6. Achtergrondrapportage RES 1.0 West-Brabant.pdf

45

Naast voldoende regionale netcapaciteit is ook voldoende capaciteit op het hoogspanningsnetwerk een essentiële voorwaarde om de RES 1.0 te realiseren. Uit de netimpactanalyse komt naar voren dat de capaciteit om de opgewekte elektriciteit te kunnen invoeden op het hoogspanningsnet (de ‘teruglevercapaciteit’) bij 7 stations niet voldoende is. Dit vraagt om aanpassingen op het hoogspanningsnetwerk. In de Netvisie die TenneT en Enexis in 2021 opstellen komt dit verder aan de orde.

Kosten De kosten voor de aanpassingen worden voorlopig geschat op 320 tot 460 miljoen euro tussen nu en 2030. Dit zijn de kosten voor Enexis, de kosten voor TenneT zijn op dit moment nog niet in te schatten. Benodigde investeringen per netvlak voor de regio West-Brabant 500 450 400

Miljoen euro’s

350 HS/MS-stations

300

MS-stations*

250

MS-kabels*

200

MS/LS-stations* LS-kabels*

150 100 50 0 Min. totale kosten

Max. totale kosten

Figuur 6.5. Inschatting en verdeling kosten Enexis. Netimpactanalyse RES West-Brabant, Enexis, Tennet & NetbeheerNL, 2020.

Geen uitbreiding nodig

3 stations

Uitbreiding nodig na 2025

5 stations

Uitbreiding nodig in 2025 of eerder

5 stations

Uitbreiding nu nodig

0 stations

Systeemefficientie-verbeteringen De netimpactanalyse laat ook mogelijkheden zien om de impact op het net verder te beperken. Dit gaat bijvoorbeeld om toepassing van cable pooling (zon en wind op dezelfde aansluiting), het optimaliseren van de zon-wind-verhouding, en het slim aansluiten van projecten op stations, zowel qua locatie als qua planning. Een deel van de aanbevelingen uit de netimpactanalyse is al verwerkt in de RES 1.0. Een deel van de mogelijkheden werken we in het kader van de acties uit het Uitvoeringsprogramma verder uit.

Figuur 6.4. Benodigde uitbreidingen op stations. Netimpactanalyse RES West-Brabant, Enexis, Tennet & NetbeheerNL, 2020.

46

7. Warmte 7.1. Inleiding In dit hoofdstuk onderbouwen en verantwoorden we de keuzes die we maken in de RES 1.0 op het gebied van warmte. We focussen ons hierbij op de gebouwde omgeving, behalve bij de warmtebronnen (paragraaf 7.5). Die beschouwen we – conform de handreiking RES – over de sectoren heen. De opgave voor warmte kent, meer dan die voor elektriciteit, nog veel onzekerheden. Omdat er bij warmte nog veel technologische en economische vragen moeten worden opgelost, staan de komende jaren sterk in het teken van ‘leren in de praktijk’. We sluiten wijken en buurten aan op andere warmtebronnen dan aardgas en leren ondertussen technische, economische en sociale voorwaarden voor het opschalen. 7.2. De opgave in de gebouwde omgeving De bespaar- en verduurzamingsopgave voor de gebouwde omgeving in West-Brabant is -volgens de huidige inzichten- zo’n 5,5 TWh tot 2050. In 2018 werd 5,8 TWh gebruikt door de gebouwde omgeving (zie paragraaf 5.4); een klein deel (0,3 TWh) komt uit hernieuwbare bronnen die we ook in de toekomst kunnen blijven gebruiken, zoals warmte uit de lucht of bodem of uit lokale biomassa. De meeste warmte kwam uit aardgas (4,9 TWh) en van de Amercentrale (0,6 TWh, waarvan 0,1 TWh kolen en 0,5 TWh biomassa). Dit zijn bronnen waar we op de lange termijn waarschijnlijk niet meer in huidige omvang gebruik van zullen maken.

Dat betekent dat we voor de gebouwde omgeving 5,5 TWh aan andere, hernieuwbare bronnen moeten vinden of het warmtegebruik moeten verminderen. Op basis van de Klimaat- en Energieverkenning kiezen we voor een besparingsambitie van ongeveer 15% besparing in 2030 ten opzichte van 2019 (zie paragraaf 7.3). Voor West-Brabant zou dit neerkomen op zo’n 0,9 TWh. In dat geval komt de resterende opgave voor duurzame warmteproductieneer op zo’n 4,6 TWh. Een deel hiervan kan overigens ook worden ingevuld met extra warmtebesparing na 2030. Opgave warmtetransitie gebouwde omgeving 2050 Hernieuwbare warmteproductie huidig Opgave warmtebesparing 2019 tot 2030, 15% Opgave duurzame warmteproductie (incl. besparing na 2030)

5,8 TWh 0,3 TWh 0,9 TWh 4,6 TWh

de inzichten uit de maatschappelijke kosten- en batenanalyse (MKBA) die we hebben laten uitvoeren (SEO, 2020; zie energieregiowb.nl) • We zetten in op een forse 15% warmtebesparing. Besparen is vaak kosteneffectief, en ook nodig omdat er (nog) weinig betaalbare en duurzame warmtebronnen zijn. • We verkennen de uitbreiding van het regionale warmtenet naar stedelijke en/of andere gebieden met een hoge warmtedichtheid en -vraag. Een warmtenet is hier een oplossing met relatief beperkte maatschappelijke kosten. Een belangrijke voorwaarde is dat er zicht is op voldoende grote warmtebronnen voor de lange termijn. • We zetten in op individuele warmtesystemen in gebieden met een lage dichtheid van de warmtevraag en gebieden met onvoldoende ruimte in de grond voor leidingen van warmtenetten. o Het gebruik van groen gas heeft de laagste maatschappelijke kosten. Groen gas is echter beperkt beschikbaar (slechts 10 - 20% van de woningen zal er gebruik van kunnen maken, afhankelijk van de mate van energiebesparing, het gebruik van hybride ketels en zonthermie). Daarom moeten we groen gas slim toepassen. All-electric is een (duurder) alternatief. • Lokale bronnen en netten leiden tot relatief hogere maatschappelijke kosten (SEO, 2020).

We gaan daarom eerst experimenten uitvoeren en kennisnemen van lokale en landelijke ervaringen, om beter zicht te krijgen op de juiste voorwaarden voor de inzet van deze bronnen. 7.4. Besparing van warmte Keuzes in de RES West-Brabant We stimuleren 15% besparing op het gebruik van warmte in de gebouwde omgeving in 2030 (van 5,8 naar 4,9 TWh). Er zijn slechts in beperkte mate studies en voorspellingen beschikbaar over de besparing van warmte in de gebouwde omgeving op de lange termijn. De meest recente bekende cijfers voor 2050 zijn afkomstig van het PBL (2012). Deze studie vermeldt

7.3. Onze strategie Onze strategie voor de verduurzaming van de regionale warmtevoorziening in WestBrabant baseren we op vier pijlers. Die strategie en pijlers hangen nauw samen met 47

een verwachte warmtebesparing van ongeveer 20% in 2050.13 Dit is een conservatieve inschatting: in deze cijfers zitten nog niet de maatregelen verwerkt die in het kader van het Klimaatakkoord zijn voorgesteld. In het licht van de voorspelling voor 2030 van PBL (15% warmtebesparing) achten we een hogere besparing in 2050 dan 20% haalbaar. We hanteren voor de periode 2030-2050 een besparingspercentage van 1% per jaar, gebaseerd op het gemiddelde besparingspercentage in de afgelopen jaren. Dit brengt de totale voorspelling voor de warmtebesparing in 2050 op 35%. Dit percentage is ook gebruikt voor de inschatting van de warmtemix in 2040-2050 (zie paragraaf 7.7 en bijlage 5). Voor de periode tot 2030 hebben we wel een concretere ambitie voor warmtebesparing opgenomen. Hier biedt de Klimaat- en Energieverkenning 2020 een actueel aanknopingspunt: de KEV verwacht tussen 2019 en 2030 een besparing in het gebruik van energie voor warmte in de gebouwde omgeving van ongeveer 15%.14 Dit is inclusief de maatregelen uit het Klimaatakkoord. In West-Brabant sluiten we ons hierbij aan: we stellen onszelf een ambitie van 15% warmtebesparing in 2030 ten opzichte van 2019. Het realiseren hiervan betekent een stevige opgave. Hiervoor zullen extra stimulansen nodig zijn. De instrumenten die we hiervoor inzetten staan beschreven in het Uitvoeringsprogramma. 7.5.

