College 1.14.7 Bijlage 4 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen en Drenthe

11.2

Topologie van het hoogspanningsnet Het hoogspanningsnet in de regio is in grote lijnen als volgt te beschrijven: — 380 kV: er loopt een 380 kV-tracé van Eemshaven naar Meeden (in de buurt van Veendam) en vandaar via Emmen naar Zwolle. Bij Meeden is er interconnectie met Duitsland. In het kader van project Noord-West 380 kV komt er een tracé tussen Eemshaven en Vierverlaten (bij Groningen). — 220 kV: er loopt een tracé van Eemshaven naar Meeden, samen met de 380 kV, en een tweede van Eemshaven naar Vierverlaten. Vandaar gaat een tracé in westelijke richting naar Leeuwarden en dan zuidelijk naar Ens (Noordoostpolder), en een tweede tracé in zuidelijke richting over Assen naar Zwolle. — 110 kV: op diverse plekken takken er 110 kV-tracés af van de 380 kV- en 220 kV-netten. Het tracé van Meeden naar Zwolle bevat behalve 380 kV ook verbindingen voor 110 kV. Het netwerk op 110 kV is te zien als een tussenstap tussen transport en distributie.

11.3

Knelpunten Wat voor knelpunten treden er op in de verschillende scenario’s en wat is daarvan de voornaamste oorzaak? Uit de analyse van TenneT blijken knelpunten te ontstaan op alle verbindingen en een reeks stations. De meeste zijn gedreven door het aanbod van elektriciteit, en er zijn ook knelpunten vanwege toenemende vraag.

Aanbod In het scenario 2050 Regionale Sturing is er veel zon-PV opgesteld. Bij een lokaal overschot komt deze stroom het 110 kV-net op, waar vervolgens knelpunten ontstaan. Het 110 kV-net is niet berekend op een dergelijke transportfunctie. In het scenario 2050 Nationale Sturing zijn er veel windparken op zee met aanlanding in Eemshaven. Dat geeft zeer grote pieken in elektriciteitsproductie, veel groter dan de vraag

66

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

in de regio. Deze stroom moet dus getransporteerd worden naar elders, wat de capaciteit van de 380 kV- en 220 kV-netten sterk overschrijdt. De meeste knelpunten veroorzaakt door aanbod ontstaan al in 2030, waarna ze verdiepen naar 2040 en 2050. In de twee internationale scenario’s zijn er weinig knelpunten door aanbod, aangezien het aanbod van zon en wind er relatief laag is, zelfs lager dan voor 2030 al is voorzien.

Vraag Op het 110 kV-net rond Groningen en Emmen doen zich knelpunten voor die (mede) veroorzaakt worden door toenemende elektriciteitsvraag. Deze knelpunten komen voor in alle scenario’s en gedurende een groot deel van de uren per jaar. Ze komen ook naar voren in 110/220 kV-stations. Daarbij werken ze door naar het 380 kV-net in Eemshaven, aangezien dit een belangrijk knooppunt vormt in het hoogspanningsnet. In het scenario Regionale Sturing ontstaat een knelpunt op de 220 kV-verbinding naar Delfzijl. Er is een kleine capaciteitsoverschrijding ten gevolge van de elektrificatie in de industrie in dit scenario. Van drie scenario’s zijn de uitkomsten op de kaart gezet: 2030, 2050 Regionale Sturing (S1), en 2050 Nationale Sturing (S2). Deze staan op de volgende pagina’s. De onderliggende tabel is te vinden in Bijlage K. Daarin staan per station en verbinding de piekbelastingen en het aantal uren op jaarbasis wanneer de belasting groter is dan de capaciteit.

67

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 28 - Knelpunten hoogspanningsnet in scenario 2030 (geel: knelpunt bij N-1, rood: knelpunt bij N-0; dunne (zwarte) lijnen: 110 kV, dikke (donkergrijze) lijnen: 220 kV, dikke (lichtgrijze) lijnen: 380 kV)

68

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 29 - Knelpunten hoogspanningsnet in scenario 2050 Regionale Sturing (geel: knelpunt bij N-1, rood: knelpunt bij N-0; dunne (zwarte) lijnen: 110 kV, dikke (donkergrijze) lijnen: 220 kV, dikke (lichtgrijze) lijnen: 380 kV)

69

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 30 - Knelpunten hoogspanningsnet in scenario 2050 Nationale Sturing (geel: knelpunt bij N-1, rood: knelpunt bij N-0; dunne (zwarte) lijnen: 110 kV, dikke (donkergrijze) lijnen: 220 kV, dikke (lichtgrijze) lijnen: 380 kV)

70

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

12 Elektriciteits- en gas-/waterstofnet in samenhang 12.1

Introductie Elektrificatie aan de vraagzijde heeft met name consequenties op het laag- en middenspanningsnet, alsook op enkele plekken op het hoogspanningsnet. Uitbreiding van hernieuwbare opwek leidt tot forse knelpunten op het elektriciteitsnet, met name hoogspanning. Dit blijkt uit de analyses van Enexis en TenneT, zoals besproken in voorgaande hoofdstukken. Omdat er tegelijk een afname van de vraag naar aardgas is, komt er infrastructuur van het gasnet vrij en dient de vraag zich aan in hoeverre deze een complementaire rol kan spelen. Kan de opwek worden gefaciliteerd en het elektriciteitsnet daarbij ontlast, door het elektriciteitsnet en het gas-/waterstofnet in samenhang te opereren? Gasunie en TenneT hebben samen een model dat zowel het hoogspanningsnet als het gasnet bevat. Dit model is ook ingezet voor de Infrastructure Outlook 2050 (Gasunie & TenneT, 2019). Hiermee is onderzocht in welke mate de knelpunten zoals gevonden door TenneT verkleind kunnen worden met flexibilisering. Waar de berekeningen van TenneT de stromen tussen vraag en aanbod bepalen conform de fysica van het elektriciteitsnet, daar is dit geïntegreerde model een wiskundige benadering, zonder te rekenen met weerstand of transportverliezen. Belangrijk pluspunt is dat er interactie tussen elektronen en moleculen gemodelleerd kan worden.

In het kader van de Infrastructure Outlook 2050 waren de vier scenario’s uit Net voor de Toekomst in het model verwerkt. Voor dit project zijn daarin Groningen en Drenthe aangepast conform deze studie. Er is onderzocht welke maatregelen tegenover de knelpunten te plaatsen zijn om deze zo veel mogelijk op te lossen. Ten slotte is het model gedraaid zowel met als zonder deze maatregelen, om hun effect inzichtelijk te maken. Dit is gedaan voor de scenario’s 2030, 2050 Regionale Sturing en 2050 Nationale Sturing, waar immers de knelpunten het sterkst zijn.

12.2

Verkenning van oplossingen om elektriciteitsnet te ontlasten Bij het opstellen van maatregelen om knelpunten mee op te lossen, is de volgende lijn aangehouden: — bij aanlanding van wind op zee kan Power-to-Gas plaatsvinden, oftewel conversie van elektriciteit naar waterstof met elektrolyse; — lokaal kunnen Power-to-Gas en Power-to-Heat de structurele of langdurige overschotten converteren; — lokaal kunnen batterijen de kortstondige overschotten opnemen, om daarna te ontladen wanneer er lokaal weer meer vraag is dan aanbod van elektriciteit; — lokaal kan curtailment de hevigste pieken in aanbod, wanneer wind op land en zon beide piekcapaciteit genereren, wegnemen; — grote pieken in de vraag zouden met vraagsturing kunnen worden voorkomen.

