7. Bijlage 7. Investeren in een schone toekomst; Rapport Bureau SEO Economisch Onderzoek (1910020)
Tekst van het document
27 28
O. Kuik, Maatschappelijke- en milieukosten van elektriciteitsvoorziening. Een notitie voor het Platform Duurzame Elektriciteitsvoorziening, IVM, 2007. Per jaar is dit een gemiddelde groei van 2,5% tussen 2020 en 2050.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
Figuur 4.6
65
Prijs en maatschappelijke waardering van CO2-emissiereductie
Kosten, baten in €
MB
WTP PWTP PE
MK
QWTP
QE
100%
Emissie CO2
Economische studies zoals Nordhaus (2008) hanteren het economische model en komen daarom tot lagere CO2-prijzen dan in deze KKBA-analyse. Nordhaus (2008) berekent de CO2-prijs als endogene variabele van een model waarin ook de relatie tussen uitstoot en klimaatverandering expliciet is gemodelleerd. Nordhaus formuleert op basis van zijn analyse een optimale route voor reductie van de wereldwijde CO2-emissies met een prijs van CO2 die oploopt tot circa € 16 per ton in 2050 en € 40 voor de periode na 2100. Dit optimale programma beperkt de wereldwijde temperatuurstijging in 2100 tot circa 2,6 graden Celsius. Zijn boodschap is dat ambitieuzere klimaatprogramma’s de CO2-emissie te snel en te veel reduceren. De kosten van deze programma’s zijn daarom volgens Nordhaus te hoog in relatie tot de baat in de vorm van vermeden klimaatschade. Een bespreking van Nordhaus’ analyse en andere studies op dit terrein valt buiten de reikwijdte van dit onderzoek. Van belang is de verklaring van het verschil tussen de WTP-prijs die centraal staat in deze KKBA-analyse en de marktprijs van CO2 in studies zoals die van Nordhaus. Wel kan in Blue Map een andere WTP-prijs gelden dan in BAU. De verklaring hiervan is dat het nulalternatief in Blue Map al een flinke emissiereductie bereikt.
Dit kan betekenen dat de maatschappelijke waardering voor verdergaande reducties in de projectalternatieven mogelijk anders is dan in BAU waar de rest van de wereld niet actief met het verminderen van uitstoot bezig is. De WTP-lijn daalt in dit geval. Maar ook als dit effect niet optreedt en de WTP gelijk blijft in Blue Map moeten we rekening houden met het effect van internationale samenwerking op de marginale kostencurve. Deze curve verschuift naar links omdat de kansen op technologische ontwikkeling en schaaleffecten toenemen, waardoor de verwachte maatschappelijke waardering van vermeden CO2-emissie in Blue Map lager is dan in BAU. In ieder geval kan een gegeven niveau van emissiereductie nu tegen lagere marginale kosten worden gerealiseerd. Dit effect is zichtbaar in Figuur 4.7 door de verschuiving van MK naar MK*.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
66
HOOFDSTUK 4
Figuur 4.7
Verschuiving marginale kostencurve veroorzaakt lagere waardering CO2
Kosten, baten in €
WTP PWTP
MK MK* QWTP
Emissie CO2
Het precieze effect van de verschuiving van MK naar MK* is lastig te berekenen. Voor de projectalternatieven in Blue Map maken we daarom de vergelijking met een Nordhaus-scenario dat qua effecten sterk op Blue Map lijkt. Blue Map richt zich op beperking van de CO2concentratie in de atmosfeer tot 450 ppm (‘parts per million’) (IEA 2010). Dit streven komt overeen met een Nordhaus scenario dat de wereldwijde temperatuurstijging beperkt tot maximaal 2 graden Celsius. Het verschil met het optimale Nordhaus-scenario is aangeven in Figuur 4.8. Het Blue Map of 450-ppm scenario houdt een beperking van de emissie in die veel steviger is dan het optimale scenario. Dit veroorzaakt een hogere CO2-prijs dan in het optimale scenario, zoals weergegeven in Figuur 4.9. Om rekening te houden met de afwijking van de WTP-prijs in Blue Map wordt de baat van vermeden CO2-emissies in de projectalternatieven Blue Map gewaardeerd tegen de Nordhaus prijs zoals berekend voor het scenario waarin de concentratie CO2 beperkt blijft tot 450 ppm. Concreet betekent dit dat in Blue Map de waardering van CO2 oploopt van € 11 per Mton in 2010 naar € 48 per Mton in 2050.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
Figuur 4.8
67
Concentraties CO2 in de atmosfeer in twee Nordhaus-scenario’s (in ppm)
800 700 600 500 400
< 2 C°
300
Optimaal
200 100 0 2010 2030 2050 2070 2090 2110 2130 2150 2170 2190 Bron: Nordhaus (2008), p. 103
Figuur 4.9
CO2 prijs in twee Nordhaus-scenario’s (in €/Mton)
180 160 140 120 100 < 2 C°
80
Optimaal
60 40 20 0 2005
2025
2045
2065
2085
2105
Bron: Nordhaus (2008), p. 92
Waardering van overige emissies De waarderingen voor andere emissies (dan CO2) in 2020 worden in de KKBA voor transport ontleend aan CE (2008) en voor elektriciteitsproductie aan IVM/ExternE. Daarbij is ook een nieuwe publicatie van CE(2010)29 van belang. Een vergelijking met CE (2008) is lastig omdat de publicatie uit 2010 alleen totaalcijfers geeft en de CE (2008) publicatie differentieert naar sector. Uit een vergelijking op hoofdlijnen blijkt dat de CE (2008) cijfers voor PM10 niet strijdig zijn met
29
CE (2010), “Handboek Schaduwprijzen - Waardering en weging van emissies en milieueffecten”, Delft.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
68
HOOFDSTUK 4
de CE (2010) cijfers. Voor NOx, NMVOS en SO2 liggen de CE cijfers uit 2010 echter hoger dan de hoogste cijfers in de KKBA. Deze hoogste cijfers betreffen de transportsector en zijn ontleend aan CE (2008). Tegen deze achtergrond zijn de waarderingen van NOx, NMVOS en SO2 in 2020 in de transportsector met 50% verhoogd in de KKBA. Na deze aanpassing is de inconsistentie met de CE (2010) cijfers verdwenen. De CE publicatie uit 2010 beveelt aan (p. 95) om de waarderingen van emissies in de tijd op te hogen met een inkomenselasticiteit van 0,85 (behalve CO2: dat kent een eigen tijdpad). Bijvoorbeeld bij 2% BBP-groei nemen de waarderingen met 1,7% per jaar toe. In lijn hiermee is in de KKBA in de jaren na 2020 de BBP-elasticiteit van 0,85 gebruikt om de waarderingen te verhogen. Het argument dat gebruikt is om de CO2-waardering in Blue Map aan te passen geldt ook voor de niet-broeikasgassen. Voor de emissies die gecorreleerd zijn met de uitstoot van CO2 is de waardering aangepast door de BAU-prijs overeenkomstig de verandering van de CO2-prijs te verlagen.30 Deze wijziging is toegepast op NMVOS, SO2 en NH3 . Voor fijn stof (PM10) en NOx voeren we deze aanpassing niet door. Dit zijn stoffen waarvan het effect vooral via de stroom wordt veroorzaakt. Zo wordt de uitstoot van NOx voor een groot deel door het verkeer veroorzaakt.
Er is dus geen sprake van een voorraadprobleem dat overeenkomstig de waardering van CO2 om aanpassing vraagt.
30
Concreet is de helft van de procentuele wijziging van de CO2 prijs toegepast.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
Tabel 4.2
69
Waarderingen voor emissies van CE en IVM in 2020
Stof Scenario
CE (2008) Global Economy
Strong Europe
IVM/ ExternE
KKBA
?