Warmtebronnen Keuzes in de RES West-Brabant Grootschalige verwerking van buitenlandse biomassa, warmte uit restafval en aardgas zien we als transitieoplossingen. We benutten de hernieuwbare warmtebronnen (o.a. warmte uit water, bodem en lucht) in onze regio zo goed mogelijk. We beogen in 2030 1 miljoen ton regionale biomassa in te zetten voor grondstoffen, warmte of elektriciteit. We maken een regionale bronnenstrategie om vraag en aanbod optimaal op elkaar af te stemmen. Transitiebronnen Op de lange termijn (2050) zullen we ook in West-Brabant geen aardgas meer verbruiken. Het gebruik neemt ook de komende jaren al af. Dat kan door ander gas te gebruiken, door combinaties met andere technieken (hybride CV-ketel) of door over

13 PBL, 2012. https://www.pbl.nl/publicaties/naar-een-duurzamere-warmtevoorziening-vande-gebouwde-omgeving-in-2050

te stappen op andere warmtebronnen. Warmte uit restafval en buitenlandse biomassa zijn transitieoplossingen. Deze bronnen geven de tijd om te werken aan duurzame alternatieven voor warmte in het Amernet en andere warmtenetten in de regio. Op de langere termijn zien we geen toekomst voor grootschalig gebruik van deze bronnen: vanwege de transitie naar een circulaire economie en vanwege de beschikbaarheid van lokale biomassa. We volgen vooralsnog het landelijke beleid over de inzet van biomassa in de energietransitie. Dit betekent dat duurzame (ook geïmporteerde) biomassa ook op termijn een optie is, maar zo beperkt en hoogwaardig mogelijk moet worden toegepast. Dit betekent dat biomassa voor de meeste sectoren een transitiebrandstof is. En we willen biomassa zo hoogwaardig mogelijk gebruiken. Hernieuwbare warmtebronnen In West-Brabant zijn er diverse hernieuwbare warmtebronnen aanwezig die potentie hebben voor gebruik in de gebouwde omgeving en in andere sectoren. Bron

Potentie

Opmerking

Bodemenergie

0,2 TWh

Warmte uit WKO en bodemwarmtepompen. WKO potentieel West Brabant, Warmte Atlas, 2020

Aerothermie

Zeer groot

Warmte uit de lucht. Lage temperatuur warmte, in combinatie met elektriciteit.

Zonthermie

1,7 TWh

Warmte uit zonnecollectoren. O.b.v. realistische warmtevraag.

Droge biomassa

0,1 TWh

Biomassa uit droge stof (bijv. resthout). RHDHV, Verkenning potentieel bio-energie RES-en Brabant, 2019

Natte biomassa

0,7 TWh

Biomassa uit natte stromen (bijv. RWZI’s). Groengaspotentie voor de gebouwde omgeving, CE Delft, 2020

Restwarmte

5,0 TWh

Restwarmte uit industrie, bedrijven, datacenters, etc. Warmtebronnenregister, 2020

Aquathermie

1,7 TWh

Geothermie

3,3 TWh

Warmte uit oppervlakte-, afval- en drinkwater. Aquathermie potentieel West Brabant, Warmtebronnenregister, 2020 Ondiepe geothermie: lage temperatuur aardwarmte (3,3 TWh). Diepe geothermie: aardwarmte van meer dan 500 meter diep (potentie nog grotendeels onbekend), Warmtebronnenregister, 2020

Tabel 7.1: Technische potentie hernieuwbare warmtebronnen

14 https://www.pbl.nl/publicaties/klimaat-en-energieverkenning-2019 https://www.pbl.nl/pu-

blicaties/klimaat-en-energieverkenning-2020

48

Toelichting bij de hernieuwbare warmtebronnen: • Bodemenergie. Bodemenergie is een verzameling van het potentieel aan WKO en het potentieel van bodemwarmtepompen (Bron: Warmteatlas). Eventuele effecten van aangepast toekomstig bodembeleid van de provincie zijn hierin nog niet meegenomen. • Aerothermie. Het gebruik van luchtwarmte heeft in principe geen limiet. Wel is dit de optie met het hoogste elektriciteitsverbruik van alle warmtepomp-opties. Aerothermie vereist, net als veel andere lage temperatuur bronnen, dat woningen geïsoleerd zijn op minimaal ongeveer label B-niveau (Bron: Expert judgement RHDHV). • Zonthermie. Zonthermie heeft (theoretisch) veel potentie. De hier weergegeven waarde is gebaseerd op een realistische warmtevraag. De warmtevraag van de gebouwde omgeving waarin zonthermie zou kunnen voorzien bedraagt 0,6 TWh. Bij toepassing van zonthermie in de glastuinbouw gaat het om het zogenaamde gesloten kas-concept. In het gesloten kas-concept fungeert de kas als de zonnecollector in de zomer. De warmte wordt opgeslagen in een WKO en in de winter ingezet voor het verwarmen van de kassen. Het huidige warmteverbruik van de kassen in West Brabant is 8,0 PJ (2,2 TWh). Uitgaande van een marktpenetratie van 50% in 2050 van de gesloten kas heeft zonthermie in de glastuinbouw een omvang van 1,1 TWh.

De totale mogelijke omvang van zonthermie in 2050 is daarmee 1,7 TWh (Bron: Expert judgement RHDHV). • Droge biomassa. Dit betreft het daadwerkelijk beschikbaar potentieel aan droge biomassa (bijv. knip- en snoeihout, grof tuinafval, A-hout fractie uit de industrie, etc.) dat naar alle waarschijnlijkheid aan energiedoeleinden besteed kan worden (Bron: studie RHDHV in opdracht van Provincie Noord-Brabant, 201915). • Natte biomassa. Dit betreft het daadwerkelijk beschikbaar potentieel aan natte biomassa (bijv. mest, RWZI slib, restproducten akkerbouw, bermmaaisel, afval uit de VGI industrie en gft-afval, etc.) dat naar alle waarschijnlijkheid aan energiedoeleinden besteed kan worden (Bron: Groengaspotentie voor de gebouwde omgeving in West- Brabant, CE Delft, 2020). • Restwarmte. In de zomer van 2020 heeft de provincie Noord-Brabant een restwarmte-enquête uitgevoerd onder 236 bedrijven met een respons van 110 bedrijven. De bedrijven die gereageerd hebben, willen overwegend meewerken aan de uitkoppeling van restwarmte. Aanvullend is gekeken naar de grootverbruikers van warmte. Dit telt op tot een restwarmte potentieel van 5,0 TWh verdeeld over bedrijven (1,5 TWh), bio-energie en energie uit afval (1,1 TWh) en

15 http://rhk.maps.arcgis.com/apps/MapSeries/index.html?appid=98782fc28d2a4b0a8bc0f5d9a3dbe407

•

•

•

elektriciteitscentrales (2,4 TWh). (Bronnen: Restwarmte enquête, NEA EU ETS, Werkgroep Afvalregistratie, expert judgement RHDHV). Aquathermie. De Warmteatlas vermeldt een totaal potentieel van 45,8 TWh aan aquathermie. De hoeveelheid aquathermie in (de buurt van) stedelijk gebied is echter veel lager: 1,7 TWh. Omdat voor aquathermie vraag en aanbod zich bij voorkeur dicht bij elkaar bevinden, hanteren we dit laatste getal als (meer realistische) inschatting van de potentie van aquathermie (Bron: Warmteatlas, 2020). Geothermie. Het Warmtebronnenregister geeft inzicht in de potentie van geothermie op een diepte tussen de 250 en 1.250 m. Potenties vanaf 2 TJ/ha worden als kansrijk gezien voor verdere ontwikkeling. Het betreft 8,1 TWh in de gemeenten Oosterhout (0,9 TWh), Geertruidenberg (1,1 TWh) en Altena (6,2 TWh). Vanwege het thermisch herstel van geothermiebronnen iedere 30 tot 40 jaar kan het hele potentieel niet gelijktijdig benut worden. Dit maakt het netto potentieel 4,1 TWh, wanneer optimale bovengrondse plaatsing van de geothermie doubletten mogelijk is en ondergronds geen sprake is van verstorende breuken. Houden we hierdoor rekening met 20% verlies, dan is het daadwerkelijk beschikbare potentieel 3,3 TWh. (Bron: Warmtebronnenregister Noord-Brabant, 2020). Eventuele effecten van aangepast toekomstig bodembeleid van de provincie zijn hierin nog niet meegenomen.

Waterstof. Waterstof is in feite geen bron maar een drager (er is veel elektriciteit en/of aardgas nodig om waterstof te maken). We verwachten dat waterstof schaars en duur zal zijn, en eerst zal worden gebruikt voor (energie-intensieve) industrie en (zware) mobiliteit. We gaan ervan uit dat waterstof tot 2030 niet op grote schaal gebruikt zal worden in de gebouwde omgeving.