71

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Er zijn twee methoden onderzocht om batterijen en Power-to-Gas/Heat in te zetten. De eerste gaat uit van batterijen bij zonneparken en Power-to-Gas bij windparken. We gaan daarbij kort in op de bijdrage die slim laden/ontladen van elektrische voertuigen hieraan kunnen bijdragen. De tweede bekijkt hoe de flexopties samen overschotten van elektriciteitsaanbod kunnen opvangen.

Batterijen bij zonneparken en Power-to-Gas bij windparken Batterijen kunnen de dag/nacht-onbalans egaliseren die ontstaat door een overschot van aanbod door zon-PV. Wanneer men een batterij bij een zonnepark plaatst, dan laadt de batterij overdag op om daarna ‘s nachts terug te ontladen. Echter, in de zomer lukt het ‘s nachts niet meer om geheel te ontladen wanneer die enkel de lokale elektriciteitsvraag bedient. Hier kan men op verschillende manieren mee omgaan: — Men vergroot de batterij opdat die overdag alle pieken in aanbod kan opvangen, maar omdat de batterij niet dezelfde nacht volledig kan ontladen, gaat deze als seizoensopslag fungeren. — Men vergroot de batterij niet en deze kan ‘s zomers niet alle pieken opvangen. Er moet curtailment plaatsvinden. — Men vergroot de batterij niet, maar gaat ervan uit dat er elders wel vraag is waarop de batterij ‘s nachts volledig kan ontladen. In feite verschuift de batterij de pieken in het aanbod overdag naar de nacht. Het zonnepark kan dan op lagere capaciteit worden aangesloten zonder verlies van energie. Het betekent wel dat er transportcapaciteit op het net gevraagd is, omdat de combinatie van zonnepark en batterij met name ‘s nachts meer teruglevert dan de lokale vraag naar elektriciteit.

Hier is sprake van wisselwerking tussen opslagcapaciteit, het aantal cycli die de batterij doorloopt per jaar en de energie die het zonnepark uiteindelijk kan leveren. Oftewel, meer nut voor ontlasting van het elektriciteitsnet impliceert een mindere businesscase voor investering in de batterijen en vice versa. Daarbij komt dat investeringen in het net en in flexmaatregelen bij verschillende partijen liggen en de totale, maatschappelijke kosten/baten bij huidige regelgeving daarom niet leidend kunnen zijn (hier zullen we in Hoofdstuk 14 verder op in gaan). Nabij windparken kunnen installaties voor Power-to-Gas of Power-to-Heat worden geplaatst. Ze zetten de energie van elektriciteit om naar een andere energiedrager, waar geen knelpunt is in de infrastructuur. De energie in de vorm van waterstof of warmte bovendien worden opgeslagen in cavernes, aquifers of andere opslag van warm water. De uitdaging hier is om een dergelijke installatie voldoende vollasturen te laten draaien: dimensionering op de pieken betekent een relatief grote investering tegenover relatief weinig vollasturen. Overschotten van nabijgelegen zonneparken kunnen eventueel bijdragen aan meer draaiuren. Ten slotte zou de installatie ook elektriciteit van het net kunnen vragen om stabiel te kunnen draaien en zo zelf oorzaak kunnen worden van congestie.

Maar dit zou nodig zijn op momenten met weinig aanbod en derhalve een hoge elektriciteitsprijs, zodat dit weinig aantrekkelijk zal zijn. In ieder geval is ook hier sprake van een negatieve wisselwerking tussen nut voor ontlasting van het elektriciteitsnet en de businesscase voor investering in de installatie, wat bovendien bij verschillende partijen valt. De uitkomsten van deze analyse, ervan uitgaande dat flexmaatregelen zoveel mogelijk vraag en aanbod binnen een gemeente dienen te vereffenen, zijn: — Scenario 2030: batterijen 5,1 GWh opslagcapaciteit bij 1,1 GW vermogen (tegenover 4,0 GW aan zonneparken), en Power-to-Gas 230 MWe vermogen (tegenover 1.300 MW aan windparken op land).

72

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

— Scenario 2050 Regionale Sturing: batterijen 8,9 GWh opslagcapaciteit bij 2,0 GW vermogen (tegenover 7,1 GW aan zonneparken), en Power-to-Gas 980 MWe vermogen (tegenover 2.600 MW aan windparken op land). — Scenario 2050 Nationale Sturing: batterijen 3,8 GWh bij 0,8 GW vermogen (tegenover 2,9 GW aan zonneparken), en Power-to-Gas 400 MWe vermogen (tegenover 2.200 MW aan windparken op land). Tot slot enkele opmerkingen over slim laden en ontladen van elektrische voertuigen. De batterijen hierin kunnen in principe een deel van de gevraagde opslagcapaciteit voorzien en zo dus bijdragen aan de flexmaatregelen voor ontlasting van het net. Echter, de analyse voor batterijen is gedaan door te kijken naar overschot van aanbod van zonneparken. Daarin is het aanbod afgezet tegen de lokale elektriciteitsvraag en deze is al inclusief de laadvraag van elektrische voertuigen. Die laadcapaciteit zal eenvoudigweg te weinig zijn om de pieken in het aanbod op te nemen. (Dit is ook te zien in Figuur 18 in Paragraaf 9.3) Slim laden kan er wel aan bijdragen de vraagpieken te egaliseren. Als in een buurt veel warmtepompen worden geïnstalleerd, dan zullen die echter dominant zijn.

Waar de gebouwde omgeving verwarmd is met groengas of waterstof gaat, daar is het laden van elektrische voertuigen wel een kritische factor in de elektriciteitsvraag en kan slim laden daar netverzwaring helpen verminderen of voorkomen.

Power-to-Gas, Power-to-Heat en batterijen die overschotten opvangen De tweede methode onderzoekt hoe de flexopties samen de lokale elektriciteitsoverschotten kunnen opvangen. Wanneer er meer aanbod is dan vraag, dan wordt er Power-to-Gas of Power-to-Heat ingezet. Deze wordt niet gedimensioneerd op de pieken, maar op langdurige gemiddelden in het overschot. De batterij wordt ingezet om de momentane fluctuaties op te vangen. Ook hier is sprake van wisselwerking, namelijk tussen enerzijds vollasturen van Power-toGas of Power-to-Heat en anderzijds het aantal cycli van de batterij. Oftewel, de businesscases voor het eerste en het tweede beïnvloeden elkaar negatief. Die financieeleconomische exercitie is hier niet uitgewerkt, en evenmin de kwestie welke partij investeert en uiteindelijk de inzet bepaalt. Hier is een technische verkenning gedaan naar hoe de flexopties samen het elektriciteitsnet kunnen ontlasten. De uitkomsten van deze analyse zijn weergegeven in Tabel 10. De grafieken eronder illustreren deze benadering met een voorbeeld, namelijk in Drenthe in scenario 2030. Allereerst is de vraag naar elektriciteit min het aanbod getoond (residual load). De grootste pieken van overschot aan aanbod worden afgesneden (curtailment). Het langdurig gemiddelde (over 730 uur) wat overblijft, is positief in de winter (meer vraag dan aanbod) en negatief in de zomer (meer aanbod dan vraag).