BAU-scenario
Blue Map
38-76
76
16,3
Euro’s per ton, 2020 CO2
40 Euro’s per kilogram, 2020
PM2,5 (transport)
131-670
115-587
-
400b
350b
PM10 (transport)
52-268
46-235
-
150b
140b
PM10 (elektriciteit)
21-26
19-23
13,08a
13,08
13,08
NOx (transport)
10
9,2
-
15
13,8
NOx (elektriciteit)
-
-
3,74a
3,74
3,74
NMVOS (transport)
3,0
2,7
4,5
1,7c
0,79
1,7c
30
10,2c
3,55
10,2c
34,6
18,5c
NMVOS (elektriciteit) SO2 (transport)
0,79a 20
SO2 (elektriciteit)
18 3,55a
NH3
a SEO berekening o.b.v. Kuik (2007), Appendix 1, tabel “Poederkool” (p. 35). Andere tabellen in deze
appendix bevatten (nagenoeg) dezelfde waarden. b Gemiddelde van de CE bandbreedte; afgerond op tientallen. c Gemiddelde prijs van de sectoren. Bron: CE, IVM, SEO
Ontwikkeling volumes overige emissies De volumes van de overige emissies kennen een eigen tijdpad qua ontwikkeling. De emissies van zwaveldioxide worden vooral veroorzaakt door de energiesector, de chemie en raffinaderijen. Gerichte aanpak van deze bronnen heeft de uitstoot in het verleden al flink verminderd. Stikstofoxiden hebben vooral het verkeer als bron. Voor ammoniak is de landbouw veruit de belangrijkste bron. Fijn stof wordt ook uitgestoten in het verkeer en daarnaast in de industrie en de landbouw. Voor de ontwikkeling van deze emissies sluiten we aan bij de analyses van de WLO-scenario’s. Dit betekent dat de nulalternatieven de veranderingen in de volumes overnemen van respectievelijk de Global Economy en Strong Europe scenario’s. Figuur 4.10 geeft als voorbeeld de situatie voor het nulalternatief Blue Map. Voor de ontwikkeling in de projectalternatieven zijn de overige emissies via een verhoudingsgetal gekoppeld aan de emissie van CO2. Figuur 4.11 geeft bij wijze van voorbeeld de ontwikkeling weer voor het projectalternatief fossiel in Blue Map. Het verschil tussen de emissies in projectalternatief en nulalternatief vormt de vermeden emissie, die als baat in de saldotabel van de KKBA is opgenomen. In Bijlage B zijn figuren opgenomen voor de ontwikkeling van de overige emissies in BAU.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
70
HOOFDSTUK 4
Er is niet verondersteld dat specifiek beleid wordt gevoerd voor de vermindering van de overige emissies. Dit betekent dat de kosten van deze reducties zijn onderschat. Ze worden in feite beschouwd als het bijproduct van de reductie van CO2. In de praktijk wordt wel beleid gevoerd specifiek gericht op het verminderen van niet-broeikasgassen. Denk bijvoorbeeld aan het verminderen van fijn stof in het verkeer via roetfilters of het verminderen van de ammoniakuitstoot door het verbod op het uitrijden van dierlijke mest. Door deze kosten niet te expliciteren is de baat overige emissies in deze KKBA een overschatting van het daadwerkelijke effect. Figuur 4.10
Overige emissies in het nulalternatief Blue Map (in kton)
300 250 200
emissie PM10
150
emissie NOx emissie NMVOS
100
emissie NH3
50
emissie SO2
2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0
Figuur 4.11
Overige emissies in het projectalternatief fossiel in Blue Map (in kton)
300 250 200
emissie PM10
150
emissie NOx emissie NMVOS
100
emissie NH3
50
emissie SO2
2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0
Resultaten KKBA De externe effecten blijken in de KKBA de belangrijkste baat. Volgens Tabel 1.1 is de waarde van de vermeden emissie van CO2 in BAU circa € 175 tot 183 miljard en in Blue Map circa € 13
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
71
tot 15 miljard. Dit verschil wordt verklaard door de lagere vermeden emissie in Blue Map. In dit scenario overbruggen de projectalternatieven het verschil tussen 50% en 80% emissiereductie, omdat het nulalternatief al tot 50% reductie van de CO2-emissie leidt. Ook is de vermeden emissie gewaardeerd tegen een lagere schaduwprijs van CO2, conform de berekeningen van Nordhaus. De waarde van de overige emissies is lager, maar draagt met circa € 12 tot 18 miljard (Blue Map) en circa € 61 tot 66 miljard (BAU) in positieve zin toch flink bij aan het maatschappelijke saldo.
4.2 De kosten van energietransitie 4.2.1 Kosten van energiebesparing Besparingen in de verschillende sectoren komen tot stand door middel van investeringen in energie efficiëntie. Opties die snel en ten opzichte van de kosten veel besparingen teweeg brengen zullen als eerste uitgevoerd worden. De besparingsopties worden daardoor in de loop van de tijd steeds duurder per bespaarde eenheid energie. In het BAU scenario, waarin ruim 2.000 PJ wordt bespaard, lopen de totale kosten op tot bijna € 14 miljard in 2050. Om de besparing van 2.053 PJ in 2050 te realiseren moet over de gehele periode € 59 à € 177 miljard worden geïnvesteerd. De totale energiebesparing in het Blue Map scenario bedraagt bijna 630 PJ. De totale kosten voor besparing liggen daardoor een stuk lager in het Blue Map scenario. De totale investeringen in het Blue Map scenario bedragen € 19 à € 58 miljard (zie Figuur 4.12). De kosten van energiebesparing per peta joule liggen hoger in het Blue Map scenario vergeleken met het BAU-scenario. In het Blue Map scenario vindt er namelijk al energiebesparing plaats en zijn de goedkoopste opties reeds in het nulalternatief toegepast. De resterende besparing moet dan gerealiseerd worden met behulp van duurdere maatregelen.
Een kostenvoordeel wordt behaald door de internationale samenwerking in het Blue Map scenario waardoor de kosten van energiebesparingopties waarschijnlijk lager zijn dan in het BAU-scenario. Dit rapport veronderstelt dat dit kostenvoordeel per saldo niet opweegt tegen de stijging van de marginale kosten van energiebesparing. Figuur 4.12 toont het verloop van de totale kosten per jaar voor zowel het BAU als Blue Map scenario. De kink in de figuur komt door de invoering van een vorm van beprijzen van mobiliteit in 2021 (Verkeer en Waterstaat, 2009). In tegenstelling tot de overige besparingen vindt bij de beprijzing van mobiliteit geen geleidelijke invoering plaats. Binnen de gebouwde omgeving worden bijvoorbeeld langzaam de regels aangescherpt voor energiegebruik van gebouwen. De maatregel van beprijzing treedt echter geheel in werking in 2021. De beprijzing zorgt voor minder gereden kilometers en dus extra besparing op brandstof. Kosten van beprijzing zijn lager dan van andere besparingsopties, waardoor na de invoering van beprijzing de kostencurve omlaag schuift. Goedkope besparingsopties zullen als eerste geïmplementeerd worden, waardoor de kosten per bespaarde peta joule over de tijd toeneemt. Dit effect komt terug in de stijgende lijn van de totale kosten in Figuur 4.12. Het zelfde effect is goed te zien in de kosten per vermeden ton CO2emissie.