Economische potentie groen gas Uit de Maatschappelijke Kosten- en Batenanalyse voor warmteoplossingen in Westen Hart van Brabant (SEO, 2020) blijkt de optie met nadruk op groen gas, het meest gunstig beoordeeld te worden. Aandachtspunt is de beschikbaarheid van het groen gas voor de gebouwde omgeving. Om daar meer helderheid in te krijgen heeft CE Delft de groengaspotentie berekend die in 2030 en 2050 in West-Brabant gebruikt kan worden voor de gebouwde omgeving. Het aantal gebouwen dat in West-Brabant gebruik kan maken van groen gas is dan afhankelijk van de mate van energiebesparing en aanvullende maatregelen (naast groen gas) zoals een hybride ketel en individuele zonthermie.

49

Overigens is groen gas op dit moment nog niet beschikbaar op de particuliere markt. Verwacht wordt dat dat op termijn wel gaat gebeuren, indien de beoogde toename in productie van groen gas daadwerkelijk gerealiseerd wordt. Het resultaat van deze berekeningen is weergegeven in onderstaande tabel. Gelet op de onzekerheden in de ontwikkeling van de beschikbaarheid van groen gas voor de gebouwde omgeving is er met drie scenario’s gerekend: Laag 30.000.000

Midden 45.500.000

Hoog 60.900.000

% woningen zonder maatregelen (CE Delft)

5,4%

8,2%

11%

% woningen met 35% besparing zonthermie en hybride ketels (SEO)

17%

25%

33%

Groen gas voor gebouwde omgeving in 2050 (CE Delft)

Tabel 7.2 Potentie groen gas

In de RES 1.0 is voorzichtigheidshalve uitgegaan van het lage scenario. Dit komt overeen met het aandeel wat geproduceerd kan worden met de biomassastromen vanuit de gebouwde omgeving zelf (met name GFT en rioolslib). In de berekeningen zijn de volgende ontwikkelingen meegenomen: • Er is rekening gehouden met concurrentie in de vraag naar verschillende biomassareststromen voor diverse toepassingen. • Er is rekening mee gehouden dat er meerdere sectoren zijn die groen gas willen inzetten. Hiertoe is gebruik gemaakt van de data van de 2050-scenario’s ‘Regionaal’ en ‘Nationaal’ uit de integrale infrastructuurverkenning 2030-2050 (Berenschot en Kalavasta, 2020). Uit deze scenario’s komt een bandbreedte van het aandeel groen gas voor de gebouwde omgeving naar voren van 41% tot 83%. • Er is rekening gehouden met ontwikkelingen op beschikbaarheid van biomassa: een vermindering van vaste biomassastromen in verband met toepassing in de biobased industrie, maar een toename van natte biomassastromen zoals mest en slib. Daarnaast is de mestproductie gereduceerd met 5% in 2030 en 15% in 2050, aansluitend bij de huidige beleidsinzet op verlaging van ammoniakuitstoot van de veeteelt.

• De berekende economisch beschikbare groengashoeveelheden voor heel Nederland zijn geschaald naar de regio West-Brabant op basis van het aandeel van deze regio in de huidige aardgasvraag in de gebouwde omgeving in Nederland.

•

Een forse toename van superkritische vergassing. Dit is een innovatieve techniek die nu nog niet op grote schaal wordt toegepast. CE Delft acht een toename naar 40% in 2030 en 60% in 2050 haalbaar. Met deze techniek verdubbelt de groen gasproductie met dezelfde hoeveelheid biomassa.

Bronnenstrategie In aanloop naar de RES 2.0 gaan we als regio gezamenlijk onze bronnenstrategie verder uitwerken. We richten ons in de regionale samenwerking op bronnen waar we op regionale schaal afspraken over moeten maken. Dit zijn de grote, regionale bronnen (bronnen die vanwege hun aard en omvang als vanzelf regionaal zijn) en bronnen met een regionaal verdelingsvraagstuk (bronnen die weliswaar lokaal aanwezig zijn maar vanwege hun transporteerbaarheid of hun effect op buurgemeenten een verdelingsvraagstuk kennen). Lokale bronnen (kleinere bronnen die niet transporteerbaar zijn en dus geen verdelingsvraagstuk kennen) vallen onder de lokale bronnenstrategie. Ze zijn vooral van belang voor de lokale Transitievisies Warmte. Regionale bronnenstrategie

Lokale bronnenstrategie

Grote regionale bronnen

Bronnen met regionaal verdelingsvraagstuk

Lokale bronnen zonder regionaal verdelingsvraagstuk

Geothermie

Biomassa

Bodemwarmte

Industriële restwarmte

Groen gas

Luchtwarmte

Aquathermie (groot)

Aquathermie (klein) WKO

Andere kleine bronnen Tabel 7.3: Overzicht bronnen in relatie tot bronnenstrategieën

Onze warmtestrategie (paragraaf 7.3) geeft ook de hoofdlijnen van de bronnenstrategie. De bronnenstrategie schetst de samenhang in de beschikbaarheid van bronnen naar omvang, plaats en tijd. We zetten primair in op het besparen van energie, op grote bronnen voor regionale warmtenetten, op warmte uit groen gas (in combinatie met zonthermie) op specifieke plekken, en secundair op lokale bronnen en allelectric.

50

De warmtestrategie spreekt zich nog niet uit over de balans van vraag en aanbod van fossiele en duurzame warmte in de tijd. Er is nog veel onzeker. Een eerste technische inschatting voor de verdere verduurzaming van onze bronnen in de tijd, gebaseerd op de kennis van nu16, is als volgt: • Op korte termijn kunnen zonthermie en lucht- en bodemwarmte duurzame warmte leveren. Lucht- en bodemwarmte, als in all-electric oplossingen met een warmtepomp, zijn er technisch wel, maar vergen kostbare ingrepen aan gebouwen. • Over een jaar of vijf, vanaf 2025, zullen aquathermie, lokale biomassa en restwarmte naar verwachting breder worden toegepast. De hoogte van de ontwikkelkosten en de onzekere wettelijke regels voor warmtenetten zijn belangrijke aandachtspunten. Aquathermie moet voor bestaande bouw nog kostenefficiënter worden, het aanbod van lokale biomassa groter. • Op lange termijn, vanaf zo 2030, zijn geothermie, waterstof en synthetische gassen naar verwachting klaar voor grootschaliger gebruik. Voor geothermie hangt dat eerst nog af van de technische potentie van de ondergrond van West-Brabant. De mogelijkheden van het gebruik van waterstof voor de verwarming van de gebouwde omgeving zijn nog onzeker en hangen samen met de industriële behoefte en claim.

Op weg naar de RES 2.0, parallel met de ontwikkeling van de lokale Transitievisies Warmte, werken we onze regionale bronnenstrategie verder uit. We bekijken dan onder andere welke combinaties van vraag en aanbod van warmte het beste passen: waar gebruiken we lokale biomassa voor, wat kunnen we met industriële restwarmte uit Moerdijk? We werken dan ook de routekaart verder uit: wanneer komt welke bron beschikbaar, en hoe verhoudt zich dit tot de vraagontwikkeling in de tijd? Dan wordt duidelijker of er voldoende bronnen zijn om in de regionale warmtebehoefte te voorzien en welke eisen worden gesteld aan regionale energienetten.

16

MKBA Warmtetransitie West-Brabant en Hart van Brabant, SEO, 2020; Groengaspotentie voor de gebouwde omgeving in West-Brabant, CE Delft, 2020.

51

52

o.a.:

53

7.6.

Warmte-infrastructuur en warmteoplossingen

Keuzes in de RES West-Brabant We verkennen de uitbreiding van het regionale warmtenet naar stedelijke en/of andere gebieden met een hoge warmtedichtheid en -vraag. We zetten in op individuele warmtesystemen in gebieden met een lage dichtheid van de warmtevraag en gebieden met onvoldoende ruimte in de grond voor leidingen van warmtenetten. We gaan experimenten uitvoeren en kennis nemen van lokale en landelijke ervaringen over de inzet van lokale bronnen in lokale netten, om beter zicht te krijgen op de juiste voorwaarden voor de inzet van deze bronnen en netten. Er zijn verschillende manieren om hernieuwbare warmte van de bron naar de gebruiker te krijgen. In de basis zijn er twee methodes: via een collectief warmtenet (grootschalig of lokaal) of via een individuele oplossing (op groen gas of biomassa of allelectric17). De keuze voor een bepaalde warmteoplossing hangt onder meer af van de beschikbare bronnen, de omvang en dichtheid van de vraag en de benodigde temperatuur. Grootschalige warmtenetten kunnen een energie-efficiënte en kosteneffectieve oplossing zijn op plekken waar de vraag groot is, de dichtheid hoog en er grootschalige bronnen aanwezig zijn (SEO, 2020). In West-Brabant komen vooral Breda-Oosterhout (Amernet) en de omgeving van Moerdijk hiervoor in aanmerking (in totaal ongeveer 30% van alle woningen, zie ook paragraaf 7.7).