De elektrolysers staan daarom in de zomer veelal op vol vermogen aan, en de batterijen vangen de kortere fluctuaties op door op te laden of te ontladen. Deze benadering resulteert voor Drenthe in scenario 2030 in ruim 400 MWe elektrolysecapaciteit en batterijen met 1,6 GW vermogen bij 60 GWh opslagcapaciteit. Het eindresultaat is dat op elk uur een eventueel overschot uit zon- en windenergie is opgevangen. Er resteert enkel vraag van elektriciteit aan het net, geen levering. Knelpunten vanwege aanbod vallen daarmee weg. Nadeel is de grootte van de batterijen. De gevraagde opslagcapaciteit en het beperkt aantal cycli waarvoor deze gebruikt wordt, maakt de businesscase voor een dergelijke investering zeer waarschijnlijk sterk negatief. Een vraag voor vervolgonderzoek kan zijn hoe deze

73

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

teruggebracht kan worden, bijvoorbeeld door de teruglevering niet geheel weg te nemen maar met, zeg, 70% te reduceren ten opzichte van het opgesteld vermogen aan zon- en windparken. Een tweede vraag is hoe dit geografisch uitgewerkt kan worden. Waar staan de zon- en windparken, waar moeten de batterijen en elektrolysers staan opgesteld, en kan de waterstof dan ook op het gasnet worden gevoed? Hierboven is Drenthe beschouwd aan de hand van scenario 2030; we gaan over naar Groningen. Daar is zon-PV minder dominant, het aanbod wordt gedomineerd door wind op land en vooral aanlanding van wind op zee. Zonder wind op zee is het langdurig gemiddelde altijd positief: er is meer vraag dan aanbod. Er is dan geen Power-to-Gas nodig, hooguit batterijen. Met wind op zee is het langdurig gemiddelde juist altijd negatief: er is structureel meer aanbod dan vraag. Indien op plekken elders in het land of internationaal juist vraag is, dan zou men het overschot kunnen transporteren over het hoogspanningsnet, maar juist op die momenten zal waarschijnlijk ook elektriciteit aanlanden vanaf andere windparken in Beverwijk en de Maasvlakte. Dit betekent dat het elektriciteitsoverschot beter kan worden geconverteerd, zodat grote elektrolysecapaciteit nodig is. In scenario 2050 Nationale Sturing is 19,5 GW wind op zee voorzien en bijna 15 GWe elektrolyse.

Die elektrolyse kan ook bij de windparken op zee zelf plaatsvinden. Het aantal vollasturen wat gehaald kan worden naast wind op zee is groter dan in Drenthe, waar de overschotten vooral komen door zonneparken: circa 5.000 in Groningen en circa 3.000 in Drenthe. De productie met 15 GWe elektrolysecapaciteit kan oplopen tot 199 PJ. De waterstofvraag in de regio meet maximaal 76 PJ. Dit betekent dat er transport van waterstof de regio uit zal moeten plaatsvinden. De methode om alle momentane fluctuaties op te vangen met batterijen, zou daarnaast enorme opslagcapaciteit vragen die bovendien voor weinig cycli per jaar wordt aangewend. Zoals aangegeven is dit een technische verkenning en is verdere uitwerking nodig om rekening te houden tegelijk met nut van dergelijke flexmaatregelen voor ontlasting van het net en met realistische dimensionering. Oftewel, een vervolgstap is een analyse van zowel de maatschappelijke kosten en baten als de kosten en baten van alle onderdelen c.q. stakeholders afzonderlijk. Tabel 10 - Mogelijke inzet elektrolysers (vermogen en waterstofproductie) en batterijen (vermogen en opslagcapaciteit)

Groningen excl. wind op zee

Groningen incl. wind op zee

Drenthe

74

2030

2040 Reg

2040 Nat

2050 Reg

2050 Nat

0 MWe 0 PJ

10 MWe 0 PJ

0 MWe 0 PJ

200 MWe 0 PJ

0 MWe 0 PJ

Batterij

1.700 MW 50 GWh

2.40 MW 90 GWh

1.400 MW 20 GWh

3.200 MW 170 GWh

1.100 MW 10 GWh

Elektrolyse

400 MWe 5 PJ

3.300 MWe 42 PJ

6.800 MWe 88 PJ

7.100 MWe 93 PJ

14.800 MWe 199 PJ

Batterij

800 MW 70 GWh

3.500 MW 400 GWh

6.500 MW 790 GWh

6.800 MW 830 GWh

13.400 MW 1.600 GWh

Elektrolyse

400 MWe 4 PJ

800 MWe 7 PJ

500 MWe 3 PJ

1.100 MWe 9 PJ

300 MWe 2 PJ

Batterij

1.600 MW 60 GWh

2.400 MW 90 GWh

1.500 MW 50 GWh

3.100 MW 120 GWh

1.400 MW 60 GWh

Elektrolyse

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 31 - Vraag min aanbod in provincie Drenthe in scenario 2030 (MW)

Figuur 32 – Profiel van mogelijke inzet Power-to-Gas in provincie Drenthe in scenario 2030 (MW)

600 500 400 300 200 100 0

Figuur 33 - Profiel van mogelijke inzet batterijen in provincie Drenthe in scenario 2030 (batterijstatus, MWh)

75

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

12.3

Knelpunten Als de overschotten uit zon- en windenergie ten opzichte van de vraag kunnen worden opgenomen met Power-to-Gas of Power-to-Heat in combinatie met batterijen, dan zouden er geen knelpunten op het net meer moeten ontstaan ten gevolge van aanbod. De analyse met het geïntegreerde rekenmodel bevestigt dit. We geven hier de resultaten weer van de scenario’s 2050 Regionale Sturing en 2050 Nationale Sturing.

2050 Regionale Sturing Het geïntegreerde rekenmodel bevestigt het beeld van de analyses van Enexis en TenneT dat in dit scenario knelpunten ontstaan op momenten dat er veel vraag is en weinig aanbod. In Figuur 34 is te zien dat er ook in het net voor methaan (groengas) op de capaciteit gelet moet worden indien men een deel van de huidige capaciteit voor waterstof zou reserveren. Figuur 34 - Belasting zonder flexmaatregelen in scenario 2050 Regionale sturing op een uur met veel vraag en weinig aanbod van zon en wind, links methaannet en rechts waterstofnet (groen: belasting tot 70%, geel: tot 100%, oranje: tot 140%, rood: tot 200%, donkerrood: boven 200%)

Vervolgens kijken we naar momenten dat er veel aanbod is en juist weinig vraag. Op het elektriciteitsnet ontstaan grote knelpunten: het 380 kV-net en het 220 kV-net worden beide overbelast omdat er transport van het overschot van aanbod naar buiten de regio plaatsvindt (zie Figuur 35). Na toepassing van elektrolyse en batterijen zijn deze knelpunten opgelost (zie Figuur 36). Wel kunnen knelpunten op het 110 kV-net blijven bestaan, omdat er transport moet plaatsvinden van de locaties van opwek naar de locaties van vraag of flex. De infrastructuur voor methaan en waterstof heeft voldoende capaciteit om vraag en aanbod van groengas en waterstof, onder andere van de elektrolysers, te verwerken. De knelpunten op de netvlakken van 220 kV en 380 kV kunnen dus worden ondervangen met batterijen en elektrolysers. Hierbij merken we op dat deze verkenning aanvulling verdient met een kosten-batenanalyse, zodat de dimensionering van elektrolysers en batterijen – nu zeer groot – meer realistisch wordt en niet enkel een technische optimalisatie.