Figuur 4.13 toont de kosten van vermeden emissie in euro tot 2050 in het BAU scenario. In 2010 bedragen de kosten € 500 en lopen op tot € 4.500 in 2050. De gepresenteerde kosten zijn
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
72
HOOFDSTUK 4
bruto kosten, er is dus geen rekening gehouden met enige baten. In die zin kan Figuur 4.12 niet direct vergeleken worden met de netto kostenplaatjes uit andere studies zoals de IEA (2009) en ECN (2006) waarin besparingsopties in het begin negatieve kosten hebben. Figuur 4.12
Totale kosten energiebesparing per jaar, in miljoenen euro
16000 14000 12000 10000 8000
BAU
6000
Blue Map
4000 2000 0 2010 2015
2020 2025
2030 2035
2040 2045
2050
Bron: SEO Economisch Onderzoek
Figuur 4.13
Kosten van energiebesparing per vermeden ton CO2 in euro, BAU scenario
5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Bron:
SEO Economisch Onderzoek
Rapporten met daarin gegevens over de kosten van verschillende besparingsopties zijn beperkt. Veel rapporten beschrijven enkel het besparingspotentieel, zoals de recent uitgevoerde studie naar het ‘Potentieel voor Besparing en Efficiency van Energiegebruik in Nederland’ (Hamelink et al., 2010). In overige studies waar wel expliciet een afweging wordt gemaakt tussen de baten en kosten van besparingen wordt vaak alleen de netto marginale kostencurve weergegeven, waaruit de bruto kosten van de besparingsopties niet zijn af te leiden.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
73
Waar beschikbaar zijn schattingen van de platforms gebruikt voor het invullen van de kosten van de besparingsopties. De kosten voor het opzetten van het clearinghouse systeem zijn bijvoorbeeld geschat op € 1,4 miljoen in de eerste twee jaar, en daarna € 1,2 miljoen per jaar voor onderhoud van het systeem. Voor de kosten in de gebouwde omgeving is gebruikgemaakt van de studie ‘Energiebesparing in de gebouwde omgeving’ (Van der Noll et al., 2010). Hierin zijn de kosten van besparingsopties doorgerekend om tot 100 PJ besparing in 2020 te komen. Deze kosten zijn teruggerekend naar een bedrag per PJ, en vervolgens toegepast op het besparingspad. Daarbij is de lopende trend doorgetrokken naar de toekomst. De Energy Technology Perspectives 2010 van de IEA bevat eveneens gegevens over de kosten. Voor de industriesector voorziet de IEA een wereldwijde besparing van 5.1 Gton CO2-emissie in 2050. Dit is het verschil in uitstoot tussen het Referentie en Blue map scenario. Om deze besparing te realiseren moet er tussen de US $ 2.000 en 2.500 miljard worden geïnvesteerd. Omgerekend naar kosten per ton CO2 is dit $ 392. De kosten per ton CO2 in de KKBA liggen met € 970 per ton CO2 een stuk hoger.
De relatief hogere kosten voor energiebesparing in dit onderzoek worden verklaard doordat het laaghangend fruit op dit terrein in Nederland inmiddels is benut, bijvoorbeeld door de meerjarenafspraken met het bedrijfsleven. In andere landen van de wereld valt op het gebied van energiebesparing nog veel vooruitgang te boeken tegen relatief lagere kosten dan in Nederland.
Tabel 4.3
Kosten van energiebesparing per platform in het BAU-scenario 2010-2050 in miljoenen euro
In miljoenen euro per jaar
2010
2020
2030
2040
2050
0
3053
4429
6918
8630
proces intensificatie
0
311
387
362
300
symbiose en restwarmte
0
156
194
181
150
clearing house
0
1
1
1
1*
precisie landbouw
0
20
32
38
40*
WKK industrieel
0
923
905
437
175*
overige Industrie
0
1556
1936
1808
1500
0
466
865
406
162
slimmer transport
0
617
1030
1290
1436
efficiëntere motoren
0
411
687
860
958
ABvM
0
761
615
615
615
Kas als energiebron
50
50
50
50
50
TOTAAL
50
8325
11131
12965
13780
Gebouwde omgeving Ketenefficiency
Duurzame elektriciteit WKK huishoudens Duurzame mobiliteit
Bron: SEO Economische Onderzoek * Onder voorbehoud: nadere controle is nodig
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
74
HOOFDSTUK 4
Besparingskosten per platform De belangrijkste bron van besparing is de gebouwde omgeving. In 2050 wordt daar bijna 900 PJ energie bespaard. De besparing brengt grote kosten met zich mee in de vorm van investeringskosten in energiezuiniger gebouwen. Vooral het energiezuiniger maken van bestaande bouw kost veel geld. Het door middel van regelgeving langzaam opschroeven van de normen zorgt voor een geleidelijke besparingstrend en bijbehorend kostenplaatje. De methoden voor energiebesparing in de gebouwde omgeving zijn zeer divers en relatief goed onderzocht. Op basis van informatie over de besparingspotentie en kosten van maatregelen is door McKinsey een rekenmodel ontwikkeld voor het doorrekenen van de effecten van verschillende specifieke maatregelen voor energiebesparing. De studie ‘Energiebesparing in de gebouwde omgeving’ (Vvan der Noll et al. 2010) bouwen voort op die modellen en berekenen de kosten om zo kosteneffectief mogelijk tot 100 PJ besparing te komen in 2020. Deze schatting is in dit onderzoek gebruikt om de kosten van energiebesparing in de gebouwde omgeving ook voor de latere periodes te schatten. Volgens recent onderzoek is er veel energiebesparing in de Nederlandse industrie mogelijk (Harmelink et al, 2010). Het platform Ketenefficiency draagt een aantal mogelijkheden aan voor besparing binnen de industrie.
Daarbij is voor clearinghouse ook een kostenschatting gemaakt. Voor een benadering van de kosten voor de overige posten is gebruikgemaakt van IEA 2010, hoofdstuk Industry. Hierin wordt een totaal aan investeringskosten en te realiseren besparing weergegeven. De kosten voor energiebesparing door middel van het toepassen van WKK zijn gebaseerd op IEA (2010) waarbij gekeken is naar de kosten van WKK als productiemiddel van energie en de hoeveelheid toegerekende energiebesparing. De meerkosten bij WKK zitten met name in de installatie- en onderhoudskosten. De kosten dalen over de tijd door een afnemende rol van WKK in de productiemix. In 2016 wordt begonnen met het invoeren van beprijzing van mobiliteit. De initiële investeringskosten van beprijzing van mobiliteit zijn geraamd op € 3.805 miljoen over de eerste vijf jaar. Onderhoud van het systeem kost daarna ongeveer € 615 miljoen per jaar (Verkeer en Waterstaat, 2009). De kosten voor het ontwikkelen en gebruik van efficiëntere motoren komen voor een deel terug in de berekeningen IEA (2009). De kosten van slimmer transport zijn geschat op basis van de verhouding tot de overige besparingsposten. De kosten van energiebesparing in de glastuinbouw zijn geraamd op € 50 miljoen per jaar.
Een deel van dat bedrag komt terecht bij het onderzoek naar ontwikkelen en toepassen van nieuwe technieken en het overige deel dient als investeringskosten (Platform De kas als energiebron, Jaarplan 2010). De energiebesparing in de glastuinbouw loopt op tot 50 PJ in 2050.
4.2.2 Productiekosten van de energiemix Duurzame elektriciteit De kosten voor de productie van duurzame elektriciteit zijn vooral gebaseerd op IEA (2010), Projected Costs of Generating Electricity en deels op IEA (2009), Power Generation in the 450 Scenario. Figuur 4.14 geeft de gegevens voor Nederland op basis van de ‘levelized costs of electricity’ (LCOE). Dit is de prijs die de producent gemiddeld nodig heeft om breakeven te draaien. Hierbij
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
75
is rekening gehouden met kapitaalkosten, exploitatiekosten, brandstofkosten en de kosten van CO2-emissie gewaardeerd tegen een CO2-prijs van $30 per ton. De kosten en opbrengsten over de levensduur zijn netto contant gemaakt tegen een discontovoet van 5%. De gegevens uit IEA (2010) en IEA (2009) zijn vertaald naar een integrale kostprijs per PJ (‘Levelized Cost of Electricity’, zie voor een toelichting ECF, 2010, p. 68). Deze kostprijs is opgebouwd uit kapitaalkosten, operationele kosten, onderhoudskosten en eventuele brandstofkosten. Doordat de kosten zijn samengevoegd in een netto contante waarde wordt in de KBA minder goed zichtbaar dat ‘de kost voor de baat uitgaat’. Met name bij investeringen in duurzame bronnen die in plaats komen van gas- of kolencentrales wordt in de jaren na de investering brandstof bespaard. In de variant met ‘duurzame discontering’ (disconteringsvoet 1%) leidt het samenvoegen van huidige en toekomstige kosten en baten van een investering, met een disconteringsvoet van 5%, bovendien tot een onderschatting van de totale baten. Figuur 4.14
Productiekosten elektriciteit, discontovoet 5%
Bron: IEA (2010), p. 68.