Het ruimtebeslag (in ieder geval bovengronds) is klein, en het effect op landschap is daarmee beperkt. De aanleg van grootschalige warmtenetten is echter niet flexibel: ligt er eenmaal een warmtenet dan is dit een tamelijk definitieve ingreep: de technische en economische levensduur van een groot warmtenet is tientallen jaren. Ook het draagvlak voor warmtenetten (stadsverwarming) is een aandachtspunt. Bovendien zijn voor grootschalige warmtenetten grootschalige warmtebronnen nodig die bij voorkeur over 20 jaar of meer worden afgeschreven. Met name geothermie lijkt hiervoor kansrijk, maar de beschikbaarheid hiervan is nog onzeker. Daarom ondernemen we in het Uitvoeringsprogramma verschillende activiteiten ten aanzien van deze grootschalige bronnen. Lokale warmtenetten hebben voor een groot deel vergelijkbare eigenschappen als grootschalige warmtenetten. Met een aantal significante verschillen: ze vereisen een 17 Gesproken wordt van ‘all-electric’ wanneer gebruik gemaakt wordt van een warmtepomp voor ruimteverwarming en de productie van warm tapwater. Dit kan aangevuld worden met de inzet van infraroodpanelen. Koken gebeurt elektrisch.

minder hoge dichtheid, een minder grote vraag en kunnen toe met kleinschaligere warmtebronnen dan grootschalige warmtenetten. Ze zijn dan ook niet (of minder) afhankelijk van de beschikbaarheid van geothermie, maar kunnen ook draaien op kleinere bronnen als aquathermie of lokale biomassa. Een groter deel van de regio komt daarom voor lokale warmtenetten in aanmerking (niet alleen de steden, maar ook de wat kleinere kernen). Lokale netten op basis van kleinschalige bronnen zijn in het algemene echter wel duurder dan regionale netten op grootschalige bronnen (SEO, 2020), met grotere maatschappelijke kosten tot gevolg. Daarom gaan we de komende periode experimenten uitvoeren en kennis nemen van lokale en landelijke ervaringen over de inzet van lokale bronnen in lokale netten, zodat we beter zicht krijgen op de voorwaarden waaronder lokale netten zo goed (en kosteneffectief) mogelijk kunnen worden ingezet. Ook onderzoeken we de mogelijkheden voor het koppelen van lokale netten aan grotere regionale netten. All-electric oplossingen combineren een lage temperatuur warmtebron (bodemwarmte, luchtwarmte, zonthermie of aquathermie) met een (individuele) warmtepomp op elektriciteit. Deze systemen vergen doorgaans aanpassingen aan de woningen, zeker bij oudere woningen, met de bijbehorende kosten. All-electric oplossingen zijn daarmee een relatief dure optie (SEO, 2020).

All-electric oplossingen zijn wel minder afhankelijk van de aanwezige warmtebronnen (bodemwarmte kan op veel plekken gebruikt worden, en luchtwarmte is overal), waarmee deze oplossing in principe overal in de hele regio toegepast kan worden. Een nadeel ten opzichte van warmtenetten is het grotere elektriciteitsverbruik van warmtepompen. Meer allelectric verwarming zorgt voor meer elektriciteitsvraag, met meer opwek en een grotere belasting van het elektriciteitsnet tot gevolg. Op basis van een regionale inschatting is de verwachting dat voor zo’n 45% van de woningen een all-electric oplossing het meest voor de hand ligt. Op basis van de warmtemix 2040-2050 is een onderverdeling gemaakt naar opties (zie ook bijlage 5): − − −

Bodemwarmte Luchtwarmte Zonthermie

10% 60% 25%

bodemwarmtepompen tot circa 100 m diep luchtwarmtepompen zonneboiler met warmteopslag

Dit brengt richting 2050 naar verwachting een extra belasting op het elektriciteitsnet van zo’n 0,5 TWh met zich mee, richting 2030 zo’n 0,1 TWh. Deze getallen zijn berekend op basis van het verwachte aandeel all-electric oplossingen in de regio (zie ook

54

bijlage 5), een gemiddelde COP voor warmtepompen van ongeveer 3 (een gemiddelde warmtepomp gebruikt jaarrond ongeveer 1 GWh elektriciteit om 3 GWh warmte te produceren). Deze extra belasting van het elektriciteitsnet werken we gezamenlijk verder uit richting de RES 2.0 (Zie het uitvoeringsprogramma). Verwarming op (groen) gas of biomassa (droge biomassa (m.n. hout en houtpellets), groen gas, waterstof, of, in de transitiefase: aardgas) vraagt doorgaans relatief beperkte ingrepen per woning en is daarmee een relatief betaalbare oplossing. In het geval van gas kan het bestaande gasnet worden benut. Omdat beperkte investeringen nodig zijn is het ook een flexibele oplossing. De grootste onzekerheid is de beschikbaarheid van biomassa en groen gas (en/of waterstof) voor de gebouwde omgeving, met name op de langere termijn. Het aanbod biomassa is beperkt (in de huidige staat van de woningen kan naar verwachting ongeveer 10% er gebruik van maken), terwijl de vraag naar groen gas waarschijnlijk zal toenemen: ook andere gebruikers hebben alternatieve warmtebronnen nodig. Daarnaast zijn er in de (chemische) industrie ontwikkelingen waarin groene waterstof en groene gassen als basis worden gebruikt voor producten (feedstock) wanneer deze industrieën een omschakeling maken naar een circulaire economie.

Mede daarom is de verwachting dat op de lange termijn slechts voor een beperkt deel van de woningen (ordegrootte 10%) een warmteoplossing op groen gas voor de hand liggende optie is (CE Delft, 2020). Dit percentage kan verder oplopen (tot ongeveer 20%), indien groen gas gecombineerd wordt met isolatie, zonnecollectoren en hybride warmtepompen. De beschikbaarheid en verdeling van biomassa en biogas werken we verder uit in de regionale bronnenstrategie. 7.7. De regionale warmtestructuur In de RES 1.0 is de Regionale Warmtestructuurkaart opgenomen (p. 30). De warmtestructuur bestaat uit 2 hoofdelementen. Allereerst de aanwezige warmtebronnen (zie paragraaf 7.4), die voor zover mogelijk geografisch zijn geduid op kaart op basis van met name GIS-data uit de Warmteatlas. En daarnaast 3 verschillende zones met daarin een eerste inschatting van de mix van warmtebronnen en voor de hand liggende warmteoplossingen. De warmtemix in 3 verschillende zones Niet ieder gebied in de regio is hetzelfde: warmtebronnen zijn niet evenredig verdeeld over de regio, de warmtevraag verschilt van gebied tot gebied, en ook de dichtheid van de vraag verschilt. Dit maakt dat voor verschillende delen van de regio verschillende bronnen en warmteoplossingen voor de hand liggen. Op de warmtestructuurkaart zijn zodoende drie verschillende zones geduid.

De zones zijn indicatief, ter illustratie, niet ‘voorschrijvend’ bedoeld en niet ‘hard’ afgebakend.

Om tot deze zones te komen zijn eerst de relevante karakteristieken van de gemeenten in de regio in beeld gebracht aan de hand van drie criteria: • Welke potentiële warmtebronnen er in die gemeente aanwezig zijn; • Hoe groot de warmtevraag is en wat de dichtheid van die vraag is (zie tabel 7.4); • Welke temperatuur warmte de gebouwen in die gemeente vragen; Op basis hiervan is een expert judgement opgesteld: wat de verwachte mix is van warmteoplossingen (grootschalige warmtenetten, kleinschalige warmtenetten, allelectric en biogas/biomassa) en een eerste inschatting van een mogelijke bronnenmix in 2040-2050 (zie ook bijlage 5). Gemeente

Warmteverbruik gebouwde omgeving [GWh]

Verbruik in kern [GWh]

Aandeel in kern [%]

Woningen

1

Alphen-Chaam

52

20

39%

4.214

2

Altena

205

119

58%

21.482

3

Baarle-Nassau

46

15

35%

2.746

4

Bergen op Zoom

365

175

48%

29.738

5

Breda

646

477

74%

81.649

6

Drimmelen

179

54

31%

11.501

7

Etten-Leur

303

96

32%

18.408

8

Geertruidenberg

93

49

52%

9.553

9

Halderberge

138

80

58%

13.027

10

Moerdijk

288

80

28%

16.116

11

Oosterhout

253

137

54%

24.248

12

Roosendaal

353

203

58%

34.718

13

Rucphen

94

55

58%

9.534

14

Steenbergen

344

48

14%

10.006

15

Woensdrecht

104

59

57%

9.642

16

Zundert

124

48

39%

9.197

1.718

48%

305.779

Totaal

3.586

Tabel 7.4: De indicatieve verduurzamingsopgave (na 35% besparing) per gemeente in 2050, inclusief welk deel van de opgave in de woonkernen is gelegen. Aangenomen is dat woonkernen zich lenen voor een (lokaal of grootschalig) warmtenet (Energie in Beeld, 2018).