76

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 35 – Belasting zonder flexmaatregelen in scenario 2050 Regionale sturing op een uur met veel aanbod van zon en wind (kilometer kabel/buis)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 380 kV

220 kV

110 kV

RTL

Elektriciteit 0 - 70%

HTL Methaan

> 70 %

>100 %

HTL Waterstof

> 140%

Figuur 36 - Belasting met flexmaatregelen in scenario 2050 Regionale sturing op een uur met veel aanbod van zon en wind (kilometer kabel/buis)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 380 kV

220 kV

110 kV

RTL

Elektriciteit 0 - 70%

HTL Methaan

> 70 %

>100 %

HTL Waterstof

> 140%

2050 Nationale Sturing In dit scenario zien we dezelfde patronen terug. Het verschil betreft het grotere aanbod van wind op zee en het kleinere aanbod van zon en wind op land. Dit geeft, zonder flexmaatregelen, transport van overschotten en daardoor een grote overbelasting van het 380 kV-net en het 220 kV-net. Na toepassing van deze maatregelen is dit netvlak van 380 kV geheel ontlast. Er resteren knelpunten op het 220 kV-net en 110 kV-net. De waterstofbackbone zal waarschijnlijk voldoende zijn voor transport de regio uit van waterstof gemaakt is uit elektriciteit van wind.

77

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 37 - Belasting zonder flexmaatregelen in scenario 2050 Nationale sturing op een uur met veel aanbod van zon en wind (kilometer kabel/buis)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 380 kV

220 kV

110 kV

RTL

Elektriciteit 0 - 70%

HTL Methaan

> 70 %

>100 %

HTL Waterstof

> 140%

Figuur 38 - Belasting met flexmaatregelen in scenario 2050 Nationale sturing op een uur met veel aanbod van zon en wind (kilometer kabel/buis)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 380 kV

220 kV

110 kV

RTL

Elektriciteit 0 - 70%

78

HTL Methaan

> 70 %

>100 %

> 140%

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

HTL Waterstof

13 Warmtenet, CO2-net en biomassainfrastructuur 13.1

Warmtenet In deze studie zijn warmtenetten voor de gebouwde omgeving als optie meegenomen. Of het een goede optie is voor een buurt hangt met name af van de nabijheid van warmtebronnen en de stedelijkheid. Het eerste is gebaseerd op huidige industriële warmtebronnen. Stedelijkheid is bepalend omdat de kosten voor de aanleg van de infrastructuur dan per eenheid relatief laag zijn. Figuur 39 - Warmtebronnen in provincie Groningen (geothermie, centrales, industrie en AVI’s – de grootte van de cirkel is een maat voor de hoeveelheid beschikbare warmte)

79

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 40 - Warmtebronnen in provincie Drenthe (geothermie, centrales, industrie en AVI’s – de grootte van de cirkel is een maat voor de hoeveelheid beschikbare warmte)

Het scenario Regionale Sturing voorziet de meeste warmtenetten, voortvloeiend uit de gedachte dat lokale energiebronnen optimaal ingezet moeten worden en uit de veronderstelling van beperkte beschikbaarheid (of relatief hoge prijs) van andere energiedragers. Warmtenetten zouden vooral in de volgende gemeenten kunnen komen: — Groningen: 42.602 woningequivalenten; — Assen: 9.618; — Hoogeveen: 7.128; — Midden-Groningen: 5.413; — Midden-Drenthe: 4.272; — Noordenveld: 3.730; — Coevorden: 1.476; — Stadskanaal: 934.

80

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

In Emmen zijn wel industriële warmtebronnen, maar winnen andere opties het van een warmtenet. Hetzelfde geldt voor Delfzijl. Het CEGOIA-rekenmodel wat is gehanteerd, zoekt de verdeling van warmtetechnieken over de buurten die voor de regio als geheel het meest kostenefficiënt is. Groningen en Stadskanaal komen in alle vier de scenario’s naar voren, en Hoogeveen heeft in drie van de vier een warmtenet met meer dan 1.000 woningequivalenten. Momenteel is er een warmtenet van Warmtestad in de wijken Zernike en Paddepoel in Groningen. Dit net wordt nu verwarmd vanuit een WKK-centrale op de Zernike-campus. In de toekomst zijn andere bronnen mogelijk. Er moet dan infrastructuur aangelegd worden om de warmte te transporteren. Voor de distributie in de wijken zelf is de nodige infrastructuur aangelegd, met enerzijds buizen voor toevoer van het warme water en anderzijds buizen voor retour. Warmtenetten vergen dus aanleg van de nodige infrastructuur. Vanuit oogpunt van infrastructuur zijn warmtenetten niet zonder meer een gunstiger alternatief dan all electric en daarvoor benodigde netverzwaring, en bij groot aanbod van groengas of waterstof zou het gasnet aangewend kunnen blijven worden voor de warmtevoorziening.

13.2

CO2-net, CCS en CCU Een CO2-net is niet direct onderwerp van deze studie. In algemene termen is het volgende gebleken: — CCS is in geen van de vier scenario’s nodig om de doelstellingen voor CO2-reductie te halen. Bij de geplande blauwe waterstofproductie in de SMR zal afvoer van CO2 per schip plaatsvinden. — Een CO2-net is al voorzien tussen Eemshaven en Delfzijl met mogelijke extensie naar de kassen. — De Eemshavencentrale zal op biomassa draaien met afvang van CO2, die in Delfzijl gebruikt wordt voor synthese van moleculen (bijvoorbeeld BioMCN). — Indien in Delfzijl een grote C-vraag tot ontwikkeling komt, is mogelijk een omvangrijker CO2-net nodig. — Aangezien WKK’s in 2050 geen CO2 meer produceren voor de kassen, kan doortrekken van de CO2-leiding naar Emmen een optie zijn.

13.3

Biomassa Ook voor biomassa geldt dat er infrastructuur nodig is of een beslag legt op infrastructuur. Biomassa kan uit de regio zelf of Nederland afkomstig zijn. In dat geval zal het over de weg of binnenvaart naar biomassacentrales vervoerd worden. Biomassa kan ook geïmporteerd worden en in dat geval waarschijnlijk per schip.

81

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

14 Analyse 14.1

Knelpunten De effecten op de infrastructuur van de scenario’s in energievraag en -aanbod zijn onderzocht door de netbeheerders Enexis, TenneT en Gasunie. Dit onderzoek is beschreven in de voorgaande hoofdstukken. De uitkomsten vatten we hier samen. Een tekort aan netcapaciteit doet zich vooral voor bij elektriciteit en warmte. Verzwaring van het laag, midden- en hoogspanningsnet is in alle scenario’s nodig: op korte termijn vooral voor zonneparken, op lange termijn voor de elektrificatie van de mobiliteit en de verwarming van woningen, en op enkele tracés ook om toenemende vraag van de industrie te faciliteren (Emmen, Delfzijl). Het gasnet heeft capaciteit genoeg, maar de transitie naar waterstof vergt planning – welke buizen gaan wanneer voor waterstof ingezet worden - en ombouw. Hieronder gaan we meer in detail in op de verschillende netten.

Elektriciteitsnet — Midden- en laagspanningsnet: in de periode tot 2030 ontstaan knelpunten door grote toename van zonneparken. In de scenario’s voor 2050 is er ook een grote groei aan de vraagzijde, met name van warmtepompen en elektrische voertuigen, wat eveneens tot knelpunten leidt. Dat betekent dat netverzwaring nu vooral op het faciliteren van aanbod is gericht, maar dat die in de toekomst ook de vraag zal faciliteren. Het scenario Regionale Sturing leidt tot de meeste knelpunten: er is veel elektrificatie aan de vraagzijde, ook is het lokale aanbod hier maximaal, maar vraag en aanbod zijn veelal niet in balans. Er is een onbalans zowel tussen dag/nacht (overdag overschot van zon-PV) als tussen seizoenen (‘s winters grote vraag en ‘s zomers groot aanbod). — Hoogspanningsnet: de zwaarste knelpunten ontstaan door groei van het aanbod van wind- en zonne-energie. Windparken boven de Wadden leiden tot knelpunten op het 380 kV-net, met name in scenario Nationale Sturing. In scenario Regionale Sturing komt daar het grote aanbod van zonneparken in de regio bij. Het 110 kV-net is onvoldoende voor het transport van dergelijk aanbod, terwijl het 380 kV-net al vol is belast met enkel wind op zee. Ook elektrificatie aan de vraagzijde creëert druk op het hoogspanningsnet. Toenemende vraag, met name in de steden Groningen en Emmen, kan tot knelpunten leiden in het 110 kV-net.

