overige nog te ontwikkelen initiatieven uit het onderdeel ambitie heel sterk zouden tegenvallen zal in 2030 de het doel van 35 terawattuur misschien net niet worden gehaald.

Elektriciteitsproductie uit RES-projecten stagneert Terwijl het doel van 35 terawattuur goed haalbaar blijft, duidt de ontwikkeling van de grootschalige hernieuwbare-elektriciteitsproductie er niet op dat 55 terawattuur binnen bereik komt. Ook zal een productie van 5o terawattuur, waar in het Nationaal Plan Energiesysteem van wordt uitgegaan, niet worden bereikt als de stagnatie van de afgelopen jaren doorzet. De groei van de nieuwe productie is lager dan voorgaande jaren en de voorraad projecten in de pijplijn neemt voor het tweede jaar op rij af. Gelet op de snelheid waarmee in 2021 en 2022 nieuwe zonneparken en windparken zijn ontwikkeld en kleinschalige zon-pv doorgroeide 17, hoeft een periode van vertraging nog niet direct te betekenen dat een substantieel hoger doel dan 35 terawattuur helemaal buiten bereik komt te liggen. Dan moet die periode wel worden benut om een volgende periode van versnelling in te luiden. Dit vraagt om afstemming met andere verduurzamingsopgaven in de regio, zoals de verduurzaming van de warmtevoorziening van huizen en gebouwen. Bij deze afstemming spelen eigenschappen als type bebouwing, beschikbare ruimte en energieverbruik per economische sector een rol.

17

In het Klimaatakkoord is afgesproken dat productie uit kleinschalige zon-pv-installaties boven 7 terawattuur mee mag tellen voor het deel van de RES-doelen boven de 35 terawattuur. De productie uit kleinschalige zon-pv bedraagt nu meer dan 7 terawattuur (CBS 2022), en neemt volgens de Klimaat- en Energieverkenning nog met 5 terawattuur toe voor 2030 (PBL et al. 2023).

PBL | 41

In de hierna volgende paragrafen bespreken we de ontwikkeling van de elektriciteitsproductie bij elk van de drie onderdelen huidig, pijplijn en ambitie, inclusief de onzekerheden en de implicaties voor de 2030-schatting in deze Monitor. Figuur 3.1

3.1 Wijzigingen in de monitoringssystematiek ten opzichte van Monitor RES 2022 Ten opzichte van de Monitor van 2022 hebben we vier wijzigingen doorgevoerd in de systematiek waarmee we de ontwikkeling beschrijven van hernieuwbare-elektriciteitsproductie uit grootschalige projecten voor zon-pv en windenergie op land: 1 - In het onderdeel huidig is de inschatting voor zon-pv-productie uit installatie in het lopende jaar (tot oktober 2023) gemaakt op basis van de bekende projectrealisatie bij RVO (RVO 2023c). Dit maakt het mogelijk om de onderdelen huidig en pijplijn volledig op regioniveau te rapporteren. 2 – Het onderdeel pijplijn is aangevuld met de bijdrage uit grootschalige zon-pv-projecten die subsidie collectieve energie (SCE) ontvangen. In eerdere Monitors zijn alleen projecten die werden gefinancierd met de SDE++ meegenomen. Als gevolg is de totale omvang van ‘de pijplijn’ met 110 megawatt aan zon-pv-projecten toegenomen. Na correctie voor verwachte realisatie is de effectgrootte van deze toename klein (minder dan 0.1 terawattuur). 3 - De realisatiegraden voor zon-pv-pijplijnprojecten zijn geregionaliseerd. In vorige Monitors werd één bandbreedte gebruikt voor alle zon-pv-pijplijnprojecten.

Op nationaal gemiddeld niveau is de bandbreedte van de realisatiegraad (van 28 tot 57 procent) daardoor iets smaller geworden ten opzichte van de Monitor RES 2022 (zie bijlage 3 voor verdere toelichting).

PBL | 42

4 - Realisatiegraden voor windenergieprojecten op land in het onderdeel pijplijn zijn bijgesteld van 90-100 procent naar 75-100 procent (zie bijlage 3 voor verdere toelichting). Deze bijstelling reflecteert een toegenomen kans dat windenergie-op-landprojecten, die op dit moment in ontwikkeling zijn, vertraging oplopen en niet (voor 2030) tot nieuwe elektriciteitsproductie leiden.

3.1.1

Huidig: de productie in 2030 met bestaande capaciteit

In het onderdeel huidig maken we een inschatting van de verwachte elektriciteitsproductie in 2030 uit bestaande productiecapaciteit van grootschalige zon-pv- en windenergie-op-landparken. We tellen in dit onderdeel alle projecten mee die zijn gerealiseerd tot en met het derde kwartaal van dit jaar (2023). Bijlage 2 geeft een nadere beschrijving van de opbouw van het onderdeel huidig en de toegepaste bijtellingen en correcties voor weersomstandigheden. Sinds de vorige Monitor is het onderdeel huidig met 2,7 terawattuur toegenomen tot 25,5 terawattuur. Windenergie op land zorgde voor een toename van 1,1 terawattuur en grootschalige zon-pv voor 1,6 terawattuur. Dit reflecteert een algemene trend van de afgelopen twee jaar: het aandeel zon-pv groeit ten opzichte van productie uit wind op land. De steeds gelijkere ‘zon-windverhouding’ maakt het moeilijker dan het al was bij aanvang van de RES om de beschikbare netcapaciteit efficiënt te benutten. De groei van het onderdeel huidig neemt steeds meer af. Tussen de Monitor RES 1.0 en de Monitor RES 2022 was er een groei van 3,9 terawattuur. Het afgelopen jaar was de groei 2,7 terawattuur (dat is 30 procent lager dan het jaar ervoor; zie ook Bijlage 2 tabel B2.1 en B2.2). De afname van de realisatie van nieuwe projecten bespreken we in meer detail in de paragrafen hierna bij het onderdeel pijplijn.

3.1.2

Pijplijn: de productie in 2030 met geplande projecten

In het onderdeel pijplijn maken we een inschatting van de in 2030 verwachte elektriciteitsproductie uit ‘de voorraad’ met grootschalige zon-pv- en windenergie-op-landprojecten. De voorraad bestaat uit projecten die een subsidiebeschikking én, wanneer nodig, een vergunning toegekend hebben gekregen. Om tot deze inschatting te komen wordt het vermogen van de pijplijnprojecten vermenigvuldigd met techniekspecifieke vollasturen en een realisatiekans. Bij onze inschatting houden we rekening met de netcongestie; die kan per regio verschillen en heeft impact op de realisatie van zon-pv-pijplijnprojecten (zie tabel B2.1). Op die manier kunnen we nauwkeuriger inschatten hoe groot de hernieuwbare-elektriciteitsproductie per regio kan zijn. Netbeheer Nederland (NBNL) heeft per regio een realisatiegraad afgeleid voor zowel grootschalige zon-pv-pijplijnprojecten op daken als op veld. Bijlage 3 geeft een overzicht van de in deze Monitor RES gebruikte realisatiegraad (bandbreedte) per regio met een korte toelichtende tekst door NBNL. Voor windenergie-op-land-pijplijnprojecten is de realisatiegraad (nog) niet afhankelijk van de lokale situatie voor wat betreft netcongestie.