55

Zone 3. De zuidelijke zandgronden In zone 3 hebben individuele warmtevoorziening en (onder de juiste voorwaarden) kleinschalige lokale netten de overhand, grootschalige netten hebben (vrijwel) geen potentie. Voor deze zone heeft de ontwikkeling van grootschalige bronnen zoals geothermie weinig zin. Belangrijker zijn allerlei vormen van lage temperatuurverwarming met warmtepompen, en de toepassing van verwarming op groen gas en biomassa in woningen die niet geschikt te maken zijn voor lage temperatuurverwarming. Inschatting warmtemix 2040-2050 per gemeente De inschatting van warmtebronnen en warmteoplossingen per zone is gebaseerd op een inschatting van de warmtemix in 2040-2050 die per gemeente is gemaakt voor de gebouwde omgeving. Deze inschatting per gemeente is te vinden in bijlage 5. In deze bijlage wordt per gemeente de energetische situatie beschreven zoals die is en

Inschatting schaalgrootte warmteoplossingen De warmtemix 2040-2050 geeft een eerste inschatting van de mogelijke schaalgrootte van verschillende warmteoplossingen per gemeente. Hierin wordt onderscheid gemaakt in regionale warmtenetten, lokale warmtenetten en individuele oplossingen (biogas/biomassa/all-electric). In bijlage 5 worden per gemeente de overwegingen beschreven hoe tot deze inschatting gekomen is.

Mogelijke schaalgrootte warmtevoorziening 100% 80% 60% 40% 20% 0% Ch aa m Ba A ar lte Be le- na rg Na en ss op au Zo om Br Dr ed im a m e E Ge t t l e n er entru Le id ur e Ha nb ld erg er be M rge o Oo erd st ijk e Ro rho os ut en d Ru aal St cp ee he n n W be oe rge ns n dr ec Z u ht nd er t

Zone 2. Moerdijk, Breda, Amernet e.o. In zone 2 geldt dat grootschalige warmtenetten met de daarbij behorende bronnen waarschijnlijk leidend zullen zijn in de ontwikkeling van de warmtestructuur. Primaire bron is nu de Amercentrale, primair netwerk is het Amernet. Het Amernet kan mogelijk worden uitgebreid, en er kan mogelijk een verbinding met Moerdijk worden gelegd. Geothermie zou voor dit gebied en het bestaande net een belangrijke grootschalige bron kunnen zijn in de toekomst.

Deze inschatting is gemaakt op basis van een analyse van de mogelijke warmtebronnen, de mogelijke schaalgrootte voor warmte-oplossingen, de aard en concentratie van de vraag, en expert opinions ten aanzien van de uiteindelijke mix. Deze inschatting geeft een indicatie van de orde groottes van de bronnen die kunnen worden toegepast in de regio. Het geldt dus niet als definitieve verdeling van de toekomstige bronnenmix. Er wordt hier een beeld geschetst van een mogelijke oplossing en toekomstige situatie vanuit het oogpunt van de RES West-Brabant. De mogelijke bronnenmix wordt bekeken voor de situatie rond 2040 - 2050.

en -

Zone 1. De westelijke steden en Altena Grote delen van dit gebied kunnen enerzijds gebruik maken van restwarmte uit de industrie, afvalverbranding en elektriciteitsproductie en beschikken anderzijds over een groot potentieel aquathermie door de ligging aan water. Ook lijkt er potentie te zijn voor geothermie. Ontwikkeling moet waarschijnlijk plaatsvinden in combinatie met gemeenten in zone 2 om voldoende schaalgrootte te krijgen. De bestaande netten in Bergen op Zoom, Roosendaal en een eventueel nieuw net in Etten-Leur e.o. kunnen zich ontwikkelen tot relatief grote lokale warmtenetwerken, die wellicht op den duur ook verbonden kunnen worden, zowel onderling als met het Amernet (in zone 2). Zone 1 kenmerkt zich door een evenredige mix van collectieve en individuele verwarming.

hoe een mogelijke toekomstige energiemix eruit zou kunnen zien. Dit zowel qua schaalgrootte van de warmtevoorziening, als een mogelijke bronnenmix.

Al ph

Op basis hiervan zijn drie clusters van gemeenten onderscheiden waarin gelijksoortige warmtebronnen en warmteoplossingen voor de hand liggen: • Zone 1. De westelijke steden en Altena; • Zone 2. Moerdijk, Breda, Amernet e.o.; • Zone 3. De zuidelijke zandgronden.

Grootschalig warmtenet

Kleinschalig warmtenet

Individueel

Figuur 7.6. Inschatting schaalgrootte warmteoplossingen per gemeente

56

Inschatting warmtebronnen per gemeente De warmtemix 2040-2050 geeft ook een eerste inschatting van de mogelijke benutting van warmtebronnen per gemeente. Om te komen tot deze inschatting is een aantal aannames gedaan, onder andere dat geothermie richting 2040-2050 een significante rol kan spelen in de warmtevoorziening, en dat een deel van het aardgasnet zal blijven liggen om groen gas te transporteren. Voor de precieze toelichting, zie bijlage 5.

Mogelijke bronnenmix per gemeente 100% 80% 60% 40% 20%

Al ph

en -

Ch aa m Ba A ar lte Be le- na rg Na en ss op au Zo om Br Dr ed im a m e Ge Ett len e er n tru -Le id ur e Ha nb ld erg er be M rge o Oo erd st ijk e Ro rho os ut en d Ru aal c St ee phe n n W be oe rge ns n dr ec Z u ht nd er t

0%

Zonthermie

Geothermie

Aquathermie

Bodemwarmte

Luchtwarmte

Groengas

Biomassa

Restwarmte

Figuur 7.7. Inschatting mogelijke bronnenmix per gemeente

57

58

8. Sociale en financiële participatie 8.1.

Participatie

Keuze in de RES West-Brabant We streven naar een brede acceptatie van deze energiestrategie. Daarom blijven we inwoners, bedrijven en anderen betrekken. Gemeenten betrekken omwonenden en stakeholders bij het uitwerken van locaties voor wind-, zon-, warmte- en innovatieprojecten. De energietransitie slaagt alleen als alle inwoners, bedrijven, instellingen, gemeenten en andere organisaties mee gaan doen. Participatie is van groot belang voor de acceptatie, ruimtelijke inpassing en realisatie van hernieuwbare energieprojecten. Daarbij is een van onze principes dat iedereen in West-Brabant mee moet kunnen doen met de energietransitie. Omwonenden, bedrijven, verenigingen worden betrokken bij alle fasen van de ontwikkeling van hernieuwbare energie: • Bij de beleidsontwikkeling Hierbij gaat het onder meer om de betrokkenheid bij de ontwikkeling van de RES (zie hoofdstuk 3) en straks de vertaling naar omgevingsbeleid en de plan- en besluitvorming over locaties voor projecten (uitwerking zoekgebieden, afbakening locaties, etc.). Gemeenten of in sommige gevallen de provincie zullen de regie voeren op deze participatieprocessen.