Bij grote elektrificatie van de industrie, zoals in scenario Regionale Sturing, ontstaat ook een knelpunt op de 220 kV-verbinding naar Delfzijl.

Gasnet — De capaciteit van het gasnet is voldoende, alleen niet altijd voor de juiste energiedrager.

CO2-net — In de industriële behoefte aan CO2 in Delfzijl kan worden voorzien door afvang en transport vanaf de Eemshavencentrale, die overgaat op biomassa. — Er is een CO2-net in ontwikkeling van Delfzijl naar de tuinders. Een extra CO2-net is niet nodig, CO2-opslag kan gebeuren met tankers naar opslaglocaties op zee en met flessengas naar de tuinders rond Emmen.

82

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Warmtenet — Op een aantal plaatsen vormen warmtenetten een aantrekkelijk alternatief voor de gebouwde omgeving. Dit is echter niet in alle scenario’s het geval. Er is warmte beschikbaar, met name vanuit de industrieclusters en energiecentrales. Daartegenover staat dat warmtetransport en -distributie moeten worden aangelegd. Bij groot aanbod van waterstof of groengas is een warmtenet daarom minder aantrekkelijk. De vraag is vervolgens welk type oplossingen voorhanden zijn om de knelpunten op te lossen. Deze inventariseren we in de volgende paragraaf, waarna we ook ingaan op de belemmeringen voor deze oplossingsrichtingen. Ten slotte zullen we bekijken welke oplossingen het meest geschikt zijn specifiek bij de knelpunten die in beeld zijn gekomen voor de regio Groningen en Drenthe.

14.2

Inventarisatie van oplossingsrichtingen De infrastructuur kan faciliterend zijn aan de ontwikkeling van het energiesysteem of juist een knelpunt vormen. Hier maken we een inventarisatie van oplossingsrichtingen.

Netverzwaring De gangbare oplossing voor knelpunten in het elektriciteitssysteem is investeren in verzwaring (c.q. uitbreiding) van de elektrische infrastructuur. De netbeheerder van het betreffende onderdeel van het netwerk is verantwoordelijk voor het net en voor de benodigde investeringen. Eens in de twee jaar moeten de netbeheerders aan de toezichthouder, de Autoriteit Consument & Markt (ACM), een Investeringsplan afgeven (voorheen Kwaliteits- en Capaciteitsdocument). De netbeheerders inventariseren in het Investeringsplan de knelpunten en oplossingsrichtingen voorzien voor de komende tien jaar en geven hun investeringsplannen aan voor vervanging en uitbreiding van hun netten in de komende drie jaar. Netverzwaring is een mogelijke oplossing bij zowel vraag- als aanbodknelpunten. Er kunnen echter belemmeringen zijn, zoals ruimtegebrek en tijdigheid, en het kan zijn dat andere oplossingen tot lagere kosten voor de maatschappij leiden.

Aansluiten met lagere zekerheid (N-0) Netbeheerders moeten zorgen voor voldoende zekerheid voor het transport van elektriciteit, ook in situaties van onderhoud en storing van onderdelen van het net. Dat betekent dat de netwerken bij normale bedrijfssituaties (geen onderhoud, geen storing) altijd een mate van overdimensionering hebben. Een alternatief voor netverzwaring kan zijn om elektriciteitsproductie-installaties, zoals zon-PV en windenergie, aan te sluiten met lagere zekerheid, een zogenaamde ‘N-0’-aansluiting. Dit is een mogelijke oplossing bij aanbodknelpunten waar sprake is van lichte overschrijdingen van de beschikbare capaciteit. De consequentie is dat het aanbod niet altijd kan worden opgenomen in het net als er storingen zijn of onderhoud gepleegd wordt, hetgeen de businesscase van de aanbieder negatief kan beïnvloeden. TenneT is momenteel wettelijk verplicht om aangeslotenen ‘N-1’-zekerheid te bieden.

83

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Aansluiten met lagere capaciteit (curtailment) In situaties waarin gedurende een gering aantal uren per jaar veel transportvermogen wordt gevraagd, kan aansluiten met een lagere dan de piekcapaciteit een alternatief zijn voor netverzwaring. Het effect is dat het netwerk niet geschikt hoeft te worden gemaakt voor de volledige piekcapaciteit van een klant. Als voorbeeld van het potentieel effect: een zonnepark dat op 50% van het piekvermogen wordt aangesloten, levert op jaarbasis 14% minder elektriciteit aan het net. Met batterijen kan dit verlies nihil blijven. Ook dan kan curtailment nodig zijn: het kan voorkomen dat de elektriciteitsprijs hoog is, ook bij groot aanbod van zonne-energie. De markt zal dan geneigd zijn om batterijen te laten ontladen, terwijl er juist schaarste is aan netcapaciteit. Curtailment is een mogelijke oplossing bij zowel vraag- als aanbodknelpunten waar sprake is van kortdurende grote pieken in vraag en/of aanbod. De structuur van de aansluittarieven van de netbeheerders maakt dat het voor een energievrager financieel aantrekkelijk kan zijn om dat op vrijwillige basis te doen. De netbeheerder mag het echter niet afdwingen. Echter, de tariefstructuur voor transport van elektriciteit is zodanig dat een producent geen prikkel heeft, buiten de directe aansluitkosten, om zijn aansluiting te optimaliseren.

Het gevolg is dat de bedrijfstijd van de aansluiting erg laag kan zijn, zeker bij zonneparken, en de netbeheerder hoge kosten moet maken.

Naar ander netvlak brengen Waar het transport van elektriciteit tot knelpunten leidt, daar kan het al voordeel hebben wanneer er nieuwe koppelstations komen tussen de netvlakken. Op een ander netvlak is misschien wel capaciteit. Het is bijvoorbeeld mogelijk dat aanbod van elektriciteit in de regio over lange afstanden getransporteerd moet worden over 110 kV, terwijl het 380 kVnet hier beter voor geschikt is.

Flexibiliteit Netwerken worden gedimensioneerd op de piekcapaciteit met hoge zekerheid. Netinvesteringen kunnen worden uitgesteld of voorkomen als die pieken kunnen worden afgevlakt, oftewel door flexibiliteit in vraag en aanbod te organiseren. Dat kan op vele manieren, met name met vraagsturing of –beperking, met slim laden en ontladen van batterijen (in huis, in de buurt, in elektrische voertuigen, of bij zonneparken), en met lokale opwek (WKK’s). Flexibiliteit is een mogelijke oplossing bij zowel vraag- als aanbodknelpunten. De potentie om knelpunten te voorkomen is groot en is toepasbaar bij alle situaties met sterk fluctuerende vraag en/of aanbod. Flexibiliteit is niet geschikt om knelpunten op te lossen waarbij de vraag of aanbod structureel gedurende een groot aantal uren de capaciteit van het netwerk overstijgt. Dat betekent dat het voor invoeding van zon en wind geen oplossing is, met uitzondering van de piekmomenten, ook niet voor elektrische vraag met een hoge, moeilijk verschuifbare bedrijfstijd, maar wel geschikt is voor het laden van elektrische voertuigen. Flexibiliteit organiseren is onder de huidige (Europese en Nederlandse) regelgeving een marktactiviteit. Er zijn belemmeringen in de huidige regelgeving voor de netbeheerders om deze oplossing te realiseren.