Voorraad projecten in de pijplijn verder gedaald De projecten in de pijplijn zitten tellen op tot 10,7 terawattuur. Deze projecten zullen onder andere door toegenomen netcongestie niet allemaal worden gerealiseerd. De geschatte productie van hernieuwbare elektriciteit uit het onderdeel pijplijn dat wel wordt gerealiseerd daalt voor het tweede jaar op rij en gaat van 8,5 terawattuur naar 5,4 terawattuur (middenwaarde). De afname in de pijplijn is iets groter dan de in de vorige paragraaf besproken toename in het onderdeel huidig. Per saldo

PBL | 43

levert dit de schatting voor huidig+pijplijn op van 30,9 terawattuur. Dat is ongeveer evenveel als in de voorgaande Monitors: 31,3 terawattuur (Monitor RES 2022) en 31,5 terawattuur (Monitor RES 1.0). Zie bijlage 2 (tabel B2.1-B2.3). Dit laat zien dat de ontwikkeling van hernieuwbare-elektriciteitsproductie in de afgelopen jaren stagneert. In de volgende alinea’s gaan we per techniek in op de onderliggende oorzaken van de stagnatie.

Meer uitval van grootschalige zon-pv-pijplijnprojecten De bandbreedte voor de overall realisatiegraad van alle zon-pv-pijplijnprojecten is in de afgelopen Monitors gedaald, van 60-75 procent (Monitor concept-RES) naar 28-57 procent in deze Monitor. De dalende realisatiegraad reflecteert de ontwikkeling die zich de afgelopen jaren in de projectenpijplijn voor zon-pv aftekent: er vallen steeds meer pijplijnprojecten af en er komen er steeds minder bij. In 2022 kwamen er voor het eerst minder projecten bij dan dat er uitvielen (qua opgesteld vermogen; zie RVO 2022). Onder de uitgevallen projecten zaten tot afgelopen jaar vooral zon-pvop-dakprojecten. In 2023 zijn er ook veel projecten voor zon-pv op daken uitgevallen, en komt het voor het eerst ook voor dat een aanmerkelijk aandeel is uitgevallen van de zon op veld projecten (zie bijlage 3, tabel B3.2). Een eerdere inventarisatie naar mogelijke oorzaken van de projectenuitval wees naast netwerkgerelateerde oorzaken, het niet rond krijgen van de businesscase, of beperkingen door technische randvoorwaarden zoals een te zwakke dakconstructie (RVO 2021). Om uitval als gevolg van een te zwakke dakconstructie tegen te gaan is vanaf 2022 een ‘dakscan’ verplicht bij subsidieaanvragen voor zon-pv-projecten op daken.

De extra voorwaarden die aan de dakconstructie worden gesteld en de maatregelen om zwakkere daken geschikt te maken, drukken op de kostenkant van de businesscase van nieuwe installaties. Daarnaast zijn in het afgelopen jaar de kosten voor financiering opgelopen. De verplichte halvering van de aansluitcapaciteit ten opzichte van piekcapaciteit van zon-pv-installaties, de uitfasering van de SDE++ voor hernieuwbare-elektriciteitsproductie in 2025 en de langetermijnontwikkeling van de elektriciteitsprijs zorgt voor extra onzekerheden aan de inkomstenkant. De onzekerheid rondom de businesscase voor grootschalige zon-pv speelt hoofdzakelijk op de korte termijn. Wanneer de kostendaling van zonnepanelen uit de afgelopen tien jaar (IRENA 2023) ook de komende jaren doorzet kan een deel van deze onzekerheid worden wegenomen.

PBL | 44

Figuur 3.2

Onzekerheid rondom windenergie op land houdt aan Bij windenergie op land is er vooralsnog geen sprake van projecten die zijn uitgevallen, wel blijkt uit deze Monitor dat de kans dat projecten daadwerkelijk worden gerealiseerd lager is dan een jaar eerder. Dit komt doordat er in 2023 voor het eerst ontwikkelaars van windenergie-op-landprojecten zijn die ondanks het vergevorderde ontwikkeltraject de lopende subsidieaanvraag opnieuw hebben ingediend. Het gaat hierbij om windenergie-op-landprojecten die door opgelopen financierings- en/of materiaal- en leveringskosten de businesscase voor het project niet meer rondkrijgen, of die door onzekerheid rondom geldende milieunormen voor windenergie op land het project op dit moment nog niet door willen laten gaan. Omdat alle eerdere ontwikkelingsfasen inclusief vergunningverlening al zijn doorlopen, levert het opnieuw indienen van een subsidieaanvraag bij een deel van de projecten vooral vertraging op. Het is echter niet vanzelfsprekend dat een project bij een nieuwe aanvraag ook weer een nieuwe beschikking krijgt. De projecten zullen moeten concurreren met andere aanvragen binnen de SDE++ of kunnen worden geconfronteerd met strengere milieunormen, wat uitval tot gevolg kan hebben. Welk deel van de projecten dit betreft en of deze nog wel voor 2030 worden opgeleverd is niet duidelijk.

Om recht te doen aan de onzekerheid die dit introduceert hebben we de bandbreedte voor realisatie bijgesteld van 90-100 procent naar 75-100 procent (zie bijlage 3 en tekstkader 3.1). De uitwerking van nieuwe landelijke normen voor windparken op land doorloopt sinds 12 oktober 2023 de zogenoemde zienswijzeprocedure. Het voorstel voor nieuwe normen bevat onder meer een afstandsnorm van twee keer de tiphoogte van een turbine en een voorschrift voor de maximale geluidsdruk. De minimale afstand tot objecten die hinder kunnen ondervinden zou hiermee verdubbelen, wat mogelijk leidt tot het afvallen van zoekgebieden voor windenergieprojecten op land. Definitieve uitwerking, vaststelling en het in werkingtreden van de normen wordt niet voor 1 juli 2025 verwacht. Hiermee zal de onzekerheid rondom windenergie op land voorlopig aanhouden.

PBL | 45

Elektriciteitsproductie na projectrealisatie mogelijk lager dan voorafgeschat Dat verschil is het gevolg van de aanpak die de huidige PBL-systematiek volgt om de elektriciteitsproductie van pijplijnprojecten en gerealiseerde projecten te schatten. De PBL-systematiek gaat voor de inschatting van de productie van het onderdeel huidig uit van de werkelijke (gemeten) productie in de CBS-jaarrapportages voor hernieuwbare energie. Voor de inschatting van elektriciteitsproductie in 2030 uit projecten in het onderdeel pijplijn zijn vanzelfsprekend geen metingen beschikbaar en wordt een berekening gemaakt met standaardvollasturen volgens de voor de subsidieaanvraag voorgeschreven projectspecificaties. Als een project eenmaal is gerealiseerd blijkt het veelal een lagere elektriciteitsproductie te krijgen dan de schatting op basis van de standaardgegevens. Dit effect effect is voor windenergie op land terug te zien in figuur 3.2. De elektriciteitsproductie uit het onderdeel huidig neemt maar relatief weinig toe bij realisatie van pijplijnprojecten, terwijl tot nu toe bijna alle pijplijnprojecten voor windenergie op land zijn gerealiseerd.

Mogelijke oorzaken voor lagere elektriciteitsproductie bij realisatie ten opzichte van de verwachte productie zijn variabele weersomstandigheden, tijdelijk afschakelen van productie bij overvloedig aanbod of tijdens onderhoud, of wijzigingen aan het systeemontwerp tijdens de bouw van een windpark (zie bijlage 2 voor nadere toelichting). Voor zon-pv geldt eenzelfde effect, maar dat lijkt vooralsnog veel minder groot en is niet duidelijk te zien zoals bij windenergie op land. Als systeemeigenschappen van zon-pv-installaties op daken en velden in de komende jaren veranderen, kan dat effect wel een grotere rol gaan spelen (zie bijlage 2 voor toelichting). Volgens het CBS (2023) zijn er op basis van standaardgegevens aanwijzingen voor een stelselmatige overschatting van de elektriciteitsproductie uit zon-pv, en stelt het om die reden een herziening voor van de gebruikte methode.