In de ontwikkeling van de kostencurven is rekening gehouden met verwachte leereffecten die leiden tot kostprijsdalingen. Deze leereffecten zijn vooral ontleend aan IEA (2009) en geëxtrapoleerd voor de periode 2030-2050 (Tabel 4.4). De leercurven worden mondiaal bepaald en hebben een flink potentieel voor kostenreductie. De leercurven bepalen mede de concurrentiepositie van de hernieuwbare bronnen ten opzichte van de kostprijs van elektriciteit op basis van een kolencentrale. Bij deze kostprijs is rekening gehouden met de aankoop van CO2emissierechten. De onzekere factoren bij de vergelijking zijn de ontwikkeling van de CO2emissieprijs en de snelheid waarmee technologische innovaties tot stand komen (‘leereffecten’). Voorts zullen de kapitaalkosten van windenergie en zon-PV naar verwachting verder dalen met het groeien van de capaciteit, omdat het gemiddeld aantal vollasturen stijgt als gevolg van een betere spreiding van de capaciteit en technologische verbetering die toename van het capaciteitsverbruik mogelijk maakt (IEA, 2009). Zo loopt de capaciteitsfactor van zon-PV naar
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
76
HOOFDSTUK 4
verwachting op van 10% in 2010 tot 12% in 2030 en, bij veronderstelling, tot 15% in 2050. Voor onshore windenergie loopt de capaciteitsfactor op van 21% in 2010 tot 24% in 2050. Offshore windenergie laat de grootste groei van de capaciteitsfactor zien; van 33% in 2010 tot 46% in 2030 en daarna een veronderstelde afvlakkende groei naar 50% in 2050. Het effect van deze oplopende capaciteitsfactoren is eveneens meegenomen in de ontwikkeling van de kostprijzen. Tabel 4.4
Leereffecten duurzame energiebronnen 2010-2020
2020-2030
2030-2040
2040-2050
onshore wind
10%
5%
5%
5%
offshore wind
15%
15%
10%
5%
zon-PV
15%
15%
15%
15%
biomassa bijstook
5%
5%
5%
5%
kolen CCS
4,5%
4,5%
4,5%
4,5%
gas CCS
3%
3%
3%
3%
vergisting
5%
5%
5%
5%
vergassing
5%
5%
5%
5%
elektrisch vervoer
5%
5%
5%
5%
biobrandstof
5%
5%
5%
5%
waterstof
5%
5%
5%
5%
microalgen
5%
5%
5%
5%
zeewieren
5%
5%
5%
5%
biofeedstock
5%
5%
5%
5%
De resulterende kostprijzen hebben echter betrekking op de nieuwste technologie en representeren niet de gemiddelde kostprijs van productie op dat moment. Immers, de bestaande productiecapaciteit wordt niet onmiddellijk en in zijn geheel vervangen door installaties die produceren tegen de kostprijs van de nieuwste technologie. Dat gebeurt geleidelijk. De actuele gemiddelde kostprijs is derhalve een gewogen mix van kostprijzen van verschillende technologieën. Om dit effect mee te wegen ‘verschuiven’ we de kostencurven vijf jaar in de tijd. Op die manier veronderstellen we dat de gemiddelde leeftijd van de productiecapaciteit op enig moment vijf jaar is. Vanwege de flinke voorziene groei in de capaciteit van duurzame energiebronnen lijkt het plausibel te veronderstellen dat de gemiddelde leeftijd lager ligt dan de helft van de levensduur. Een en ander resulteert in de in Figuur 4.15 getoonde kostencurven. Ter referentie is in de figuur de kostencurve van conventionele kolenproductie getoond inclusief de kosten van CO2-emissie. Het beeld is voor alle duurzame elektriciteitsbronnen gelijk: dalende kosten per PJ. Met name de kostprijsdalingen van zon-PV en windenergie op zee zijn daarbij spectaculair. Daarbij moet worden aangetekend dat de situatie voor zon-PV genuanceerd ligt en afhankelijk is van de toepassing.
Toepassing van zon-PV bij huishoudens kan het best vergeleken worden met de consumentenprijs. Hier wordt zon-PV volgens Schoots (2010) al rond 2021 rendabel; voor utiliteitsgebouwen rond 2029 (kleinzakelijke markt). Voor grootschalige opwekking met Zon-PV is de groothandelsprijs de relevante benchmark en is een breakeven punt volgens Schoots niet voor 2040 te verwachten, tenzij de technologische ontwikkeling sneller verloopt dan thans
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
77
voorzien. Volgens de huidige verwachtingen zijn zon-PV en vergassing in 2050 nog niet rendabel inzetbaar, afgezet tegen conventionele kolen. De rentabiliteit van de optie Bijstook (‘Thermische conversie van biomassa voor elektriciteit’) wordt mede bepaald door het effect van de brandstofprijzen. Grootschalige toepassing van deze optie heeft een prijsopdrijvend effect op de brandstof. Het gaat dan om de prijzen van het cosubstraat en de prijs van de verwerking van het digestaat. De prijsverhogingen hiervan compenseren voor een deel de kostendalingen door leer- en schaaleffecten. Figuur 4.15
Kostencurven productiekosten hernieuwbaar, in € mln per PJ
120 100
Onshore windenergie
80
Offshore windenergie
60
Zon PV
40 Biomassa bijstook 20 Referentie: kostprijs kolen incl. C02 2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0
Kan een elektriciteitssysteem functioneren met een productieaandeel van 55% voor bronnen die afhankelijk zijn van wind en zon? De inzet van dergelijke fluctuerende bronnen verhogen de systeemkosten voor het bewaken van de balans tussen vraag en aanbod in het netwerk, maar zijn in theorie niet onwerkbaar. Er kan een probleem optreden met het bedienen van de piekvraag als zon en wind op het moment van de piekvraag onvoldoende productie leveren. Omgekeerd bestaat de kans dat de productie onvoldoende vraag ontmoet, ook niet via export. De ‘capacity credit’ geeft aan de mate waarin windenergie een bijdrage kan leveren aan het bedienen van de piekvraag. De capacity credit is hoog als de productie van windenergie positief gecorreleerd is met de piekvraag. Figuur 4.16 vergelijkt de berekeningen van verschillende studies. Hieruit blijkt dat de capacity credit varieert van 5% tot 40% afhankelijk van de vraagcondities en de plaatsgebonden condities voor windenergie.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
78
Figuur 4.16
HOOFDSTUK 4
Capacity credit van windenergie
Bron: Holtinnen et al (2009), p. 6.
De betekenis van Figuur 4.16 is dat het nodig kan zijn om extra capaciteit te installeren voor het opvangen van de piekvraag. Dit is afhankelijk van de grootte van de capacity credit. Is de credit laag dan is het nodig om te investeren in extra capaciteit. Holtinnen et al (2009) concluderen dat dit kostenefficiënt moet gebeuren, bij voorkeur via gascentrales. Dit komt overeen met de visie van het regieorgaan op de transitie naar een duurzame energiehuishouding waarbij gascentrales voor balans in het elektriciteitssysteem moeten zorgen. Gascentrales zijn relatief goedkoop en kunnen eventueel gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen zoals biogas. Alternatieven zijn de regulering van de vraag via het afschakelen van ‘load’ (via het verhandelen van ‘interruptible contracts’) of het reguleren van load via ‘slimme netten’ waarbij de eindgebruiker inzicht krijgt in de ‘real time’ kosten van zijn energieconsumptie. Dit versterkt de keuze om de energieconsumptie terug te schroeven op het moment dat de prijs het hoogst is, bijvoorbeeld in tijden van piekvraag met een beperkt aanbod van (wind-)energie. Gezien de onzekerheid van de capacity credit voor windenergie en de afhankelijkheid van de credit van locale condities, is bij de berekening van de productiekosten in dit onderzoek geen rekening gehouden met mogelijke kosten van netverzwaring en/of extra reservecapaciteit.