• Bij de ontwikkeling, bouw en exploitatie van projecten (projectparticipatie) In het klimaatakkoord is vastgelegd dat de initiatiefnemer van een project een proces doorloopt om te komen tot een wenselijke en haalbare vormgeving van participatie van belanghebbenden. Het kan hierbij gaan om het meedenken, meebepalen en inspraak van omwonenden, bedrijven of verenigingen bij het ontwerp en de uitvoering van het project, de ruimtelijke inpassing en andere randvoorwaarden (procesparticipatie bij projecten). Daarnaast komt ook eigendomsverdeling en het meeprofiteren door de lokale gemeenschap aan de orde (financiële en sociale participatie).

tot afspraken te komen over lokaal eigendom. De gedragscodes voor wind op land (NWEA, 2016) en gedragscode Zon op Land (Holland Solar, 2019) geven richtlijnen voor de procesparticipatie bij beleidsontwikkeling, locatiekeuzes en projecten. Deze richtlijnen zien we als een belangrijk vertrekpunt. Keuze in de RES West-Brabant We streven 50% of meer lokaal eigenaarschap na van nieuwe zon- en windprojecten18. Dit hoofdstuk heeft betrekking op sociale en financiële participatie bij hernieuwbare energieprojecten in de regio. Ons streven is - in aansluiting bij de afspraken in het Klimaatakkoord - 50% lokaal eigenaarschap19 of meer van de nieuwe zonne- en windparken, waarbij iedereen in staat is om mee te doen. Bijvoorbeeld door geld te investeren, stroom af te nemen en/of gebruik te kunnen maken van de financiële opbrengst (bijvoorbeeld voor isolatie). Lokaal eigenaarschap zorgt ervoor dat zowel de duurzame energie als de financiële opbrengst van duurzame opwek terugvloeien naar de regio. In dit hoofdstuk beschrijven we de mogelijkheden om hier invulling aan te geven en onderbouwen we de keuzes die we in West-Brabant maken. Het zal bij 50% lokaal eigenaarschap (of meer) in eerste instantie gaan om projecten voor zonneparken en windenergie. Zon op dak wordt veelal voor het eigen verbruik op eigen terrein of dak aangelegd (ofwel ‘100% lokaal eigenaarschap’).

Directe financiële participatie in warmteprojecten is voor inwoners of bedrijven vaak nog niet aantrekkelijk vanwege de hogere risico’s en de lagere opbrengsten. Participatie volgens het klimaatakkoord “Om de projecten voor de bouw en exploitatie van hernieuwbaar op land te laten slagen, gaan in gebieden met mogelijkheden en ambities voor hernieuwbare opwekking, de omgeving en marktpartijen gelijkwaardig samenwerken in de ontwikkeling, bouw en exploitatie. Dit vertaalt zich in een evenwichtige eigendomsverdeling in een gebied waarbij gestreefd wordt naar 50% eigendom of meer van de productie van de lokale omgeving (burgers en bedrijven). Het streven voor de eigendomsverhouding is een algemeen streven voor 2030. Er is lokaal ruimte om vanwege lokale project-gerelateerde redenen af te wijken. Hierbij wordt ook in acht genomen de bijzondere positie van de waterschappen die zowel lokale ontwikkelaar zijn als decentrale overheid met een verduurzamingsopgave van eigen bedrijfsprocessen.”

Het tijdig betrekken van de omgeving, zowel bij de beleids- als projectontwikkeling, is belangrijk om acceptatie en draagvlak te krijgen. En vormt de basis om met elkaar 18

Bij projecten die in de pijplijn zitten, kunnen er deels al afspraken (in de maak) zijn waardoor 50% lokaal eigendom niet altijd haalbaar is.

19

Lokaal eigenaarschap is het streven naar 50% financiële participatie van de lokale omgeving bij duurzame opwek, zowel via lokaal eigendom (mee-investeren en risiconemen) als via financiële afdracht (zoals omgevingsfondsen of omgevingsregelingen).

59

Vormen van financiële participatie Als onderdeel van de uitvoering van het Klimaatakkoord is door brancheorganisaties een participatiewaaier20 opgesteld. Ontwikkelaars, overheden en de lokale omgeving kunnen de instrumenten uit de waaier benutten om tot maatwerk-afspraken per project te komen. Onderstaande ‘menukaart’ toont de verschillende vormen van financiële participatie. Opties uit deze menukaart kunnen afzonderlijk maar ook tegelijk worden toegepast.

Bij actieve participatie investeren inwoners en bedrijven zelf risicodragend in een project waarbij de verwachting is dat hier financiële opbrengsten uit zullen voortvloeien. Actieve financiële participatie kan door: 1.

2.

Mede-eigenaarschap Individuele inwoners worden gedeeltelijk of volledig (juridische en economisch) mede-eigenaar van een wind- of zonproject. Dit kan o.a. op basis van een windvereniging of coöperatie, of door middel van het bouwen van een windpark, windmolen of zonneproject dat toekomt aan de lokale gemeenschap. Deze vorm vergt ook mee-investeren, voor-investeren in onderzoeken en financieel risico lopen. Bij mede-eigenaarschap kunnen de opbrengsten zoveel mogelijk worden behouden voor de regio, is er zeggenschap over de besteding en kan ook de duurzame energie lokaal worden gebruikt.

Bij passieve participatie wordt een deel van de opbrengsten van een hernieuwbaar energieproject afgedragen aan de omgeving, zonder dat lokale inwoners hier een investering voor hoeven te doen. De ontwikkelaar/initiatiefnemer stelt participatie producten of -mogelijkheden voor of doet een eenmalige of periodieke afdracht in een fonds. Op hoofdlijnen kan dit via: 3.

Omgevingsfonds (collectief) De initiatiefnemer levert een bijdrage aan een lokaal fonds of omgevingsfonds. Besluitvorming over de bestedingen van het omgevingsfonds gebeurt door een onafhankelijk bestuur met vertegenwoordigers uit de omgeving. Uit het fonds kunnen projecten of initiatieven worden gefinancierd met een maatschappelijk doel of voor verduurzamingsmaatregelen, zoals energiebesparing, duurzaamheid, recreatie of ecologische ontwikkeling. Hierdoor kunnen ook omwonenden die niet in staat zijn zelf te investeren, meeprofiteren.

4.

Omwonendenregeling (individueel) Een omwonendenregeling is een lokale regeling gericht op direct omwonenden in een bepaalde straal rond, meestal, windturbines. Direct omwonenden ontvangen voordelen, bijvoorbeeld in de vorm van verduurzaming van hun woning, groene stroom met korting, gratis zonnepanelen of andere financiële vergoeding.

In het algemeen worden afspraken over passieve participatie vastgelegd in een privaatrechtelijke overeenkomst tussen gemeente en de initiatiefnemer. Het is daarbij van belang dat het publiekrechtelijk afdwingen van afdrachten die de werkelijke plankosten te boven gaan wettelijk niet is toegestaan (dit is zogeheten betaal-planologie). Partijen mogen wel worden uitgenodigd zelf een bod te doen op een energiekavel, waarbij de ontwikkelaar zelf aangeeft op welke manier de omgeving wordt betrokken. Het “beste bod” kan dan het ontwikkelrecht krijgen.

Financiële deelneming Financiële deelneming is het (individueel) risicodragend deelnemen in een project, bijvoorbeeld met aandelen of obligaties. Deelnemers krijgen een rendement op de hun lening (obligatie) in de vorm van rente of op de eventuele bedrijfswinst (aandeel) in de vorm van een winstuitkering. Er is meestal geen zeggenschap over de stroomlevering, garanties van oorsprong en andere bedrijfsaangelegenheden.

20 Zie http://www.nvde.nl voor de participatiewaaier van de NVDE.

60

8.2.

Rol van de overheid

Keuzes in de RES West-Brabant We maken afspraken over (het streven naar) 50% lokaal eigenaarschap in een participatieproces met omwonenden en stakeholders. Lokaal eigenaarschap bij winden zonprojecten kan op verschillende manieren, zoals direct (mee) investeren of via een omgevingsfonds. Gemeenten zorgen voor een keuzeproces samen met inwoners en bedrijven in de omgeving van het project. Er kan gebruik worden gemaakt van het aanbod van het Energiefonds Brabant om het lokaal eigendom voor te financieren en de uitwerking van het lokaal eigenaarschap van de omgeving te organiseren. Lokaal eigendom ontstaat als inwoners of lokale partijen (mede) eigen vermogen inbrengen voor de realisatie van een zonnepark en/of windmolen. Voor de financiering van een zonnepark en/of een windmolen is – naast een lening van een bank – een eigen vermogen nodig van 10-25% van de totale investering. De manier waarop het lokaal eigendom gerealiseerd wordt, is mede afhankelijk van de rol die overheden daarbij nemen. Onderstaand worden drie mogelijke keuzes nader uitgewerkt: 1. De overheid faciliteert lokale participatie, zonder zelf projectrisico te nemen; 2. De overheid neemt regie op lokale participatie, waarbij de organisatie en het risico wordt gedeeld met een tussenorganisatie; 3.