3.1.3

Ambitie: de productie in 2030 met nog uit te werken projectplannen

De inschatting van de verwachte elektriciteitsproductie uit het onderdeel ambitie bevat de grootste onzekerheid. Dit onderdeel wordt berekend op basis van het totale bod min de productie uit de onderdelen huidig en pijplijn (Matthijsen et al. 2019). De productie uit ambitie wordt ingeschat op basis van een algemene realisatiekans voor het deel van het bod dat nog niet is gerealiseerd en ook nog niet zo concreet is dat het een pijplijnproject is.

Geschatte productie in 2030 uit onderdeel ambitie lager dan voorgaande jaren Er zijn nog geen officiële herijkingen van de RES 1.0 gemaakt. Dat betekent dat het totaalbod van 55 terawattuur niet is gewijzigd. Daarmee is de omvang van het onderdeel ambitie niet gewijzigd en bedraagt dat net als in 2022 ongeveer 24 terawattuur bij de middenwaarde van huidig+pijplijn. Dat dit evenveel is als in 2022 is het gevolg van de ongewijzigde regiobiedingen in combinatie met het patroon van stagnatie. Er waren in de afgelopen jaren wel nieuwe initiatieven, maar deze stonden tegenover een vergelijkbaar aantal projecten dat geen doorgang vond. Het is onzekerder dan bij voorgaande Monitors welk deel van de het onderdeel ambitie in 2030 daadwerkelijk tot hernieuwbare-elektriciteitsproductie leidt. In 2023 zijn nieuwe beleidskaders opgesteld voor zon-pv (‘voorkeursvolgorde zon’) en voor windenergie op land zijn nieuwe nationale milieunormen in de maak. De nieuwe beleidskaders zijn er op gericht om ontwikkelingen van hernieuwbare-elektriciteitsproductie op land in goede banen te leiden en bijvoorbeeld overlast te voorkomen of bepaalde landschappen te behouden. Deze kaders PBL | 46

leggen nieuwe beperkingen op aan de grootschalige projecten voor zon-pv en windenergie op land; projecten die de afgelopen jaren juist de drijvende kracht vormden voor de toename van de hernieuwbare-elektriciteitsproductie. Ook de opgelopen kosten voor financiering en de transportschaarste op het elektriciteitsnet kunnen op de korte termijn de ontwikkeling van de productie remmen. Of deze beperkingen op langere termijn een rol blijven spelen is nu niet te zeggen. In deze Monitor houden we rekening met deze onzekerheid door de bovenkant van de bandbreedte voor de realisatiegraad te verlagen van 60 naar 50 procent (zie bijlage 2). De onderkant van de bandbreedte van het onderdeel ambitie blijft gelijk op 20 procent. De inschatting van de totale productie in 2030 komt hiermee op een middenwaarde te liggen van 39,1 terawattuur; in een bandbreedte van 34,4 en 43,8 terawattuur.

Kleinschalige zon-pv kan de geschatte productie uit het onderdeel ambitie ophogen In het Klimaatakkoord is afgesproken dat kleinschalige zon-pv boven een jaarproductie van 7 terawattuur mee mag tellen voor de RES-doelstelling boven de 35 terawattuur. Kleinschalige zon-pv passeerde in het afgelopen jaar de grens van 7 terawattuur en volgens de Klimaat- en Energieverkenning komt hier voor 2030 nog 5 terawattuur bij (PBL et al. 2023). Wanneer we uitgaan van deze ontwikkeling zou de totale productie van hernieuwbare energie die kan worden toegeschreven aan de RES oplopen naar een bandbreedte van 39,4 tot 48,8 terawattuur.

Netimpactrapportages en realisatie van het onderdeel ambitie Het onderdeel ambitie vormt met 22 tot 26 terawattuur een groot aandeel in het RES-totaalbod van 55 terawattuur. Bij concretisering van dit onderdeel speelt de netcongestie en in hoeverre die opgelost kan worden een belangrijke rol. Dat is een van de redenen waarom de regionale netbeheerders voor alle regio’s de afgelopen periode (2022-2023) een nieuwe netimpactanalyse hebben gemaakt van de RES-plannen. De hernieuwde netimpactrapportages (zie tekstkader 3.2) geven een indicatie van de mogelijkheden voor de realisatie van het RES-onderdeel ambitie. Net als bij de eerdere netimpactanalyses voor de RES 1.0 ontstaat een dubbel beeld (zie Matthijsen et al. 2021). Aan de ene kant geven netbeheerders aan dat het transport van 35 terawattuur uit de RES-plannen in 2030 op het netwerk kan worden geaccommodeerd en mogelijk iets meer, maar zeker niet het totaalbod van 55 terawattuur. Aan de andere kant geven de veelal kwalitatieve netimpactanalyses in combinatie met het onderdeel ambitie per regio de indruk dat er in 2030 aanzienlijk meer dan 35 terawattuur getransporteerd kan worden. Hoeveel van het onderdeel ambitie in 2030 daadwerkelijk via het netwerk zou kunnen worden geaccommodeerd is in deze fase niet te zeggen.

Hiervoor zijn er teveel onzekerheden rondom de ontwikkeling van het netwerk zelf en die van de toekomstig aanbod van en vraag. Het totaal van de RES-biedingen dat qua netwerk in 2030 gerealiseerd zou kunnen worden lijkt in elk geval boven de 35 terawattuur uit te komen, maar het lijkt onwaarschijnlijk dat het meer zal zijn dan 50 terawattuur. Dat is een grote bandbreedte. Die is zo groot omdat de ontwikkelingen in ruimte en tijd van de vraag naar en het aanbod van elektriciteit nog erg onzeker zijn, en de samenhang ervan in ruimte en tijd juist van belang is om de benodigde netwerkcapaciteit zo efficiënt mogelijk te kunnen plannen. De belangrijkste onzekerheden hierbij zijn: • De RES-plannen zelf, die veelal nog weinig concreet zijn qua locatie en techniek. • De sterke groei van de elektriciteitsvraag en daaraan gekoppeld een sterke groei van de vraag naar nieuwe aansluitingen op het netwerk.

PBL | 47

• •

•

De mate waarin meer capaciteit op het bestaande netwerk kan worden vrijgespeeld zonder het netwerk uit te breiden of te verzwaren. De ontwikkeling rond de schaarse beschikbaarheid van personeel, materiaal en ruimte; zonder personeel kunnen netbeheerders hun investeringen niet volgens planning realiseren. De huidige procedures voor het verkrijgen van vergunningen voor de bouw van bijvoorbeeld een onderstation vormen een extra onzekere factor.

3.2 Hoofdpunten uit dertig nieuwe netimpactrapportages De komende jaren worden veel stations uitgebreid en veel nieuwe stations gebouwd. Voor de energietransitie tot en met 2030 verwachten de netbeheerders te investeren in 300 stations 18, 30.000 transformatorhuisjes en meer dan 60.000 kilometer elektriciteitskabel (II3050 editie-2 2023). Ondanks de ingezette versnelling zullen niet alle werkzaamheden voor 2030 zijn afgerond, omdat de vraag naar infrastructuur sneller toeneemt dan er kan worden bijgebouwd. De nieuwe impactrapportages van de netbeheerders laten de geplande ontwikkelingen van het netwerk zien om bestaande en te verwachten knelpunten in een regio op te lossen. De RESplannen van regio’s en schattingen per regio voor het overige aanbod en de vraag naar elektriciteit zijn hierbij invoergegevens. De resultaten bestaan uit ‘oplossingen in tijd, ruimte en geld’. Dat zijn tijdlijnen met uitvoeringsplanningen voor de bouw van nieuwe hoog- en tussenspanningsstations en stationsuitbreidingen. De netimpactanalyses zijn uitgevoerd in afstemming met de netwerkontwikkelingen in de buurregio’s. We bespreken hier de belangrijkste bevindingen op basis van de nieuwe netimpactrapportages van de netbeheerders. 1 – Netimpactrapportages kunnen geen ja/nee-antwoord geven op de vraag of het RES-bod van een regio kan worden gerealiseerd op het bestaande of geplande netwerk.