Wel kan de tariefstructuur voor elektrisch laden aangepast worden zodanig dat er prikkels ontstaan om niet te laden op piekmomenten of langzaam te laden in de nacht. Voor marktpartijen is de uitdaging om hiermee een positieve businesscase te realiseren met flexibiliteitoplossingen.

84

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Conversie tussen energiedragers Wanneer in een bepaald gebied een vraagknelpunt ontstaat, is een mogelijke oplossing om de elektriciteit niet naar het gebied toe te voeren, maar om die ter plekke te produceren. Dat kan bijvoorbeeld met een gasmotor of gasturbine, gevoed met methaan (aardgas, groengas) of waterstof, of met een brandstofcel gevoed met waterstof. Elektriciteitsproductie is onder de huidige (Europese en Nederlandse) regelgeving een marktactiviteit. Als er sprake is van een aanbodknelpunt in een gebied, dan is een mogelijke oplossing om het overschot aan elektriciteit met een elektrolyser om te zetten in waterstofgas en dat af te voeren via een waterstofgasnet (of ter plekke op te slaan voor later gebruik). Een ander voorbeeld is omzetting van overschotten aan elektriciteit naar warmte, voor industriële processen of voor de gebouwde omgeving (Power-to-Heat). Ook dit zijn onder de huidige (Europese en Nederlandse) regelgeving marktactiviteiten. Power-to-Heat is met name toepasbaar in scenario’s met weinig elektrificatie, wordt gedreven door de prijs op de spotmarkt (dus niet door congestie) en werkt niet voor langdurige capaciteitsproblemen. Conversies van moleculen naar elektronen en vice versa kunnen in principe veel van de geïdentificeerde knelpunten oplossen, aangezien er capaciteitsruimte ontstaat in de gasnetwerken.

Bij aanbodknelpunten is wel een waterstofnetwerk (of lokale opslag) nodig. De oplossing lijkt met name geschikt bij grote problemen als gevolg van een klein aantal oorzaken, waarbij elektriciteitsverbindingen over grote afstanden verzwaard zouden moeten worden om toevoer naar of afvoer van een knelpuntgebied te realiseren. De oplossing lijkt niet geschikt in geval van vraagknelpunten die ontstaan vanuit een groot aantal verschillende oorzaken. Er zijn belemmeringen in de huidige regelgeving voor de netbeheerders om deze oplossing te realiseren, voor marktpartijen is de uitdaging om een positieve businesscase te realiseren.

Aan de vraag voldoen met een andere energiedrager Vraag naar elektriciteit hoeft niet altijd met elektriciteit te worden ingevuld. In bepaalde gevallen is het ook mogelijk om in de achterliggende behoefte te voorzien met een andere energiedrager vanuit een ander netwerk. Dit kan bijvoorbeeld door een woonwijk niet uit te rusten met elektrische warmtepompen maar met een warmtenetwerk, of door elektrische mobiliteit of transport op te lossen met een brandstofcel. Dergelijke oplossingen geven varianten op de scenario’s zoals hier doorgerekend. De potentie van deze oplossingen om knelpunten op te lossen vergt nadere studie, immers de alternatieve invulling werkt door op het gehele energiesysteem. Deze oplossingen zijn onder de huidige (Europese en Nederlandse) regelgeving marktactiviteiten. Er zijn belemmeringen in de huidige regelgeving voor de netbeheerders om deze oplossing te realiseren, voor marktpartijen is de uitdaging om een positieve businesscase te realiseren.

Oplossingen vanuit de ruimtelijke ordening De locatie waar bijvoorbeeld een nieuwe industrie, datacenter, glastuinbouwbedrijf, nieuwbouwwijk, zonneweide of windpark wordt gerealiseerd kan een knelpunt in de energie-infrastructuur veroorzaken. Inzicht in mogelijke knelpunten levert in principe de mogelijkheid om de ruimtelijke ordening daarop anders in te richten, bijvoorbeeld een realisatie elders waar nog wel ruimte in het netwerk aanwezig is of een andere infrastructuur die in de vraag kan voorzien, of door ontwikkelingen te faseren zodat het knelpunt tijdig wordt weggenomen.

85

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Ruimtelijke ordening is een verantwoordelijkheid van de overheden. Het vormt een mogelijke oplossing bij zowel vraag- als aanbodknelpunten, maar vraagt altijd uitgebreide studie naar alternatieven. Bij ruimtelijke ordening spelen bovendien altijd een reeks aan andere maatschappelijke en economische belangen mee.

14.3

Inventarisatie van belemmeringen Oplossingsrichtingen kennen op hun beurt weer belemmeringen om ze te kunnen realiseren. In deze paragraaf inventariseren we deze belemmeringen.

Reguleringskader remt anticiperen De huidige regelgeving geeft de netbeheerders een negatieve stimulans om te investeren in netuitbreiding op basis van verwachtingen. Zij mogen wel anticiperen, maar mogen de investeringen niet in hun tarieven verwerken indien deze naderhand niet doelmatig blijken. De netbeheerders zoeken daarom een hoge mate van investeringszekerheid en acteren doorgaans pas als er een getekende klantvraag ligt. Dit kan ertoe leiden dat een verzwaring later gereed is dan maatschappelijk wenselijk is.

Lange doorlooptijden voor netverzwaring Het overgrote deel van de doorlooptijd van een netverzwaring zit in de praktijk in de doorlooptijd van de planologische procedures en vergunningsprocedures, bijvoorbeeld voor een wijziging van een bestemmingsplan. De doorlooptijd kan leiden tot vertraging van projecten of zelfs dat deze in het geheel niet van de grond komen. Daarnaast kunnen er regionale verschillen zijn in de vergunningverlening. De nieuwe Omgevingswet kan dit in de hand werken, en verschillen in kennisniveau, bijvoorbeeld ten aanzien van nieuwe energiedragers zoals waterstof, kan zorgen voor verschillen in interpretatie bij vergunningverlening.

Geen fysieke ruimte of milieuruimte beschikbaar Netverzwaring (of een andere oplossing vanuit een andere energie-infrastructuur) is soms niet mogelijk wegens het ontbreken van fysieke ruimte of milieuruimte. Voor ruimtelijke aanpassingen is bovendien lokaal draagvlak essentieel. Dit kan ertoe leiden dat, ingeval van netverzwaring, een complexere oplossing moet worden gevonden, waardoor de oplossing moeilijker te realiseren is en mogelijk meer tijd kost.

Ouderdom van installaties Soms is netuitbreiding niet meer mogelijk wegens een verouderde stationsinstallatie. Daardoor kan het nodig zijn om een nieuw (en groter) station te bouwen inclusief verbindingen, bij voorkeur nabij het bestaande station. Het bestaande station moet gedurende die tijd in bedrijf blijven, waardoor de oplossing moeilijker te realiseren is en mogelijk meer tijd kost.

Kosten en split incentives Het komt voor dat ruimte voor netuitbreiding wel fysiek beschikbaar is, maar (te) kostbaar. Een andere financiële belemmering kan gevormd worden door split incentives: — Investeringen in conversies van elektronen naar moleculen of vice versa of in flexibiliteit hebben mogelijk geen positieve businesscase voor marktpartijen. Het is mogelijk dat die oplossing wel tot de laagste kosten voor de maatschappij leidt. De uitgespaarde kosten van een investering in netverzwaring mogen onder de huidige regelgeving niet worden aangewend om een andere aanpak te financieren om het netknelpunt structureel op te lossen.