Schoon fossiel als bron van elektriciteit De ontwikkeling van CCS is met zeer veel onzekerheid omgeven. Op dit moment is nog veel onduidelijk omtrent de inzetbaarheid van CCS in de energieopwekking in de (nabije) toekomst. Dit heeft ook zijn weerslag op de kosten van CCS, die moeilijk in te schatten zijn. Om deze onzekerheid zichtbaar te maken in de MKBA hanteren we een bandbreedte in de kostprijscurven van elektriciteitsopwekking met kolen en gas met CCS. We gaan daarbij aan de bovengrens uit van 100% hogere kostprijzen dan aan de ondergrens. In Figuur 4.17 is deze bandbreedte weergegeven. CCS zit op dit moment in de fase van demonstratieprojecten die binnen vijf jaar operationeel kunnen zijn. De verwachting voor dit scenario is dat de ontwikkeling van CCS voorspoedig verloopt en dat de productiekosten van schoon fossiel via CCS de exploitatie op termijn rendabel maken. Figuur 4.17 laat zien dat dit perspectief bestaat. De productiekosten van CCS worden op termijn vergelijkbaar met de elektriciteitsprijs van een kolencentrale, inclusief de aankoop van
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
79
CO2-emissierechten. Deze prijs loopt op, omdat de CO2-emissieprijs naar verwachting stijgt (van circa € 10/Mton naar € 76/Mton in 2050). Afhankelijk van de technologische ontwikkeling en de toepassing van het emissiehandelssysteem ontvangen energieproducenten een marktconforme prikkel voor toepassing van CCS: ze kunnen kiezen, of de CO2-prijs betalen of investeren in CCS. Ook is er nog ruimte voor verlaging van de investeringskosten door innovaties. Schoots (2010, p. 52) merkt op dat CCS als technologie nog jong is. Er is naar verwachting nog veel leerpotentieel voor deze technologie die nu niet in de kostencurven verwerkt zit. Voor CCS zit de kostendaling vooral in het reduceren van het netto omzettingsverlies bij toepassing van CCS. De investeringskosten van kernenergie kenmerken zich eveneens door onzekerheid zoals de lijnen kernenergie ‘hoog’ en ‘laag’ aangeven. De curven geven aan dat de investeringsprikkels in kernenergie marktconform zijn, afhankelijk van de onzekerheid in de kostenontwikkeling.
Figuur 4.17
Kostencurven productiekosten fossiel, in € mln per PJ
30,0 Kernenergie (hoog)
25,0
Kernenergie (laag)
20,0
Kolen CCS (hoog)
15,0
Kolen CCS (laag)
10,0
Gas CCS (hoog)
5,0
Gas CCS (laag) 2049
2046
2043
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
0,0
Groene grondstoffen Uit het werkprogramma van het Platform Groene Grondstoffen zijn drie onderdelen in de projectalternatieven verwerkt. Dit betreft: • Innovatief gebruik van groene grondstoffen (biofeedstocks): In Nederland is de chemie de grootste industriële gebruiker van fossiele grondstoffen. Doel van dit transitiepad is de overgang naar groene grondstoffen te stimuleren waarbij via innovatieve toepassingen verduurzaming van bestaande producten en processen in de chemie mogelijk worden. • Microalgen: Microalgen vormen een bron van natte biomassa met verschillende toepassingen. Ze worden gekweekt in fotobioreactoren (open of gesloten vijvers) met een opbrengst van circa 30 ton per hectare. Biomassa uit microalgen vormt een veelzijdige grondstof voor de winning van energiedragers en chemicaliën.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
80
HOOFDSTUK 4
•
Zeewieren: Zeewieren zijn een andere vorm van natte teelt van biomassa met een vergelijkbaar toepassingsbereik. Zeewierteelt kan goed worden gecombineerd met windmolenparken op zee.
Energiepotentieel en reductie van CO2 Het potentieel van biofeedstocks is lastig in te schatten omdat de meeste technologieën nog niet commercieel worden geëxploiteerd. Wit, de Bruyn e.a. (2003) hebben echter een inschatting gemaakt van het potentieel en de kosten van biofeedstock als bijdrage aan een studie over voorzieningszekerheid. De berekening van Wit, de Bruyn e.a. (2003) betreft een combinatie van conversietechnologieën en biofeedstock zoals bioethyleen, methanol en andere producten die als substituut voor nafta in de chemische industrie gebruikt kunnen worden (zie Tabel 4.5). Tabel 4.5
Biofeedstock: Conversieprocessen en producten
Bron: Wit e.a. (2003), p. 37.
Voor deze producten zijn kostenschattingen gemaakt op basis van onderzoek van Wit et al. (2003), zie Tabel 4.6. Tabel 4.6
Kosten van de vervanging van 10% nafta door biofeedstock
Bron: Wit e.a. (2003), p. 39.
Voor de microalgen en de macroalgen (zeewier) zijn verschillende studies gemaakt om het energiepotentieel en de kosten te berekenen. Tabel 4.7 beschrijft het energiepotentieel van de
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
81
natte teelt van biomassa. De kostenberekeningen kennen wederom een grote marge vanwege het onzekere karakter. Voor de microalgen liggen de productiekosten voor relatief hoogwaardige toepassingen rond de €500 per ton droge stof, maar er zijn ook studies die uitgaan van $2000 tot $5000 per ton droge stof. We veronderstellen dat 40% van de productie een brandstofvervangend product is en 60% als groene grondstof een substituut voor nafta in de chemische industrie. Voor de zeewierteelt is de onzekerheid nog iets groter. De kostprijs is afhankelijk van de afstand tot de kust. De gegevens tonen productiekosten van $20-50 per ton droge stof voor nearshore teelt en $100-400 per ton droge stof voor offshore toepassingen. De genoemde kosten zijn niet representatief voor teelt in de Noordzee en de mogelijke combinatie met windparken. Er is een kleinschalig experiment in het Duitse gedeelte van de Noordzee uitgevoerd met een kostenniveau van €2500 per ton droge stof, mede veroorzaakt door het handmatig oogsten van het zeewier. Bij grootschalige teelt zal dit gemechaniseerd moeten worden (Reith e.a. 2005, p. 70). Tabel 4.7
Energiepotentieel Natte Teelt biomassa in Nederland
Jaar
Areaal
Productie (ton d.s. X 1000)
Energiepotentieel (in PJ)
Microalgen
in hectare
2015
2500
125
2
2030
20000
1000
32
2050
60000
3000
100
Ziewieren
in km2
2015
500
2500
31,5
2030
2000
10000
126
2050
5000
25000
315
Bron: Platform Groene Grondstoffen (2006), pp. 72 en 80.