Hiervoor zijn veel RESplannen nog te weinig expliciet en er zijn ook nog keuzes te maken die buiten de RES liggen. 2 – De netimpact van de RES-plannen verschilt per regio en netbeheerder. Dat heeft te maken met de aard van het bestaande netwerk en de beschikbare ruimte in die gebieden voor wind- en zonneparken en daarmee de (voorziene) knelpunten. In stedelijke gebieden zijn er vaker knelpunten door een te grote toename van de vraag naar elektriciteit en in de meer landelijke regio’s zijn knelpunten op het netwerk vaker het gevolg van het aanbod uit met name zon-pv. Overigens zijn er meestal zowel ‘vraag- als aanbodknelpunten’ in een regio. 3 – In algemene opzet zijn de netimpactanalyses onderling sterk vergelijkbaar, maar de regionale netbeheerders verschillen in de manier waarop ze aangeven of er voor het RES-bod voldoende capaciteit is op het netwerk. -Zo schrijft Enexis voor een regio vrij expliciet: ‘Ontwikkelingen zoals nu in beeld zijn in de huidige vorm grotendeels haalbaar’ en weer voor een andere regio ‘niet haalbaar in de huidige vorm’. -Liander is in een enkel geval expliciet over de haalbaarheid van een RES-bod, maar geeft meestal een inschatting van de haalbaarheid voor 2030 van de eigen investeringsplannen in een regio. Dat zou als indicatie kunnen gelden voor de haalbaarheid van het RES-bod qua netwerk.

-Stedin richt zich net als Liander op de inschatting van de termijn waarop de benodigde eigen investeringen gerealiseerd kunnen worden.

18

Tussenspanning/middenspanningstations.

PBL | 48

4 – Alle regionale netbeheerders geven aan dat de netimpactrapportage alleen verslag doet van de investeringen van de regionale netbeheerder zelf. De interactie met de investeringen op het hoofdnet door TenneT en het netto-effect daarvan op de realisatie van de RES-plannen konden nog niet worden meegenomen. 5 – In vrijwel alle regio’s wijkt het elektriciteitsaanbod uit zonne- en windenergie volgens het RESbod nog sterk af van een voor het netwerk efficiënte verhouding. Dit heeft gevolgen voor de omvang van de benodigde uitbreiding. 6 – Alle netbeheerders adviseren regio’s: -te onderzoeken hoe zij de transportcapaciteit efficiënter kunnen benutten. Hiervoor bieden zij aanknopingspunten (bijvoorbeeld Enexis (2022)). -om het prioriteren en programmeren van de energie-infrastructuur (pMIEK) zoveel mogelijk te ondersteunen en daarbij aan te geven welke gebieden echt belangrijk zijn bij uitvoering van de RES.

3.1.4 Regionale verschillen in voortgang Achter het nationale beeld van afnemende groei schuilen op regioniveau verschillende dynamieken. We maken deze dynamieken inzichtelijk door de ontwikkeling van het onderdeel huidig van de afgelopen drie jaar te vergelijken met de verwachte ontwikkeling van het onderdeel pijplijn en het resterende onderdeel ambitie per regio, zie figuur 3.3.

Als het RES 1.0-bod van een regio in zicht komt lijkt groei af te nemen In grofweg een op de drie regio’s blijkt dat de vertraging samenvalt met een hoger aandeel van het regiobod dat op basis van huidig + pijplijn wordt voorzien. Deze groep regio’s kenmerkt zich door een relatief groot aandeel van het RES 1.0-bod dat in 2021 al werd geproduceerd of in de pijplijn zat met een relatief hoog aandeel uit windenergie op land. Het patroon van vertraging past weliswaar niet bij het behalen van het totale bod, maar wel bij het stabiliserende effect dat na een opstartfase van de transitie kan worden verwacht. Daarbij reflecteert het mogelijk ook een voortschrijdend inzicht in de noodzaak van een integrale benadering om hogere aandelen hernieuwbare-elektriciteitsproductie in samenspel met andere opgaven te ontwikkelen.

Versnelling nodig om het totaalbod van regio’s te verwezenlijken In de overige regio’s valt het patroon van vertraging uiteen in enerzijds een lagere ontwikkelsnelheid in de afgelopen jaren dan initieel verwacht en anderzijds een verdere vertraging die de komende jaren is te verwachten. In regio’s waar de productiecapaciteit in de afgelopen jaren nauwelijks (≤5 procent van het regiobod) is toegenomen, komen vrijval van zon-pv-op-dakprojecten en netcongestie als mogelijke oorzaken voor de lagere groei naar voren uit de voortgangsrapportages. Voor een deel van deze regio’s neemt de geschatte productie uit het onderdeel pijplijn toe, maar wanneer deze beperkingen ook voor komende jaren gelden, zou het goed kunnen dat een versnelling voor deze regio’s niet haalbaar blijkt. Zelfs wanneer de versnelling wel in zou zetten, lijkt een deel van het bod in deze regio’s buiten bereik te blijven.

PBL | 49

Figuur 3.3

In een andere groep regio’s neemt de groei in de komende jaren af omdat de ambitie voor windenergie op land vooralsnog niet leidt tot concrete projecten. In deze regio’s worden specifieke beperkingen als de habitatbescherming van de wespendief en milieunormen genoemd voor de huidige vertraging (zie ook hoofdstuk 2). Gelet op deze beperkingen en een lange realisatietermijn lijkt een versnelling op basis van windenergie op land in deze regio’s de komende jaren onwaarschijnlijk. Naast de genoemde ruimtelijke beperkingen wordt in de netimpactanalyses van dezelfde regio’s gewezen op een gebrek aan capaciteit op het elektriciteitsnetwerk en onzekerheid rondom tijdige realisatie van de geplande uitbreidingen. Extra productie uit grootschalige zon-pv, zonder dat er bijvoorbeeld rekening wordt gehouden met gelijktijdige ontwikkeling van de elektriciteitsvraag, ligt hiermee ook niet direct in de lijn der verwachting. Al met al reflecteert het regionale beeld de toegenomen onzekerheid op nationaal niveau. Inmiddels hebben de meeste regio’s ervaring opgebouwd met de ruimtelijke inpassing van hernieuwbare productiecapaciteit. Op basis van deze ervaring zullen regio’s het inzicht in de haalbaarheid van de regionale doelstelling moeten vertalen naar de RES 2.0.

De door regio’s ontwikkelde dataset van het Begrippenkader RES kan hierbij helpen (zie bijlage 4 voor een nadere toelichting op deze dataset).