86

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

— De investeringen in een oplossing met een ander netwerk (zoals bijvoorbeeld warmtenetten) hebben mogelijk geen positieve businesscase voor marktpartijen. Het is mogelijk dat die oplossing wel tot de laagste kosten voor de maatschappij leidt.

Aansluitkosten op maximale capaciteit In de huidige tariefstructuur betaalt industrie aansluitkosten op maximale capaciteit. Dit staat elektrificatie en met name hybridisatie in de weg. WKK’s geven de mogelijkheid te schakelen tussen gasvraag en elektriciteitsvraag. Als er congestie is op het net of een tekort aan aanbod van elektriciteit, dan kan met WKK in de eigen elektriciteitsvraag worden voorzien met gas. Bovendien kan elektriciteit aan het net worden teruggeleverd. Een WKK kan hiermee ondersteunend zijn aan het netbeheer. Echter, om deze hybride vol te benutten moet op piekcapaciteit worden aangesloten en in de huidige tariefstructuur hangen de aansluitkosten af van deze piekcapaciteit.

Speculatief gedrag Speculatief gedrag van marktpartijen kan voorkomen bij zowel grondverwerving (bij investeringen in de energie-infrastructuren) als bij capaciteitsclaims (bijvoorbeeld aanvragen voor aansluitingen op het elektriciteitsnetwerk). Dit kan ertoe leiden dat knelpunten zich eerder voordoen en/of ernstiger worden, of oplossingen duurder, dan strikt noodzakelijk.

Geen uitvoeringscapaciteit De benodigde uitvoeringscapaciteit voor een oplossing is mogelijk niet tijdig voorhanden, wat ertoe kan leiden dat de benodigde werkzaamheden om een knelpunt op te lossen niet kunnen worden uitgevoerd in het maatschappelijk gewenste tempo. Een bekend en belangrijk probleem is dat er momenteel te weinig technisch opgeleid personeel is.

Andere belangen kunnen prevaleren De mogelijkheid om een optredend knelpunt in het elektriciteitssysteem af te wenden door een andere ruimtelijke ordening van oorzaken toe te passen kan strijdig zijn met andere maatschappelijk of economische belangen. Ook kan een vanuit het energiesysteem gewenste netverzwaring van een bepaald station of bepaalde verbinding vanwege andere belangen niet vergund worden.

14.4

Mogelijk oplossingen bij de gevonden knelpunten Gezien de knelpunten in de verschillende scenario’s enerzijds, en de oplossingsrichtingen en hun belemmeringen anderzijds, welke oplossingen zijn geschikt? — In 2030 zijn de knelpunten op alle netvlakken gedreven door overschotten aan lokaal aanbod, met name zonneparken. Behalve netverzwaring kan men hier kijken naar aansluiten op lagere capaciteit of met lagere zekerheid. — In 2050 is er in alle scenario’s elektrificatie, wat vooral op het midden- en laagspanningsnet tot knelpunten leidt. Behalve netverzwaring kan men hier kijken naar vraagsturing en het voldoen aan de vraag met andere energiedragers. Vraagsturing is bijvoorbeeld slim laden en ontladen van elektrische voertuigen. Andere energiedragers kunnen zijn groengas, waterstof, warmte via een warmtenet, en biomassa. Bij hybride warmtevoorziening kan men bijvoorbeeld schakelen tussen de warmtepomp en een gasgestookte ketel. De vraag bij elk alternatief is of de energiedrager beschikbaar is en of het niet zelf ook een opgave voor infrastructuur met zich meebrengt, zoals een warmtenet of aanvoer van biomassa.

87

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

— In 2050 kunnen zich grote knelpunten voordoen op het hoogspanningsnet door het aanbod van elektriciteit. Voor wind op zee is conversie naar waterstof een goede optie. De huidige 380 kV-verbinding van Groningen naar Zwolle is begroot op transport van de elektriciteitscentrales in de Eemshaven naar het midden van Nederland en is voldoende als wind op zee beperkt blijft tot enkele gigawatts vermogen. Bij meer vermogen zal ofwel de capaciteit op het net verruimd moeten worden of de elektriciteit in de Eemshaven omgezet moeten worden in waterstof. — Voor wind op land kan conversie naar waterstof of warmte een goede optie zijn. Dit hangt af van de locatie: is er infrastructuur voor waterstof of warmte waarop aangesloten kan worden? Eventueel kan curtailment een optie zijn. Wat de beste optie is, hangt mede af van de waterstofmarkt en kan van moment tot moment verschillen. — Voor zonneparken komen een lagere aansluitcapaciteit, inzet van batterijen en curtailment in aanmerking. Ruimtelijke planning van zonneparken en windparken kan leiden tot eenmalige aanleg van bekabeling (cable pooling). — Een andere oplossing om te voorkomen dat het grote aanbod tot knelpunten op het 380 kV-net leidt, is in de regio de vraag te stimuleren. Met name elektrificatie in de industrie kan hieraan bijdragen.

De opgave is dan de elektriciteit naar de industrieclusters te geleiden, waarvoor echter minder verzwaring nodig is. — Datacenters hebben een grote elektriciteitsvraag en vormen een markt in ontwikkeling. Deze elektriciteitsvraag kan lokaal aanbod opnemen en, zoals hierboven benoemd, transport en knelpunten voorkomen. Maar hiervoor dienen de datacenters te zijn aangesloten op een plek met ruime capaciteit. Een no-regret-maatregel is het voorbereiden van de netten op de toename van lokaal aanbod, wat naar 2030 al een sterke groei zal doormaken. Omdat aan de vraagzijde elektrificatie zal plaatsvinden - van de warmtevoorziening in de gebouwde omgeving, van mobiliteit en van industriële warmtevraag – zullen dergelijke maatregelen ook voor 2050 nuttig zijn. Enexis heeft het investeringsprogramma voor het midden- en laagspanningsnet reeds ingericht op de grote groei van met name zonne-energie. Het 110 kV-net van TenneT kan ingericht worden in ‘pockets’ met elk een koppelstation aan een hoger netvlak (220 kV of 380 kV). Deze hogere netvlakken zijn beter geschikt voor transport. Barrières bij de oplossingen zijn allereerst de bevoegdheden van netbeheerders en split incentives. Elektriciteitsproductie en de levering van flexvoorzieningen zijn vrijemarktactiviteiten, terwijl transport en distributie tot het gereguleerde domein behoren.