Figuur 4.18 laat de kostprijzen zien van groene grondstoffen met de prijs van olie (inclusief CO2 prijs) als referentiepunt. Olie dient hier als referentiepunt omdat groene grondstoffen in dit onderzoek dienen als substituut voor het oliegebruik in zowel de transportsector als in de chemische industrie. Bij de figuur moet benadrukt worden dat de onzekerheid rondom de kostprijzen zeer groot is. Voor de groene grondstoffen is alleen een ondergrens aangegeven, maar is de opwaartse onzekerheid zeer groot. De conclusie van de vergelijking is dat voor biofeedstock op termijn marktconforme prikkels ontstaan voor investeringen in groene grondstoffen. Hetzelfde geldt in mindere mate voor de zeewieren. Voor de onderdelen microalgen is verder onderzoek nodig voor om via innovatie kostenreducties te realiseren die de inzet van deze groene grondstoffen rendabel maken. Waarschijnlijk is voor een periode subsidie nodig voor de marktintroductie van deze technologieën.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
82
HOOFDSTUK 4
Figuur 4.18
Kostencurven productiekosten groene grondstoffen, in € mln per PJ
35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0
Microalgen Zeewieren
2049
2046
2043
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
Biofeedstock Referentie: kostprijs olie incl. C02
Groen gas De biogasroute betreft voornamelijk vergisting tot biogas van biomassa (mest, GFT, slachtafval). Dit is een bewezen technologie welke nu al commercieel wordt toegepast, meestal in kleinschalige projecten waarbij lokaal beschikbare biomassa wordt ingezet. Biogas kan rechtstreeks worden toegepast in bijvoorbeeld elektriciteitsproductie, micro-WKK of als brandstof voor verwarmingsinstallaties. Na opwekking tot aardgaskwaliteit kan het in het net worden geïnjecteerd of toegepast voor mobiliteit. Het theoretisch maximaal haalbare potentieel is volgens Schoots (2010) circa 50-60 PJ per jaar. Dit is relatief gering ten opzichte van het jaarlijkse aardgasverbruik van 1500 PJ. Vergisting is noodzakelijk voor het bewerkstelligen van de transitie. Op de middellange termijn zal de rol van vergisting worden overgenomen door vergassing, Bio-SNG, een technologie met een veel groter potentieel. Bio-SNG is de duurzame vergassing van biomassa en SNG productie (Synthetic Natural Gas). Vergassing is een thermochemisch proces waarbij biomassa bij hoge temperatuur wordt omgezet in synthesegas. Bio-SNG installaties met een productiecapaciteit van tientallen tot honderden MW zijn mogelijk waardoor het zeer waarschijnlijk is dat voor deze technologie schaaleffecten een grote rol gaan spelen bij kostenreducties.31 Daarnaast bestaat nog veel potentieel voor leereffecten.
Op lange termijn kan aardgasvervanging door groen gas (BioSNG) volgens het platform Nieuw Gas opgeschaald worden naar 50% van de totale gasproductie. Voor groen gas is de relevantie benchmark de prijs van aardgas, inclusief CO2-prijs. Figuur 4.19 laat zien dat Bio-SNG rond 2040 concurrerend kan worden als we uitgaan van een optimistisch scenario met flinke leer- en schaaleffecten. Dit komt overeen met de conclusie van Schoots (2010) dat Bio-SNG rond 2038 een breakeven punt bereikt. Dit betekent wel dat de opschaling van de productie voor dat punt afhankelijk is van een stimuleringsregeling om het verschil tussen de productiekosten van groen gas en de gasprijs te compenseren.
31
Groen gas uit een 10 MW installatie kost 30,8 €/GJ, uit een 100 MW installatie 15,3 €/GJ en uit een GW installatie 9,3 €/GJ. Zie: Schoots (2010), p. 53.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
Figuur 4.19
83
Kostprijzen groen gas, 2010-2050 (in € mln/PJ)
35,0 30,0 25,0 Vergisting
20,0 15,0
Vergassing
10,0
Referentie: kostprijs gas incl. C02
5,0
2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0,0
Mobiliteit De kostprijsontwikkelingen van alternatieven voor olie in het transport zijn met onzekerheid omgeven. Gebaseerd op IEA (2008) en ECN (2004) zijn de in Figuur 4.20 weergegeven kostencurven voor de verschillende alternatieven voor olie in het transport weergegeven. Voor deze kostencurven zijn redelijk conservatieve leereffecten ingeboekt, van 5% per decennium. Te zien is dat elektrisch vervoer en vervoer op waterstof in eerste instantie nog ver boven de prijs van conventioneel fossiel vervoer zitten. Additionele investeringen in r&d zijn derhalve nodig om deze alternatieven op termijn concurrerend te maken. De figuur suggereert dat dit omslagpunt ergens rond 2050 zou kunnen liggen. Biobrandstoffen zijn naar verwachting eerder rendabel in vergelijking met het fossiele alternatief. Het omslagpunt ligt gegeven deze uitgangspunten rond 2040. Hierbij tekenen wij wel aan dat deze kostencurven met zeer grote onzekerheid zijn omgeven, en dat de weergegeven curven eerder een ondergrens markeren.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
84
HOOFDSTUK 4
Figuur 4.20
Kostprijzen mobiliteit, 2010-2050 (in € mln/PJ)
35,0 30,0 25,0
Electrisch
20,0
Biobrandstof
15,0
Waterstof
10,0 Referentie: kostprijs olie incl. C02
5,0
2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0,0
Kosten van productie van de energiemix De verschillende opbouw van de energiemix in de nul- en de projectalternatieven hebben tot gevolg dat de productiekosten ook uiteenlopen tussen de verschillende mixen. Zo zal de inzet van hernieuwbare energiebronnen in eerste instantie leiden tot hogere productiekosten, omdat de kostprijs hoger ligt dan die van de fossiele energiebron waarvan de productie navenant kan worden teruggeschroefd. In de MKBA wordt steeds gekeken naar het verschil van het projectalternatief ten opzichte van het nulalternatief. Dat wil zeggen dat als er in het nulalternatief × PJ wordt geproduceerd met kolen en in het projectalternatief ook, dan zijn de productiekosten in de MKBA voor het projectalternatief nul. Voor iedere energiebron wordt derhalve gekeken naar het verschil tussen de productie in het nul- en het projectalternatief. Dit verschil wordt vervolgens vermenigvuldigd met de kostprijs in het betreffende jaar. Dat betekent over het algemeen dat er voor fossiele energiebronnen sprake is van negatieve productiekosten in het projectalternatief (er wordt in het projectalternatief minder geproduceerd door de inzet van fossiele bronnen dan in het nulalternatief). De productiekosten van duurzame energiebronnen daarentegen zijn dan positief, omdat er juist meer van wordt geproduceerd dan in het nulalternatief.
Deze negatieve en positieve productiekosten worden ten slotte gesaldeerd en verdisconteerd. In het fossiele projectalternatief van het Blue Map scenario bedragen de verdisconteerde productiekosten over de periode 2010-2050 € 14 miljard aan de bovenkant van de bandbreedte en € 1 aan de onderkant. Voor het hernieuwbare projectalternatief is de bandbreedte smaller met een iets hogere bovengrens: € 11 tot € 17 miljard. Het fossiele alternatief onder het BAU-scenario laat hogere productiekosten zien met een grotere bandbreedte: € 39 tot € 79 miljard. Dit wordt met name ingegeven door de forse inzet van CCS en kernenergie, die beide met flinke bandbreedte zijn ingezet als gevolg van de onzekerheid omtrent de kostenontwikkelingen. In het hernieuwbare alternatief onder het BAU-scenario ontbreekt deze bandbreedte, omdat de inzet van CCS en kernenergie niet verschilt van het nulalternatief. De productiekosten belopen in dit alternatief € 49 miljard.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
85
4.2.3 Reguleringskosten Energietransitie komt niet vanzelf tot stand. Via normering en regulering geeft de overheid richting aan de ontwikkeling naar een duurzame energiehuishouding. De gebouwde omgeving en de transportsector zijn de belangrijkste sectoren waar normering voor energiebesparing moet zorgen. Daarnaast is het emissiehandelssysteem en dus het beprijzen van de CO2-emissie de belangrijkste vorm van regulering met als doel de verduurzaming van de energiesector te ondersteunen. Wat zijn reguleringskosten? Regulering veroorzaakt langs verschillende kanalen kosten die meetellen in een maatschappelijke kosten-batenanalyse. In de eerste plaats is van belang dat regulering de keuzevrijheid van individuen beperkt. Het gevolg is dat individuen binnen hun budgetbeperking keuzes maken die in afwezigheid van regulering anders zouden uitvallen. Dit veroorzaakt welvaartsverlies voor dit individu (Schmalensee 1993). Uiteraard staan er tegenover de beperking van de keuzevrijheid ook baten, omdat regulering borging van een publiek belang beoogt. Dit kan een extern effect betreffen zoals beperking van CO2-emissie. Deze baat is in de maatschappelijke kostenbatenanalyse al als extern effect gewaardeerd. De nadruk ligt hier op de kosten van de regulering. Regulering brengt ook kosten voor de overheid met zich mee.