3.2 Ontwikkelingen rond het energiesysteem in een stroomversnelling Het kwam al een paar keer ter sprake: het functioneren van het elektriciteitsnetwerk is van cruciaal belang voor het kunnen halen van de RES-doelen. Bij aanvang van de RES was inpassen van het toenemende aanbod van hernieuwbare elektriciteit in het energiesysteem de voornaamste opgave. De oproep om in sommige regio’s het toekomstige elektriciteitsnet te ontlasten via het PBL | 50

ontwikkelen van collectieve warmtevoorzieningen was een van de weinige uitingen van het samenspel tussen de productie van hernieuwbare elektriciteit en verduurzaming van andere vraagsectoren. Inmiddels worden de plannen voor verduurzaming van de andere vraagsectoren concreter, waarmee de opgave van de implementatiefase van de energietransitie duidelijker wordt. Er zijn dan ook verschillende programma’s en onderzoeken gestart om deze fase en bijbehorende aanpassing van de energie-infrastructuur in goede banen te leiden. Zo werken TenneT en de regionale netbeheerders aan de planning en uitvoering van hun Investeringsplannen (IP’s) voor de periode 2024-2033. Door de lange doorlooptijd van investeringstrajecten liggen de meeste uitvoeringsplannen voor 2030 al vast. Voor de termijn na 2030 dienen de toekomstscenario’s van de Integrale Infrastructuurverkenning 2030-2050 (II3050) als referentiekader bij toekomstige investeringen. Netbeheer Nederland heeft recentelijk een update van II3050 gepubliceerd (NBNL 2023) waarin de aanpak van de regionale netbeheerders, TenneT en de Gasunie in samenhang wordt behandeld. In lijn met de tussentijds opgehoogde reductiedoelstellingen in nationaal en Europees beleid beschrijven de ontwikkelpaden uit de tweede editie van de II3050 ambitieuzere verduurzamingsroutes. Er zijn dus veel ontwikkelingen rond het netwerk en het energiesysteem.

Hieronder noemen we de belangrijkste programma’s die van invloed zullen zijn op de realisatie van de RES-plannen tot 2030, op de mogelijkheden van de elektriciteitsvoorziening in het heden en op die op de langere termijn richting 2050, nadere toelichting bij de programma’s staat in hoofdstuk 1: •

•

•

•

PBL | 51

Het Landelijk Actieprogramma Netcongestie (LAN) is primair gericht op het oplossen van de acute problematiek van netcongestie, langs vier sporen (zie hoofdstuk 1) (EZK 2022b).Tegelijkertijd bevat het LAN ook acties die samenwerkingsverbanden en efficientieslagen bewerkstelligen die zowel voor de voortgang van de RES als in het toekomstige energiesysteem van groot belang zijn. Zo wordt er bijvoorbeeld voorzien in de wettelijke verankering van meerdere leveranciers op een aansluiting (cable pooling) of maakt het codebesluit congestiemanagement onder bepaalde voorwaarden extra aansluitingen voor hernieuwbare-elektriciteitsproductie mogelijk. Het Nationaal Plan Energiesysteem (NPE) schetst de contouren van het toekomstige energiesysteem (EZK 2023a). Het NPE bevat een langetermijnvisie op het energiesysteem in 2050, maar geeft ook richting aan de ontwikkeling in de tussenliggende periode. Zo wordt er voor de elektriciteitsproductie uit hernieuwbare bronnen op land in 2030 uitgegaan van 50 en 17 terawattuur uit respectievelijk grootschalige- en kleinschalige productiecapaciteit. De in het NPE beschreven ontwikkelingen dienen als inputscenarios bij de ruimtelijke afstemming rondom de energie-infrastructuur.

Het Programma Energie Hoofdstructuur (PEH) moet als thematische uitwerking van de Nationale Omgevingsvisie het maken van ruimtelijke keuzes voor uitbreiding van energie-infrastructuur ondersteunen (EZK & BZK 2023). Het PEH is gericht op de nationale onderdelen van het energiesysteem. De onderdelen die van invloed zijn op de ontwikkelingen op regionaal niveau moeten worden meegenomen in de afweging bij het integraal programmeren. Integraal programmeren en het provinciaal Meerjareninvesteringsplan Energie en Klimaat (pMIEK) vallen onder het spoor ‘sneller bouwen’ van het LAN. Plannen uit de RES dienen als een van de inputvariabelen in het proces van integraal programeren en de pMIEK (IPO 2022). Deze nieuwe werkvorm moet decentrale overheden in staat stellen om de langetermijnontwikkeling van het energiesysteem in kaart te brengen en te sturen. Naast de afstemming met de ontwikkeling van de onderdelen voor nationale infrastructuur is het

pMIEK gericht op het prioriteren van uitbreidingsinvesteringen in regionale infrastructuur. Uit de reflectie op de pMIEK 1.0 (Dowling et al. 2023) blijkt dat nog niet alle decentrale partijen en plannen zijn meegenomen bij het opstellen van de pMIEK. In zeven van de twaalf provincies zijn de RES-plannen expliciet meegenomen en bij zes van de twaalf zijn de gemeenten als partij betrokken geweest bij de pMIEK. De programma’s zijn opgezet als een iteratief proces – onderling en met de investeringscyclus bij de netbeheerders – en passen bij de de vijf stappen van de programeercyclus Integraal Programeren (IPO 2022). De onderlinge uitwisseling van informatie over de voortgang in elk van de stappen is bepalend voor de richting in een volgende periode. Zo ontstaat er binnen een door het NPE afgekaderd ontwikkelpad een methodiek van sturing en aanpassing om korte- en langetermijnontwikkelingen samen te brengen.

3.3 Doorkijk ontwikkeling 2030-2050 Sinds het begin van het RES-proces is de verduurzamingsopgave groter geworden: de emissiereductiedoelstellingen van Nederland zijn aangescherpt van 49 procent naar 55 procent reductie van CO2-equivalenten ten opzichte van 1990. Daarnaast formuleerden de regio’s zelf in hun eerste RES’en 1.0 ook al grotere hernieuwbare-energieambities dan in het Klimaatakkoord was afgesproken. En op Europees niveau mag er onder het huidige emissiehandelssysteem vanaf 2040 mogelijk netto geen CO2 meer worden uitgestoten bij de productie van elektriciteit. Het Nationaal Plan Energiesysteem geeft gevolg aan deze aangescherpte nationale en Europese ambities door in Nederland te sturen op volledig CO2-vrije elektriciteit in 2035. In dat NPE verschuift het huidige aandeel elektriciteit in het energiesysteem van ongeveer 20 procent naar 50 tot 70 procent in 2050, afhankelijk van het scenario. Hernieuwbare-elektriciteitsproductie op land blijft in grofweg een derde van deze productie voorzien. Dit betekent dat de elektrciteitsproductie uit kleinschalige en grootschalige zon-pv en windenergie op land toe zal moeten nemen van zo’n 30 terawattuur naar respectievelijk 67 en 99 terawattuur in 2030 en 2035. Dit vraagt om gemiddeld 6 terawattuur nieuwe elektriciteitsproductie op land per jaar.

Dat is grofweg het tempo waarmee er in 2022 hernieuwbare productiecapaciteit werd ontwikkeld (4 terawattuur uit de RES en 2 terawattuur kleinschalige zon-pv). In de komende jaren gaat het dus niet eens zozeer om extra snelheid, maar vooral om voortdurend aanpassend vermogen van alle betrokkenen bij de inpassing van hernieuwbare-elektricteitsproductie. Zo zal het netwerk op alle niveaus verder moeten worden uitgebreid en verzwaard; er komen vele tientallen hoogspaningsstations bij en tal van bestaande stations en kabels worden verzwaard. Ook in wijken en buurten zal het netwerk moeten worden vernieuwd en aangepast. En ook met grootschalige uitbreiding zal de schaarste aan netcapaciteit naar verwachting langdurig de boventoon voeren. Het zal daarom nodig zijn om flexibeler met vraag en aanbod van elektriciteit om te kunnen gaan en ook om op lokale schaal op een meer integrale manier naar het toekomstig benodigde energiesysteem te kijken. De ontwikkeling van zogeheten energiehubs lijkt daarvan een voorbode te zijn; dit zijn lokale energiesystemen waar vraag en aanbod van elektriciteit en mogelijk andere energievormen lokaal op elkaar worden afgestemd.