De overheid organiseert zelf de lokale participatie, inclusief het projectrisico Keuze 1: Faciliteren zonder project-risico De markt en de samenleving organiseren bij deze keuze zelf de lokale participatie. Hierbij kan het gaan een professionele projectontwikkelaar die een deel van de opbrengsten afdraagt aan de omgeving. Of om inwoners die – eventueel via een coöperatie – zelf eigenaar worden van een wind- of zonneproject. (Zie de toelichting op de vorige pagina). Per project kan daarbij een beroep worden gedaan op ondersteunende faciliteiten als het Energiefonds Brabant, de Participatie Coalitie en/of lokaal/regionaal actieve partijen zoals energiecoöperaties, zonne-coaches en MKB-vereniging. De rol van de overheid bij deze keuze is het faciliteren van de lokale participatie door het vastleggen van de RES-ambitie in beleidskaders, het aanpassen van bestemmingsplannen, vergunningverlening en het sturen op een zorgvuldige procesparticipatie. Samen met de ontwikkelaars/initiatiefnemers wordt de menukaart lokale participatie (zie vorige pagina) met de omgeving doorlopen en komt men tot maatwerk per project.

Het voordeel van de keuze is de directe en grote betrokkenheid van omwonenden, bedrijven of verenigingen bij het project. De grootste nadelen van deze aanpak zijn ten eerste de benodigde kennis, kunde, kapitaal (voor plankosten) en capaciteit bij iedere individuele gemeente voor het begeleiden van de lokale participatie. Bij een gebrek hieraan bestaat het risico op onvoldoende procesparticipatie met veel weerstand als gevolg en juridische valkuilen zoals betaal- en eigendomsplanologie. Ten tweede is er een risico van een scheve verdeling van de opbrengsten van de financiele participatie. Wanneer een eigen investering van inwoners nodig is, kunnen mensen met geld meedoen en anderen niet. Dit kan leiden tot minder acceptatie voor het project. Keuze 2: regie nemen met gedeelde organisatie en gedeeld risico met tussenorganisatie. Het realiseren van lokaal eigendom vraagt om 1) eigen vermogen en 2) om een professionele en gelijkwaardige samenwerking tussen inwoners en soms met een professionele ontwikkelaar. Dit is veelal een grote uitdaging voor inwoners of lokale partijen. De overheid kan er daarom voor kiezen om de regie te nemen in de ontwikkelfase tot aan de vergunningverlening. Inwoners, lokale belangengroepen, wijken- en dorpsraden worden via een zorgvuldig proces betrokken. Bij deze keuze worden de plankosten tijdens de ontwikkelfase door de overheid gedragen.

Het lokale eigendom wordt voorgefinancierd door een tussenorganisatie, zoals het Energiefonds Brabant. De tussenorganisatie organiseert de samenwerking tussen partijen, de uitwerking van de financiële participatie met de omgeving en neemt een deel van het ontwikkelrisico. De overheid en de tussenorganisatie maken samen met inwoners en lokale partijen afspraken over een goede verdeling van de collectieve opbrengsten van duurzame opwek, bijvoorbeeld voor maatschappelijke doelen of individuele duurzaamheidsmaatregelen (isolatie, etc.). Gelet op de specifieke kennis en ervaring (en werkbudget) die nodig is om de lokale participatie te organiseren, is het mogelijk dat gemeenten met een opgave dit gezamenlijk organiseren. Het is niet nodig dat alle gemeenten hieraan deelnemen. Een belangrijk voordeel van een keuze voor ‘regie met gedeeld risico‘ is de mogelijkheid om de opbrengsten van duurzame opwek ten goede te laten komen aan een bredere groep inwoners - inclusief mensen met een kleine portemonnee – (sociale participatie) en/of aan maatschappelijke doelen, omdat geen eigen investering van individuele inwoners nodig is. Door de inzet van een tussenorganisatie blijven bovendien alle projectparticipatie mogelijkheden open gedurende de looptijd van een 61

project (25 jaar). Hierdoor wordt het mogelijk de lokale participatie ook in tijd te optimaliseren zodat beter invulling gegeven kan worden aan het leidende principe ‘we hechten aan een energietransitie voor iedereen’. Tot slot is het op deze manier ook mogelijk de kleinere zon- (en eventueel warmte)projecten financierbaar te krijgen en risico’s te verspreiden, iets wat inwoners bij individuele projectparticipatie niet kunnen. Een nadeel is de benodigde menskracht en fors werkbudget om de initiatief- en ontwikkelfase en de proces- en projectparticipatie te kunnen organiseren, bijvoorbeeld voor de financiële borging / zekerstelling door (gezamenlijke) overheden. Naar schatting gaat het om 2-3% van de te verwachten investering. Dit geld komt wel terug als de projecten ook daadwerkelijk tot uitvoering komen (zoals bij de A16 aanpak). Daarnaast kan de voorbereiding worden ervaren als een top-down aanpak, waarbij bestaande lokale initiatieven een mogelijk eigen verdienmodel zien verdwijnen. Dit geeft het risico van weerstand van lokale initiatieven. Keuze 3: regie nemen, zelf organiseren, met projectrisico. De uitwerking van deze keuze is vergelijkbaar met keuze 2 waarbij de rol van de tussenorganisatie (het energiefonds Brabant) door de gemeenten zelf wordt ingevuld.

Het komt er dan op neer dat deelnemende gemeenten zelf een tussenorganisatie oprichten inclusief bijbehorende bemensing en financiering. Mede op basis van gehouden interviews is gebleken dat er geen (bestuurlijk) draagvlak is voor deze keuze (“een brug te ver”). En is hier geen verdere uitwerking aan gegeven. Toelichting keuzes van de regio West-Brabant t.a.v. de rol van de overheid Bij de uitvoering van de RES kiezen we ervoor het streven naar lokaal eigenaarschap (sociale en financiële participatie) bij grote wind- en zonneveldprojecten lokaal uit te werken onder regie van de betreffende gemeente. We willen graag lokaal eigenaarschap van de gemeenschap stimuleren: dit leidt tot een actieve deelname en grotere betrokkenheid van omwonenden, bedrijven of verenigingen. Het helpt ook om opbrengsten van duurzame opwek ten goede te laten komen aan de lokale omgeving. Het is van belang keuzes over de vorm van het lokaal eigenaarschap (aandelen, fondsen, etc.) samen te maken met inwoners en bedrijven in de omgeving van het project. Dit draagt bij aan betrokkenheid en acceptatie. Dit vraagt om lokaal maatwerk, dat het beste door gemeenten per project kan worden geregeld.

te financieren, kunnen we het geld dat in de lokale fondsen terug stroomt gebruiken voor bijvoorbeeld de ondersteuning van individuele duurzaamheidsmaatregelen zoals groene stroom met korting, financiering van isolatie of zonnepanelen. Zo kunnen ook mensen met een ‘kleine portemonnee’ meedoen. En hebben we ook de mogelijkheid om bewoners na de bouw van windmolens of zonneparken nog te betrekken (optimaliseren van 50% lokaal eigendom of meer in de tijd). Het Energiefonds Brabant heeft een concreet voorstel gedaan om deze rol in te vullen. Overigens krijgen partijen die het opwekken van duurzame energie voor het eigen verbruik op eigen terrein of dak (met een aansluiting achter de meter) willen organiseren, hiervoor de ruimte zonder dat ze verplicht worden te delen met de omgeving. Keuzes in de RES West-Brabant We beogen de financiële opbrengsten voor het grootste deel te benutten voor versnelling en bekostiging van de lokale energietransitie, zoals het isoleren van woningen en andere gebouwen, en het verminderen van energie-armoede. Een van onze leidende principes is een betaalbare energietransitie voor iedereen. De energietransitie kost geld, zowel voor de maatschappij als voor de individuele burger.

Nu is de situatie veelal zo dat mensen die geld hebben voor bijvoorbeeld isolatie, de aanschaf van zonnepanelen of een warmtepomp kunnen profiteren van de financiële voordelen van deze duurzame technologieën. Terwijl mensen met minder financiële middelen afhankelijk blijven van een onvoordelig, verouderd energienet, omdat zij de initiële investeringen voor bijvoorbeeld zonnepanelen niet kunnen opbrengen. Door de collectieve opbrengsten van de participatie primair in te zetten voor versnelling en bekostiging van de lokale energietransitie, zoals het isoleren van woningen en andere gebouwen, kunnen ook huishoudens met een kleine portemonnee delen in de lusten van energieopwekking in onze regio. Waardoor we stappen zetten naar een betaalbare energietransitie voor iedereen. Afhankelijk van de lokale situatie kunnen opbrengsten eventueel ook worden gebruikt voor sociale en landschappelijke maatregelen die bijdragen aan draagvlak voor de verduurzaming van de energiehuishouding.