De effectiviteit van normen staat of valt met de handhaafbaarheid van het beleid. Met name als het gedrag van de gereguleerden moeilijk meetbaar is en dit gedrag op een groot aantal plaatsen optreedt, is handhaving van normen vaak zeer problematisch. Een klassiek voorbeeld is de Hinderwet, waarbij op een zeker moment 70% van de doelgroep niet aan de normen bleek te voldoen. Bij het uitvoeren van een kosten-batenanalyse van normen is het dus een valkuil om te veronderstellen dat normen 100% effectief zijn. De effectiviteit moet worden geschat op basis van de verwachte handhavingsinspanningen. Deze inspanningen dienen expliciet te worden gespecificeerd, inclusief hun (uitvoerings)kosten.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
86
HOOFDSTUK 4
Figuur 4.21
Maatregelen zijn slechts gedeeltelijk doeltreffend
Bron: Koopmans (2006), p. 23.
Uitvoeringskosten worden voor een deel doorgeschoven naar de belastingbetaler. Denk hierbij aan de loonsom van de inspecteurs die nodig zijn voor de handhaving van regulering. Het welvaartseffect van deze uitvoeringskosten valt in de categorie kosten van belastingheffing, omdat ze leiden tot hogere belastingen. Voor een deel veroorzaakt handhaving van regelgeving ook administratieve lasten die door bedrijven en burgers moeten worden opgebracht. Dit zijn wel kosten die vallen in de categorie reguleringskosten, omdat ze zonder de regulering niet zouden bestaan. Berekening reguleringskosten De concretisering van de post reguleringskosten is lastig omdat eenvoudige kengetallen niet voorhanden zijn. Idealiter volgt een maatschappelijke kosten-batenanalyse een bottom-up benadering waarbij voor een concrete regel of norm administratieve lasten worden berekend. Van der Noll, Weda en Tieben (2010) volgen deze benadering voor het onderwerp energiebesparing. Zij schatten de totale administratieve lasten van een systeem met verplichte labelsprongen voor huiseigenaren op € 347 miljoen voor de periode tot 2020. Dit betreft de kosten die nodig zijn voor de doelstelling van 100PJ die momenteel het doel is van het convenant Meer met Minder.32 Voor de besparingsopties na 2020 zullen additionele kosten gemaakt worden die een veelvoud bedragen.
Van der Noll, Weda en Tieben (2010) laten ook zien hoe lastig het is om gedetailleerde gegevens over de reguleringskosten van specifieke maatregelen te verkrijgen. Er zijn verschillende voorbeelden in het buitenland over normen ter bevordering van energiebesparing. Over kosten van toezicht en handhaving is echter weinig bekend. Fujimoto (2009, p. 73) rapporteert dat met 32
Partners in Meer met Minder zijn het Rijk (ministeries VROM en EZ) en initiatiefnemers Bouwend Nederland, UNETO-VNI en energieleveranciers. Het convenant bestaat uit een inspanningsverplichting voor het realiseren van additionele gebouw‐ en installatiegebonden energiebesparing in bestaande woningen en andere gebouwen van in totaal ten minste 100 PJ. De inspanningen van de initiatiefnemers bestaan hoofdzakelijk uit het wegnemen van belemmeringen voor investeerders, het informeren van investeerders en het betrekken van uitvoerende ondernemers.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
87
het toezicht op Duitse ‘Energie Prestatie Certificaten’ “enkele duizenden gekwalificeerde inspecteurs” gemoeid zijn.33 Bulkeley & Kern (2006, p. 2240) stellen vast dat drie Duitse gemeenten (Heidelberg, Frankfurt am Main en München) toezichtprocedures hebben ontwikkeld voor CO2-audits, maar dat deze zo kostbaar en tijdrovend zijn dat jaarlijkse rapportage niet mogelijk is. Er zijn geen aanwijzingen dat systematische controle wel plaatsvindt in andere Duitse gemeenten, hoofdzakelijk om financiële redenen. Rehdanz (2007, p. 168), tot slot, merkt op dat controle op bouwvoorschriften in Duitsland zeldzaam is. Er zijn dus weinig precedenten voor handhaving in relatie tot een energiebesparingsverplichting. Indien er wel precedenten bestaan – zoals de isolatieverplichting in Duitsland – zijn er geen gegevens over de handhavingskosten. Wat op voorhand duidelijk is, is dat een beleidsvariant die volledig leunt op handhaving van een besparingsverplichting hoge reguleringskosten met zich meebrengt. Van de acht door hen onderzochte instrumenten, beoordeelt CE Delft de verplichtstelling voor gebouweigenaren (een minimale energie-efficiëntienorm van energielabel B) als 1-na-slechtste voor het criterium ‘uitvoerbaarheid en handhaafbaarheid’ (Rooijers, Leguijt, & Groot, 2010, p. 24).
Ook het voorstel van het Platform Energietransitie Gebouwde Omgeving (PeGO) leidt tot zwaardere handhavingsinspanning van gemeenten (CE Delft, 2009, p. 71). De Werkgroep Energie en klimaat, ten slotte, concludeert in de ‘Brede heroverwegingen’ dat de kosten van implementatie en handhaving van verplichtingen voor energiebesparing in de gebouwde omgeving zeer hoog kunnen zijn. De werkgroep voegt daaraan toe dat voor implementatie- en handhavingskosten thans geen cijfers beschikbaar zijn (ministerie van Financiën, 2010, p. 45). Energiebesparing in de gebouwde omgeving is een voorbeeld van een sector die gebaat is bij normering en regulering. De transportsector (verplichte bijmenging biobrandstoffen) en de industrie en landbouw (het Europese emissiehandelssysteem) zijn andere voorbeelden. Bij het kwantificeren van de totale reguleringskosten is het lastig dat Europese studies met een schatting van de totale reguleringskosten binnen de Europese of nationale context ontbreken. Deze lacune in de kennis over reguleringskosten verklaart de keuze van deze KKBA-analyse voor een macro-economische benadering op basis van kengetallen. Deze kengetallen zijn ontleend aan Amerikaanse studies. In de VS is veel meer aandacht voor de reguleringskosten van regelgeving in het ecologische domein, mede omdat die kosten door de overheid zelf nauwkeurig worden bijgehouden.
Dit wordt door economen gebruikt om schattingen te maken van de welvaartsverliezen die met deze vorm van regulering samenhangt. Een veel geciteerde bron is Hazilla en Kopp (1990) die op basis van empirische analyse komen tot een welvaartsverlies als gevolg van milieuregels van maximaal 2,6% van het Amerikaanse BBP. Deze KKBA maakt een macro-economische schatting van de uitvoeringskosten verbonden aan normering en regulering. We hanteren een bandbreedte van 0,5% tot 1,0% BBP-verlies per jaar als de maatschappelijke kosten van regulering ter bevordering van energietransitie. Een deel van deze kosten wordt gedragen door private partijen en vormen dus administratieve lasten en daarmee een welvaartsverlies. Voor een ander deel gaat het om kosten voor de overheid (bijvoorbeeld handhavingskosten) die de staat via belastingheffing compenseert. Het 33
In Duitsland zijn gebouweigenaren verplicht om een ‘Energie Prestatie Certificaat’ te hebben, bestaande uit twee delen: het werkelijke huidige energieverbruik en efficiëntieverbetering door renovatie. De certificaten worden verstrekt door de Deutsche Energie Agentur, DENA (Fujimoto, 2009, p. 73).
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
88
HOOFDSTUK 4
welvaartsverlies daalt dan neer bij de post ‘kosten van belastingheffing. Door deze splitsing te maken worden de kosten van regulering geschat op circa €33 tot maximaal €83 miljard in totaal (zie Tabel 1.1). Resultaat in het saldo van de KKBA De reguleringskosten vormen een belangrijk deel van de totale kosten in de KKBA, zoals is te zien in Tabel 1.1. De reguleringskosten zijn voor drie van de vier projectalternatieven bijvoorbeeld hoger dan de productiekosten van de energiemix. Kost regulering de maatschappij meer dan de productie van energie? Deze verhouding is vertekend door de opzet van de KKBA. Het saldo van de KKBA laat het verschil zien tussen het nulalternatief en de projectalternatieven. In het nulalternatief is in het BAU-scenario geen sprake van regulering, maar wel van productie van (fossiele) energie. In de KKBA zien we alleen het verschil in productiekosten maar wel de integrale reguleringskosten die in het nulalternatief immers bijna nul zijn. Ten opzichte van de integrale productiekosten voor de energiemix in het projectalternatief, die dus niet zichtbaar zijn in Tabel 1.1, zou de verhouding met de kosten van regulering minder scheef lijken.