De komende decennia, dus ook ver na 2030, zal het elektriciteitsnet nog sterk moeten veranderen om het geschikt te maken voor het energiesysteem in 2050 waarin elektriciteit grofweg een factor drie grotere bijdrage zal leveren dan nu. Aangezien de uitbreiding van de elektriciteitsproductie een

PBL | 52

fors extra beslag legt op de ruimte en op het netwerk, ligt het voor de hand dat regio’s meer betrokken raken bij de planvorming van de energie-infrastructuur die daarvoor nodig is. Daarbij past het iteratieve karakter van het planvormingsproces bij het ritme dat decentrale overheden met de regio’s hebben ontwikkeld in de RES. Wanneer de regio’s bij de uitvoering van de RES-plannen steeds meer rekenschap moeten geven van de beperkingen van het (lokale) netwerk, zullen zij ook navenant een meer betrokken rol moeten krijgen (én oppakken) bij de ontwikkeling ervan. De transitie van het elektriciteitsnetwerk kan ondersteund worden door te focussen op een beperkt aantal essentiële sturingselementen. Voorbeelden daarvan zijn het beschikbaar maken van middelen, coördinatie en richting geven aan het zoekproces, uitwisseling van kennis, kennisontwikkeling en marktvorming. Het brede palet aan activiteiten uit de eerder genoemde programma’s (NPE, LAN, integraal programmeren en pMIEK) lijkt op voorhand voldoende invulling te geven aan deze sturingselementen, in ieder geval ten behoeve van de RES en het netwerk. Voor een verdere succesvolle ontwikkeling van de RES-plannen in regio’s is het raadzaam om te onderzoeken of deze sturingselementen voldoende worden ingezet. Zo staat de coördinatie onder spanning gegeven de veelheid en diversiteit aan activiteiten en betrokkenen rond het netwerk.

Ook kan de uitwisseling van kennis rond het netwerk door wettelijke beperkingen rond het vrijgeven van gegevens te veel belemmerd worden. Duidelijk is dat er nog veel kennisontwikkeling nodig is voor de ontwikkeling van het netwerk van de toekomst waarin bijvoorbeeld ook lokale energiehubs een rol kunnen spelen. Ten slotte is het de vraag of de bestaande kennis- en informatie-infrastructuur voldoende op orde is voor een adequate uitwisseling van kennis. Voor het elektriciteitsnetwerk van de toekomst hebben verschillende belanghebbenden ook verschillende behoeften en randvoorwaarden. Belangrijk zijn de leverings- en voorzieningszekerheid, en dat het netwerk betaalbaar, duurzaam, veilig en rechtvaardig is en dat het passend is in de leefomgeving. Om bij alle gestarte programma’s en onderzoeken hier zoveel mogelijk rekening mee te houden vraagt van de uitvoerders een voortdurende alertheid en doet een beroep op hun onderlinge solidariteit. Dit is niet alleen een technisch verhaal, maar vraagt ook om een groter vermogen van de hoofdrolspelers om de benodigde veranderingen te kunnen bewerkstelligen (Kuneler et al. 2023).

PBL | 53

4 De Regionale Structuur Warmte De regio’s pakken de actualisatie van de Regionale Structuur Warmte op verschillende manieren aan. Die verschillen worden groter nu de meeste regio’s de Transitievisies Warmte van de gemeenten hebben bekeken en geanalyseerd. Dit roept vragen op over de functie-invulling van de regio’s en de rolverdeling tussen de RES-regio’s en andere bestuurlijke niveaus zoals de provincies. Het nieuwe Nationaal Programma Lokale Warmtetransitie en de wisselwerking met het Nationale Programma Regionale Energie Strategieën bieden mogelijk kansen voor verdere aanscherping van het doel van de regionale samenwerking; waar zouden regio’s zich primair op moeten richten? De wettelijke en financiële kaders voor de warmtetransitie zijn nog grotendeels in ontwikkeling. Dit gebrek aan duidelijkheid kan het maken van concrete plannen vertragen, stellen de regio's. Ook het conflict tussen de twee warmtesystemen, het collectieve en het individuele, kan de warmtetransitie vertragen: het nationaal beleid wil sterk inzetten op collectieve warmtevoorzieningen, zoals warmtenetten. Het maken van gemeentelijke plannen voor warmtenetten verloopt echter nog niet voorspoedig.

In de tussentijd neemt het aantal individuele warmtevoorzieningen (elektrische en hybride warmtepompen) snel toe en worden nieuwe investeringen in warmtenetten hierdoor moeilijker omdat veel huizen al hun eigen warmtevoorziening hebben en geen aansluiting meer nodig hebben op zo’n warmtenet. Om de warmtetransitie op gang te houden en te versnellen, is het nodig de gebiedsgerichte aanpak van regio’s en gemeenten sneller in praktijk te brengen. In dit hoofdstuk kijken we naar de bijdrage van de RES aan de verduurzaming van de warmtevoorziening in de gebouwde omgeving door middel van de Regionale Structuur Warmte (RSW). In tegenstelling tot de opgave voor hernieuwbare elektriciteit uit zonne- en windenergie ligt er aan de RSW geen kwantitatieve doelstelling ten grondslag. De RES-opgave voor de regionale warmtetransitie bestaat uit het degelijk begeleiden van een proces, namelijk het stimuleren van bovengemeentelijke interactie rondom coördinatievraagstukken die gaan over hernieuwbare warmtebronnen. Voor de RES 1.0 hadden de regio’s de warmtevraag op regioniveau in kaart gebracht, de in de regio beschikbare warmtebronnen voor collectieve warmtenetten geinventariseerd, en gekeken naar bestaande en geprojecteerde warmte-infrastructuur.

In de eerste voortgangsrapportage van de RES is de regio’s gevraagd om de onderdelen van de RSW te actualiseren aan de hand van de Transitievisies Warmte (TVW), die in de jaren 2020 tot 2022 zijn opgesteld door de gemeenten. Daarnaast is regio’s gevraagd om denkrichtingen 19 te formuleren voor benodigde infrastructuur en warmtebronnen om de collectieve aanpak van de lokale warmtetransitie te ondersteunen. We beginnen dit hoofdstuk met het schetsen van de context waarin de regio’s hun RSW hebben opgesteld en we behandelen achtereenvolgens de procesmatige en inhoudelijke voortgang. We geven de belangrijkste conclusies en aandachtspunten voor het vervolg en sluiten af met een bredere reflectie op de fase waarin de transitie naar een duurzame gebouwde omgeving zich bevindt en de onzekerheden die daarbij horen.

19

Dit kunnen alternatieve routes zijn voor de warmtetransitie in de regio die op basis van kansen en risico’s worden geschetst. In deze routes wordt ook bepaald of en in hoeverre er een rol voor de regio in zit. Zie ook Werkblad Regionale Structuur Warmte.

PBL | 54

4.1 Context: de RSW als onderdeel van de warmtetransitie Warmtetransitie in volle gang De warmtetransitie is een transitie met een ander tempo en een andere complexiteit dan de transitie naar hernieuwbare elektriciteit. Terwijl de transitie naar hernieuwbare elektriciteit voortbouwt op een lange traditie van met name windenergie, waarvoor in het Energieakkoord (2013) al concrete doelen waren gesteld, werd voor de verduurzaming van de gebouwde omgeving tot recentelijk hoofdzakelijk gekeken naar energiebesparing bij individuele woningen (Staak & Schilder 2022). Het Klimaatakkoord heeft daar verandering in gebracht, met de doelstelling voor een aardgasvrije gebouwde omgeving in 2050 en de verduurzaming van de eerste 1,5 miljoen woningen al in 2030. Ook kregen de gemeenten de rol van regisseur van de lokale warmtetransitie toebedeeld en er kwam meer aandacht voor de collectieve aanpak.