Gemeenten kunnen daarbij gebruik maken van een tussenorganisatie – zoals het Energiefonds Brabant – om de plankosten voor te financieren en (risicovol) te investeren in het project. Door als overheden of via een tussenorganisatie) een deel voor 62

9. Uitvoeringskosten 9.1.

Inleiding

Keuzes in de RES West-Brabant Een van onze leidende principes is dat we hechten aan een haalbare en betaalbare energietransitie van en voor iedereen. In de RES is een indicatie gegeven van de uitvoeringskosten voor het realiseren van de opgaven in RES 1.0. Met daarbij de verdeling van die kosten over de verschillende betrokkenen (overheid, projectontwikkelaars, burgers), uitgaande van de huidige regels en afspraken. Het vormt het vertrekpunt voor het gesprek over betaalbaarheid, kostenverdeling en wijze van financiering van de RES. In dit hoofdstuk worden de achtergronden toegelicht. Ook is de kosteneffectiviteit van verschillende projecten en maatregelen in beeld gebracht. In de RES hebben we kosteneffectiviteit op hoofdlijnen afgewogen tegen andere belangen, zoals leefbaarheid. We hebben de kosten in beeld gebracht voor duurzame elektriciteitsopwekking en energiebesparing. Dat is dus zonder de kosten van regionale samenwerking en de warmtetransitie, met name warmteproductie en infrastructuur. Deze kosten zijn afhankelijk van nog te maken keuzes t.a.v. warmtebronnen, aanleg warmtenetten, etc. De genoemde bedragen zijn eerste ramingen. Voor de berekening van de kosten is zoveel mogelijk aangesloten bij de bestaande systematiek voor het in kaart brengen van kosten en baten van hernieuwbare energie.

De SDE++ subsidie (Systematiek jaar 2020, bron: PBL/ECN) is een belangrijke bouwsteen. Een tweede bouwsteen is de rapportage van het onderzoek naar de ‘Uitvoeringskosten Klimaatakkoord decentrale overheden 2022 – 2030 (Andersson Elffers Felix, 22 september 2020, GR142). Voor de uitgangspunten en aannames, zie bijlage 1. Dit hoofdstuk gaat tenslotte over de extra kosten, die voortvloeien uit plannen in de RES (zie de tabel 9.1 ‘opgave RES 1.0’). 9.2. Projectkosten: investering en subsidie Projectontwikkelaars, financiers, energiecoöperaties, inwoners, verhuurders en andere bedrijven investeren in wind- en zonprojecten of in besparingsmaatregelen. Om projecten rendabel te maken, verstrekt de overheid daarnaast subsidies (SDE++,

postcoderoosregeling, andere subsidies of btw-teruggave). Deze subsidies komen van de Rijksoverheid (en uiteindelijk de maatschappij). Een indicatie van de private investeringskosten en subsidiekosten voor de opgave in RES 1.0 voor duurzame elektriciteitsopwek en voor warmtebesparing staat in figuur 9.1. De kosten zijn geraamd op basis van de huidige regels (SDE++ 2020) en marktprijzen en zullen naar verwachting de komende jaren gaan wijzigen. Projectontwikkelaars, financiers etc. krijgen ook inkomsten uit de projecten via verkoop van energie aan derden. Deze inkomsten zijn hier niet in beeld gebracht. Categorie

Opgave RES 1.0

Investering* Subsidie (private (maatschapkosten) pelijke kosten)

CO2-reductie

CO2-kosteneffectiviteit (excl. netverzwaring)

TWh/jaar

M€

M€/jaar

kton/jaar

€/ton

Kleinschalige opwek

0,4

606

22,5

74,8

301

ZonPV groot dak

0,5

336

10,5

93,5

112

ZonPV zonneparken

0,3

186

5,8

57,0

102

Windturbines

0,2

95

2,1

46,3

45

1,4

1.223

40,9

271,6

124

Totaal E-opwek

Warmtebesparing 0,9 696 17,4 188,4 92 Tabel 9.1 Investerings- en subsidiekosten voor duurzame elektriciteitsopwekking en besparen *Betreft investering inclusief netaansluitingskosten producent, exclusief netverzwaring

De verwachte kosten voor netverzwaring en uitbreiding van stations door Enexis bedragen naar schatting 320 tot 460 miljoen euro (Netimpactrapportage RES 1.0 WestBrabant, 2020). Deze kosten omvatten alle stations (HS-MS-stations, MS-stations, en MS-LS-stations21) die door Enexis aangelegd en uitgebreid moeten worden, en alle kabels van Enexis (middenspanning en laagspanning). De kosten voor Tennet zijn nog niet bekend. De netkosten zijn in eerste instantie voor rekening van de netbeheerder en worden deels direct doorbelast (grootschalige productie elektriciteit, kosten netaansluiting) en voor het overgrote deel verrekend via het vastrecht. Verwacht wordt dat deze kosten gezien de benodigde netuitbreidingen zullen stijgen. De omvang hiervan is op dit moment nog niet duidelijk. In het uitvoeringsprogramma van de RES worden afspraken gemaakt die er op zijn gericht de kosten te

21 HS=hoogspanning, MS=middenspanning, LS=laagspanning

63

beperken. Dat betekent bijvoorbeeld dat we gaan onderzoeken of en hoe we het elektriciteitsnet en -stations efficiënter kunnen gebruiken om de kosten van uitbreiding zoveel mogelijk te voorkomen. Deze en andere aanpassingen zijn nog niet meegenomen in de kostenberekeningen. 9.3. Uitvoeringkosten overheden We maken onderscheid tussen plan- en proceskosten voor uitvoering RES en specifieke kosten om een duurzaam energieproject financieel te ondersteunen (directe uitvoeringskosten). De plan- en proceskosten gaan over de inzet van medewerkers (fte) voor het aanpassen van het gemeentelijk beleid, projectbegeleiding, vergunningverlening en handhaving, e.d.. Om zo de realisatie van zonneweides en windparken te stimuleren. Deze algemene kosten bedragen naar verwachting 3,5 miljoen euro per jaar voor gemeenten en provincie gezamenlijk. Dit is voor West-Brabant afgeleid uit het nationale onderzoek ‘Uitvoeringskosten Klimaatakkoord decentrale overheden 2022 – 2030’. De projectspecifieke kosten gaan over de organisatiekosten om leningen en subsidies op te zetten en te verstrekken. Gemeenten verrekenen een deel van deze kosten via leges bij grootschalige opwek. De projectspecifieke kosten voor de elektriciteitsprojecten in de RES zijn geschat op: Overheid Gemeente

Kostenpost Duurzaamheidslening

Maatregel M€/jaar Besparen 0,14 Kleinschalig zon op dak 0,12 Grootschalig zon op dak 0,07 Rijk Subsidieregeling Besparen 0,87 BTW teruggave Kleinschalig zon op dak 0,59 SDE-regeling (Rijk / RVO) Grootschalig zon op dak 0,21 Zonneparken 0,12 Windenergie 0,04 Tabel 9.2: Projectspecifieke kosten voor het verstrekken van subsidies en leningen

9.4. Samenvatting: totale kosten De totale kosten voor de uitvoering van de opgave in de RES zijn grofweg verdeeld over de regionale overheden, de Rijksoverheid, de netbeheerders en de private partijen (particulieren, bedrijven, woningbouwcorporaties, investeerders).

• 35 miljoen euro plan- en proces kosten voor elektriciteitsopwek (gemeenten en provincie) • 11,5 miljoen euro specifieke projectkosten voor elektriciteitsopwek (tabel 9.2): o 1,9 miljoen voor gemeente o 9,6 miljoen voor het Rijk • 10,1 miljoen euro specifieke projectkosten voor energiebesparing (tabel 9.2): o 1,4 miljoen voor gemeente / provincie o 8,7 miljoen voor het Rijk De subsidiekosten voor het rendabel maken van projecten (via de Rijksoverheid) voor een periode van 15 jaar (looptijd van subsidies) worden op basis van de huidige regelingen ingeschat op 0,8 miljard euro (o.b.v. tabel 9.1): • 337 miljoen euro voor kleinschalige opwek • 158 miljoen euro voor grootschalige zon op dak • 87 miljoen euro voor zon op veld • 31 miljoen euro voor windprojecten • 174 miljoen euro voor energiebesparing (over een periode van 10 jaar) De verwachte kosten voor netverzwaring door Enexis bedragen naar verwachting zo’n 320 tot 460 miljoen euro. De totale investeringskosten door projectontwikkelaars, financiërs etc. voor windprojecten, zonneparken en grootschalig zon op dak worden ingeschat op 0,6 miljard euro. En 1,3 miljard euro investerngskosten voor energiebesparing en (kleinschalig) zonPV op daken door woningeigenaren, verhuurders en bedrijven. (o.b.v. tabel 9.1) 9.5.