4.2.4 Kosten van belastingheffing Belastingheffing veroorzaakt kosten voor de maatschappij doordat de bedrijven en huishoudens verplicht zijn een deel van hun inkomen aan de overheid af te dragen. In feite besteedt de overheid via belastingheffing en de rijksbegroting een deel van de koopkracht van private subjecten waarmee de keuzevrijheid wordt ingeperkt. Dit veroorzaakt een welvaartsverlies dat wordt geschat op circa 25 eurocent per geheven euro belasting.34 Dit is het uitgangspunt voor de berekening van deze post in deze KKBA. We houden bovendien rekening met het feit dat ook stimuleringsmaatregelen niet 100% effectief zijn. Ze subsidiëren bijvoorbeeld ook partijen die ook zonder de subsidie bereid zouden zijn tot investeren in energietransitie. Dit onderzoek houdt hiermee rekening door de effectiviteit van stimuleringsmaatregelen op 50% te schatten. Op basis van dit uitgangspunt berekent dit onderzoek de kosten van de belastingsheffing. De berekening van de subsidie die nodig is ter stimulering van de transitie naar een duurzame energiehuishouding is gebaseerd op de hoogte van de onrendabele top van de duurzame energietechnologieën. De overheid zal de onrendabele top moeten subsidiëren om exploitatie commercieel aantrekkelijk te maken en de benodigde investeringen uit te lokken.
De economische schade van de belastingheffing die nodig is voor de subsidies is geschat op circa €22 tot €26 miljard voor BAU en op circa €10 tot €12 miljard voor de projectalternatieven in Blue Map. Dit verschil wordt verklaard door het feit dat in Blue Map het startpunt anders is dan in BAO. Het nulalternatief in Blue Map veronderstelt al 50% reductie van broeikasgassen. Dit maakt de totale investeringsopgave voor de projectalternatieven lager en verklaart dus ook waarom volstaan kan worden met een lager subsidiebedrag en dito welvaartsverliezen als gevolg van belastingheffing.
34
De belasting zelf is een overdracht van belastingbetaler (particulier of zakelijk) naar overheid, waarvan het welvaartseffect per saldo nul is (de belastingbetaler gaat er evenveel op achteruit als de subsidieontvanger erop vooruitgaat). Zie De Nooij en Koopmans (2004).
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
KOSTEN EN BATENANALYSE
89
4.3 Kosten en baten van het nulalternatief in Blue Map De berekening van het maatschappelijk saldo voor de projectalternatieven richt zich op een vergelijking met het nulalternatief voor het betreffende omgevingsscenario. Het is daarbij van belang dat het nulalternatief in Blue Map een ander vertrekpunt is dan het nulalternatief in het BAU scenario. Het nulalternatief in Blue Map realiseert al 50% reductie van broeikasgassen terwijl de emissies in het nulalternatief in BAU stevig doorgroeien. Dit plaatst de evaluatie van de projectalternatieven in Blue Map ook in een ander kader en werpt de vraag op wat het nulalternatief in Blue Map de maatschappij al heeft opgeleverd dan wel gekost. Een antwoord op deze vraag kan alleen schetsmatig worden gegeven. Strikt genomen zou een precies antwoord vergen dat het nulalternatief in Blue Map als een projectalternatief wordt gezien. De vraag is dan welk nulalternatief hier tegenover moet staan. Dit rapport zoekt een pragmatische oplossing door de stap naar het BAU-scenario te zetten. Stel dat het uitgangspunt de wereld uit het BAU-scenario is en dat de inspanning van Nederland en de internationale gemeenschap om tot 50% emissiereductie in 2050 te komen een projectalternatief is, te vergelijken met de projectalternatieven Fossiel en Hernieuwbaar onder dit scenario.
Dit biedt ons de mogelijkheid om via kengetallen een schatting te maken van de maatschappelijke kosten en baten van het nulalternatief in Blue Map. De vergelijking met het projectalternatief Hernieuwbaar in BAU ligt het meest voor de hand, gegeven de vergelijkbaarheid van de energiemix. Strikt genomen kan de stap tussen de omgevingsscenario’s niet worden gezet vanwege de verschillen in de economisch condities waaronder de energietransitie zich voltrekt. Door hiervoor op een beredeneerde wijze te corrigeren wordt toch informatie gekregen over de vraag wat de startsituatie in Blue Map de maatschappij oplevert. Het startpunt voor deze analyse is de reductie van de CO2-emissie als het voornaamste broeikasgas. Figuur 4.22 toont de daling van de CO2-emissie in zowel het projectalternatief Hernieuwbaar in BAU als in het nulalternatief in Blue Map. In het nulalternatief in Blue Map daalt de emissie al met 50% ten opzichte van het niveau van 1990, in het projectalternatief Hernieuwbaar is de daling 80%. We kunnen het nulalternatief in Blue Map als een pseudoprojectalternatief in BAU beschouwen en het maatschappelijke saldo voor het projectalternatief Hernieuwbaar als maat nemen voor de berekening van de kosten en baten van de reductie in het nulalternatief in Blue Map.
De stap van BAU naar Blue Map wordt gezet door de netto kosten (het saldo van baten en kosten) per Mton vermeden CO2 te berekenen. Het maatschappelijk saldo voor het nulalternatief volgt via vermenigvuldiging van dit bedrag per Mton vermeden CO2 en het aantal Mton vermeden CO2 in het nulalternatief in Blue Map.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK
90
HOOFDSTUK 4
Figuur 4.22
Vergelijking reductie CO2-emissie Blue Map en BAU, 2010-2050 (in Mton CO2)
350 300 250 Nulalternatief BAO
200 150
PA Hernieuwbaar BAO
100
Nulalternatief Blue Map
50
2010 2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049
0
Bron: SEO
Figuur 4.23 toont de bruto kosten voor de reductie van de emissie van CO2 in het projectalternatief Hernieuwbaar in BAU. Dit betreft de som van de productiekosten voor de energiemix in dit projectalternatief en de kosten van de besparingsmaatregelen. De figuur laat zien dat de bruto kosten dalen naarmate het proces van energietransitie verder vordert en naar een stabiel niveau van net boven de €100 per Mton vermeden CO2 tenderen. Dit wordt voornamelijk veroorzaakt door schaal- en leereffecten die de productiekosten per eenheid duurzame energie doen dalen. De bruto kosten zijn niet het hele verhaal. Om de energietransitie in gang te zetten is regulering en subsidie nodig. De kosten die hiermee gepaard gaan zijn in Figuur 4.24 gesaldeerd met de baten van energietransitie zoals voorzieningszekerheid, extra bestedingsimpuls en extra economische groei. Dit saldo loopt in de loop van de tijd relatief terug en benadert in 2050 de nullijn. Er zijn ook andere baten. De belangrijkste posten zijn de vermeden emissie van CO2 en andere broeikasgassen zoals stikstof.
Deze lijn loopt richting 2050 juist op omdat de prijs waartegen de vermeden emissie wordt gewaardeerd stijgt.35 De andere belangrijke baat is de besparing op brandstof die in het begin relatief hoog is, maar later in de tijd relatief lager wordt vanwege de verduurzaming van de economie; de bijdrage van energiebesparing aan de emissiereductie wordt in de loop van de tijd relatief kleiner naarmate de energiemix steeds duurzamer wordt.
35
Voor deze berekening wordt de CO2-prijs uit BAU gehanteerd. Het is onlogisch om voor het pseudoprojectalternatief Blue Map een andere CO2-prijs te gebruiken dan in het nulalternatief, en dat is in dit geval BAU.
SEO ECONOMISCH ONDERZOEK