De collectieve aanpak wordt versterkt De afgelopen drie jaar is de collectieve aanpak verder versterkt. De ‘Wet collectieve warmtevoorzieningen’ (Wcw) die naar verwachting in januari 2025 in werking zal treden heeft als doel de groei en verduurzaming van collectieve warmtesystemen in de gebouwde omgeving te faciliteren. Ook wordt met deze wet voor een duidelijke richting gekozen in de marktordening van collectieve warmte: volgens de Wcw kunnen gemeenten alleen warmtebedrijven voor een nieuw warmtekavel aanwijzen waarbij de infrastructuur in handen is van publieke partijen of waarbij publieke partijen door een meerderheidsaandeel in het warmtebedrijf doorslaggevende zeggenschap hebben over de infrastructuur (EZK 2023d).

De gemeenten zijn aan zet De regierol van gemeenten in de verduurzaming van de gebouwde omgeving wordt verder ondersteund door de ‘Wet gemeentelijke instrumenten warmtetransitie’ (Wgiw). Met deze wet kunnen gemeenten wijken aanwijzen die de komende tijd van aardgas overstappen op duurzame energie. Ook worden gemeenten verplicht om iedere vijf jaar, te beginnen in 2026, een warmteprogramma op te stellen waarin wordt beschreven in welke wijken zij de komende tijd aan de slag gaan met verduurzaming of het aardgasvrij maken. Het warmteprogramma is een verplicht programma onder de Omgevingswet die de Transitievisies Warmte zal vervangen. De Wgiw zal, net als de Wcw, naar verwachting in juli 2024 in werking treden. Dit alles vraagt om een grote sturings- en uitvoeringskracht van gemeenten die wijken moeten aanwijzen voor overstappen op duurzame energie maar ook vaak warmtebedrijven moeten oprichten om warmtenetten aan te leggen in samenwerking met andere partijen. Om de lokale uitvoering te ondersteunen is op 1 januari 2023 het Nationaal Programma Lokale Warmtetransitie (NPLW) gestart, een interbestuurlijk programma van het ministerie van Binnenlandse Zaken en Koninkrijksrelaties (BZK), het ministerie van Economische Zaken en Klimaat (EZK), de Vereniging Nederlandse Gemeenten (VNG) en het Interprovinciaal Overleg (IPO).

Door kennis en expertise beschikbaar te stellen, goede voorbeelden met elkaar te delen en het mogelijk te maken van elkaar te leren helpt het NPLW de gemeenten bij het invullen van hun regierol in de warmtetransitie.

De rol van de regio in de warmtetransitie: de RSW Zoals eerder gezegd, is de rol van de regio in de warmtetransitie het degelijk begeleiden van het proces rond bovengemeentelijke warmtebronnen, warmtevraag en infrastructuur. De regio’s wordt PBL | 55

niet gevraagd om tot afspraken te komen; die verantwoordelijkheid ligt bij de gemeenten. Ook wordt er in de opgave die door NPRES is geformuleerd niet van alle regio’s verwacht om de RSW op dezelfde manier in te vullen. Niet in alle regio’s is er sprake van bovenlokale aspecten aan de warmtetransitie. Daarmee is ‘de mate van diepgang en detaillering per regio maatwerk’, zoals in het Werkblad Regionale Structuur Warmte van NPRES is te lezen. Met het opstarten van het NPLW is een nieuwe rol aan de RES-samenwerking toegewezen. Het NPLW stelt van 2023 tot en met 2025 jaarlijks 9 miljoen euro beschikbaar om de regionale samenwerking voor de warmtetransitie te versterken. De regio’s krijgen dit uitgekeerd via een Specifieke uitkering (SPUK) van het ministerie van BZK op basis van een verdeelsleutel. Ook is er door het NPLW per RES-regio een accounthouder aangesteld. Die zijn het aanspreekpunt voor de regio, de hierbij behorende gemeenten en provincie en de hiermee samenwerkende partners. De regionale samenwerking voor de warmtetransitie lijkt dus versterkt te worden in het kader van het NPLW. Het is wel de vraag hoe deze versterking van de regionale samenwerking zich verhoudt tot de redelijk beperkte rol van de RSW in de RES -regio’s waar de invulling van de RSW sterk afhankelijk is van in hoeverre de regio daar een meerwaarde in ziet.

De verdere aanscherping van de regionale samenwerking in het kader van het NPLW zou hier meer duidelijkheid in kunnen schetsen.

4.2 Voortgang van de RSW In de RES 1.0 publiceerden de regio’s hun eerste RSW’s. In die RSW’s waren globaal twee voorkeuren voor warmteopties te onderscheiden: namelijk een voorkeur voor warmtenetten in gebieden met een hoge bevolkingsdichtheid en een voorkeur voor all-electric opties daarbuiten. Verder waren er grote verschillen in de RSW’s tusen de regio’s. Sinds de RES 1.0 is verschenen, hebben gemeenten hun Transitievisies Warmte gepubliceerd; die vormen voor de regio’s nieuwe input voor de actualisatie van de RSW’s. In deze paragraaf bespreken we welke procesmatige en inhoudelijke voortgang de regio’s hebben geboekt in de coordinatie van de warmtetransitie en gaan we in op de manier waarop ze de gemeentelijke plannen hebben geanalyseerd en conclusies hebben getrokken. Figuur 4.1

PBL | 56

4.2.1

Procesmatige voortgang: de actualisatie van de RSW’s op basis van de gemeentelijke plannen

In de Monitor RES 1.0 constateerden we een tweedeling tussen meer faciliterende regio’s die waar mogelijk ondersteuning boden aan gemeenten om hun warmtevisie op te stellen, en meer coördinerende regio’s die een regierol pakten voor de gemeentelijke warmtevisies. In de eerste voorgangsdocumenten van de RES-regio’s lijkt de verschillen tussen de regio’s groter te worden en wordt het beeld nog meer gedifferentieerd: enkele van de eerder genoemde faciliterende regio’s, die al in de RES 1.0 een beperkte rol op zich namen voor de warmtetransitie, nemen in deze fase nog meer afstand nemen van het thema warmte en laten de opgave volledig over aan de gemeenten. Tegelijkertijd is er een beperkte selectie coördinerende regio’s te zien die hun regierol verdere invulling geven door richtinggevende scenario’s te schetsen voor de bovengemeentelijke warmtetransitie. Ten slotte zijn er ook regio’s waar geen grote vooruitgang is te zien sinds de RES 1.0 en die nog zoekend zijn in de invulling van hun rol. Vaak hopen deze regio’s in de toekomst meer duidelijkheid te krijgen door zowel de concretisering van de gemeentelijke plannen als van de vaststelling van de wettelijke kaders die nationaal worden ontwikkeld (zie paragraaf 1.1. over context).

De meeste regio’s hebben de Transitievisies Warmte geanalyseerd… De RES-regio’s zijn door NPRES dus gevraagd om hun RSW’s te actualiseren aan de hand van de Transitievisies Warmte. Van de dertig regio’s hebben er ruim twee derde aan dit verzoek voldaan: ze hebben de gemeentelijke visies doorgenomen en hierover gerapporteerd in hun voortgangsrapportages. De ongeveer een derde van de regio’s die dat niet hebben gedaan zijn vaak de meer faciliterende regio’s. Zij geven aan geen meerwaarde te zien in een bovengemeentelijke coördinatie van de warmtetransitie, bijvoorbeeld omdat er geen bovengemeentelijke warmtebronnen zijn. Of ze richten zich alleen op de aanbodkant van warmte door haalbaarheidsonderzoeken over warmtebronnen te initiëren en kennisuitwisseling hierover te organiseren tussen gemeenten. Sommige regio’s worden overigens ingehaald door de provincies, zoals de Noord-Hollandse regio’s waar zowel de monitoring als de coördinatie van de gemeenten op provincieniveau opgepakt lijkt te worden.

… maar vaak geen conclusies getrokken De ruim tweederde van de regio’s die de Transitievisies Warmte hebben geanalyseerd hebben er vaak uitgebreide aparte studies over geschreven, maar trekken weinig concrete conclusies over de bovengemeentelijke aspecten van de warmtetransitie. Ze doen vooral algemene observaties zonder concrete afwegingen te maken over de inzet van specifieke bronnen en de benodigde infrastructuur. Dit heeft vaak met het niveau van uitwerking van de Transitievisies te maken, waarin nog weinig keuzes zijn gemaakt maken voor de inzet van collectieve oplossingen, en die meer zijn gefocust op no-regret-maatregelen zoals besparing. Verschillende regio’s hebben wel een update gemaakt van de verwachte vermindering van de totale warmtevraag op basis van de energiebesparingsambities die gemeenten hadden aangekondigd, maar er is minder vaak te zien in hoeverre collectieve warmteoplossingen in die vraag kunnen voorzien. De regio’s hebben dan wel verkend welke beschikbare warmtebronnen er zijn in de regio, zoals van hen gevraagd wordt, maar ze hebben hun verkenning niet gekopeld aan de plannen uit de Transitievisies Warmte.

PBL | 57

Figuur 4.2

Vier regio’s vormen denkrichtingen voor de regionale warmtetransitie Vier van de dertig regio’s hebben hun Regionale Structuur Warmte volledig geactualiseerd na de analyse van de gemeentelijke Transitievisies Warmte. Ze hebben een update gemaakt van de warmtevraag, en ingeschat hoe daaraan kan worden voldaan met individuele en collectieve warmteoplossingen. Naast de inzichten uit de Transitievisies hebben ze hiervoor ook berekeningen gebruikt over de realistische potentie van de warmtebronnen die in beeld zijn. Ook stellen ze hiervoor denkrichtingen/scenario’s op aan de hand van enkele fundamentele keuzes, zoals: kleinschalige oplossingen versus grootschalige infrastructuur of import van warmte uit nabijgelegen regio’s versus een zelfvoorzienende regio. Bij het maken van dergelijke scenario’s worden verschillende technische/financiële onzekerheden meegewogen, maar ook andere aspecten meegenomen zoals de ruimtelijke inpassing van de benodigde infrastructuur. Er worden echter nog geen definitieve keuzes door de regio’s gemaakt over de invulling van de warmtevraag, hier ligt de regie voornamelijk bij de gemeenten.

4.1 PBL-analyse Transitievisies Warmte In juni 2023 is er een analyse van het PBL gepubliceerd van de Transitievisies Warmte (TVW’s) die gemeenten in de jaren 2020 tot 2022 hebben opgesteld. Uit deze analyse bleek dat de meeste plannen nog weinig concreet waren en zich nog in een onderzoekende of voorbereidende fase be-vonden. Technische keuzes over collectieve of individuele oplossingen en tijdpaden werden vaak nog niet benoemd. In de Transitievisies die concreter waren (waar zowel voor een techniekkeuze als een tijdpad was gekozen) stonden voor 2030 plannen voor 756.000 nieuwe warmtenetaansluitingen. Ook al is dit cijfer hoger dan het nationale doel voor warmtenetaansluitingen (500.000 woningequivalenten), het laat niet meer dan een theoretische potentie zien: dit zijn alle plannen waarbij een warmtenet is genoemd als optie, ook als er in hetzelfde plan naast het warmtenet ook andere warmte-installaties als alternatieve opties genoemd worden. Bovendien is een aanzienlijk deel van deze plannen nog onzeker; voor maar 231.000 woningequivalenten heeft een plan de status ‘definitief’. In dezelfde analyse is er ook gekeken in hoeverre gemeenten specifieke bronnen beschouwen als PBL | 58

potentiële bronnen voor de collectieve warmteoplossingen en in welke mate de gemeenten een rol voor de regio zien in de verdeling van bovengemeentelijke warmtebronnen. Van de 338 geanalyseerde Transitievisies was een beperkte selectie van 35 gemeenten te vinden waar een specifieke warmtebron wordt benoemd om in de warmtevraag te voorzien. In een nog kleinere selectie wordt een beroep gedaan op bovengemeentelijke warmtebronnen waarvoor een rol voor de regio zou kunnen liggen om de eventuele verdeling van warmte op regionale schaal te organiseren. Het gaat dan hoofdzakelijk over een aantal grote projecten zoals het net in Zuid-Holland met de ge-plande aanleg van WarmtelinQ of het warmtenet tussen Hengelo en Enschede gevoed vanuit Twence. Daarnaast gaat het om enkele gemeenten die restwarmte uit een naastgelegen, dichter bevolkte gemeente zouden willen gebruiken. Buiten een beperkt aantal lopende projecten, komt het dus relatief weinig voor dat uit de Transitievisie een grote warmtebron in een andere gemeen-te concreet wordt gezocht. Mogelijk wordt de regionale opgave om warmte te verdelen groter als gemeenten bij de volgende ronde van Transitievisies Warmte hun plannen concreter maken. Ook geven sommige gemeenten aan in regionaal verband niet alleen naar de verdeling van warmtebronnen te willen kijken, maar nadrukkelijk ook naar andere gemeenteoverstijgende kwesties.

Zo heeft een aantal gemeenten al aangekondigd om in regionaal verband onderzoek te willen doen naar de mogelijkheden voor de lokale productie van groen gas.

Regio’s (en provincies) blijven gemeenten faciliteren en ondersteunen Ook in deze fase van de regionale plannen blijven de meeste regio’s gemeenten ondersteunen en helpen bij het vormgeven van hun warmteplannen. Zo helpen ze de gemeenten door kennisuitwisseling mogelijk te maken; in meerdere regio’s is er sprake van werkgroepen of ‘warmtetafels’ waar provincies, netbeheerders en soms ook universiteiten met elkaar samenwerken om de warmtetransitie vorm te geven. De regio’s signaleren wel dat de voortgang van dergelijke activiteiten in het geding is door capaciteitsgebrek. Een mogelijke oplossing hiervoor zien ze in de ondersteuning die het NPLW biedt via de specifieke uitkering (SpUK) die hiervoor voor de regio’s beschikbaar wordt gesteld. Naast kennisuitwisseling ondersteunen meerdere regio’s de gemeenten ook bij praktische zaken, zoals het verkrijgen van financiering voor de verduurzaming van woningen en gebouwen. Regio’s en provincies maken overzichten van zowel Rijks- als provinciale of gemeentelijke subsidiemogelijkheden voor gebouweigenaren of zetten zich in voor het gezamenlijk aanvragen van rijkssubsidies (bijvoorbeeld via het Nationaal Isolatieprogramma).

Coördinerende regio’s: actief vormgeven aan de collectieve aanpak Een meer coördinerende functie hebben de regio’s bij de eerste concrete initiatieven voor het oprichten van een regionaal of provinciaal warmtebedrijf. Volgens het voorstel voor de Wet collectieve warmtevoorzieningen (Wcw) zullen vanaf 2032 alleen bedrijven die voor minstens de helft in publieke handen zijn 20 een collectieve warmtevoorziening mogen aanleggen. Dit kan tot veel organisatorische complexiteit leiden bij gemeenten die een eigen warmtebedrijf zouden moeten oprichten om warmtenetprojecten op te starten. Een concrete oplossing wordt gegeven door de provincie Gelderland die in 2023 het eerste provinciaal warmtebedrijf heeft opgericht, het Gelders