Dit betekent onder meer dat netbeheerders beperkt kunnen aansturen op bijvoorbeeld lagere aansluitcapaciteit. Businesscases voor de infrastructuur en voor productiecapaciteit en flexvoorzieningen zijn gescheiden, zodat kosten voor de een niet doorwegen bij de ander, en baten (of vermeden kosten) bij de een geen reden vormen voor investering bij de ander. De maatschappelijk optimale oplossing komt niet zonder meer tot stand. Van meer praktische aard, maar evenzeer belangrijk, zijn barrières in doorlooptijden, beschikbaarheid van technisch personeel om de transitie te realiseren, en ruimtebeslag. Achterliggend is lokaal draagvlak: zijn de inwoners het eens met het ruimtebeslag nodig voor de infrastructuur en energieproductie? Zeker voor het scenario Regionale Sturing, met veel lokale opwek met zon- en windparken en bovendien met veel knelpunten op het hoogspanningsnet, is dit een relevante vraag. Een ander type barrière is de wederzijdse afhankelijkheid bij de ontwikkeling van waterstof: vraag, aanbod en infrastructuur komen enkel gezamenlijk van de grond. In de chemische industrie is er in principe vraag naar waterstof, nu veelal gemaakt uit methaan. Maar het inrichten van de industriële processen op directe aanvoer van waterstof zal pas gebeuren als die aanvoer ook verzekerd is. Andersom zal het aanbod pas ontwikkeld worden

88

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

bij een positieve businesscase met zekere afzet. Bovendien ligt hier nog een technische opgave: elektrolysers met het uiteindelijk benodigde vermogen, bevinden zich nu nog in het stadium van ontwikkeling. Ten slotte, de ontwikkeling van infrastructuur is beperkt anticipatie mogelijk op nog onzekere, toekomstige vraag en aanbod. Hierin worden nu al stappen gezet: de landelijke waterstofbackbone. De provincie Groningen is hiervoor goed gepositioneerd gelet op de aanwezige gasinfrastructuur van Gasunie en NAM, de mogelijkheden voor opslag in cavernes, de aanlanding van wind op zee in de Eemshaven, en de regionale vraag naar waterstof in de (chemische) industrie, met name in de Eemsdelta en in industriecluster Emmen. Door de versnelde afbouw van de winning van gas uit het Slochterenveld en de bijbehorende daling van de vraag naar laagcalorisch gas in Duitsland, valt met name in Groningen en Drenthe al in de komende jaren gasinfrastructuur vrij. Uit recent onderzoek (DNV GL, 2017) is gebleken dat veel van de vrijvallende gasleidingen na schoonmaak en inspectie geschikt gemaakt kunnen worden voor transport van waterstof.

Bij de betreffende assets van Gasunie Transport Services en NAM zitten doorgaande transportleidingen met dusdanig grote diameters dat, afhankelijk van de gewenste drukniveaus, een regionaal waterstofnetwerk met een transportcapaciteit van meerdere gigawatts kan worden samengesteld. Als de juiste keuzes voor hergebruik worden gemaakt, in relatie tot trajecten die in beeld zijn voor transport van biogas of CO2, kan een noordelijke waterstofbackbone de industrie in de Eemshaven en rond Delfzijl verbinden met de zoutcavernes bij Zuidwending en met het industriegebied bij Emmen, waar zich niet alleen vraag naar waterstof kan ontwikkelen maar ook aanbod kan ontstaan door elektrolyse met zon- en windstroom. Een schets van de noordelijke waterstofbackbone is weergegeven in Figuur 41. De noordelijke waterstofbackbone kan worden opgebouwd vanaf 2023 uit de vrijvallende transportinfrastructuur van Gasunie en NAM. Dit kan worden gezien als het startpunt van de ontwikkeling van de landelijke waterstofbackbone, die vanaf 2030 de grote industriële clusters in Nederland en het Ruhrgebied met elkaar en met de cavernes in Zuidwending kan verbinden.

Deze ontwikkeling kent onzekerheden, onder andere omtrent de plaatsing van windparken op zee en de technische ontwikkeling van elektrolysers, maar als Groningen en Drenthe een energieregio willen zijn zonder daarbij tegen knelpunten in de infrastructuur aan te lopen, dan is de waterstofbackbone een pad waarop op korte termijn al geïnvesteerd kan en moet worden.

89

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Figuur 41 - Noordelijke waterstofbackbone te realiseren uit vrijvallende infrastructuur vanaf 2023 (stippellijnen zijn opties voor aansluiting op de landelijke waterstofbackbone in 2030)

Eemshaven Delfzijl

Caverne Zuidwending

Hoogeveen

90

Emmen

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

15 Conclusies en aanbevelingen 15.1

Ontwikkeling van vraag en aanbod 2020 In 2020 hebben Groningen en Drenthe nog een belangrijke rol in de gasproductie voor Nederland en met onder meer drie centrales ook in de elektriciteitsvoorziening. Verwarming van de gebouwde omgeving is voornamelijk op aardgas, mobiliteit is grotendeels fossiel, en in de (chemische) industrie is veel vraag naar methaan als grondstof.

2030 Voor 2030 is één scenario opgesteld met als basis het Klimaatakkoord. De grote gasvelden zijn gesloten, een derde van de buurten is van het gasnet af en het aanbod van zonneenergie is sterk gegroeid. Er is nog niet of nauwelijks waterstof beschikbaar.

2050 Regionale Sturing De energietransitie wordt aangedreven vanuit regionale besluitvorming. Lokaal beschikbare energiebronnen worden optimaal benut en de beperkte beschikbaarheid geeft druk om te besparen. Waterstof is beperkt, maar er is veel elektrificatie, warmtenetten en groengas.

2050 Nationale Sturing Nationale besluitvorming leidt tot grote projecten voor de energietransitie, met name wind op zee. Deze elektriciteit staat aan de basis van een uitgebreide waterstofeconomie: in alle sectoren is er vraag naar waterstof.

2050 Internationale Waterstofeconomie Er is veel handel in energiedragers en Nederland is hierop georiënteerd. Dat betekent veel import, vooral van elektriciteit en waterstof. De vraagzijde is daarmee vergelijkbaar met het scenario Nationale Sturing, terwijl de aanbodzijde daarvan sterk verschilt.

2050 Internationale Bio-economie Dit scenario is eveneens Internationaal georiënteerd, zij het minder gericht op specifieke oplossingen zoals waterstof. In de mix van oplossingen spelen groengas, biomassa en elektrificatie een relatief grote rol.

Groningen-Drenthe als energieleverancier De regio heeft nu een functie als leverancier van aardgas en in het verlengde ook van elektriciteit. In de toekomst kan de regio een dergelijke rol spelen met elektriciteit en in het verlengde ook van waterstof. — In het energiesysteem is momenteel de gaswinning veruit de grootste factor: in 2020 is dat ruim 700 PJ, deels omgezet in elektriciteit. Wanneer de gaswinning stopt, dan zal de regio niet meer zo’n grote exporteur zijn van energie als nu. — De totale productiecapaciteit van elektriciteit in de regio is ruim 7 GW in 2020, 13 GW in 2030 en tot 31 GW in 2050. De groei komt volledig door zon-PV, windparken op land en op zee. Met 19,5 GW wind op zee in scenario Nationale Sturing wordt ruim 300 PJ

91

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

elektriciteit geproduceerd. Deze kan worden aangewend voor waterstofproductie. Hoe dan ook zou de regio hiermee per saldo ruim energieleverend zijn. Dit is ook het geval in scenario Regionale Sturing, met weliswaar minder wind op zee, maar meer wind op land en zon-PV. — In de twee Internationaal georiënteerde scenario’s voor 2050 is er juist veel import van energie (elektriciteit en waterstof, biomassa of groengas). Figuur 42 - Energiewinning in alle scenario’s (PJ)

Finale vraag per sector De totale finale vraag blijft behoorlijk constant, met variatie tussen 155 en 175 PJ. — In de gebouwde omgeving neemt de finale vraag af van 46 PJ naar minimaal 31 PJ. Dit komt door overgang naar meer efficiënte warmtetechnieken en isolatie. De belasting van het elektriciteitsnet neemt wel toe. — Mobiliteit wordt door de transitie naar elektrisch rijden efficiënter. De finale vraag neemt af. De belasting van de netten neemt echter toe – fossiele brandstoffen leggen daarop immers geen beslag. — In de industrie is efficiëntiewinst mogelijk, maar daar is per saldo toch groei voorzien van de energievraag. Dit komt door twee factoren. De eerste factor is productiegroei. Daardoor zal de vraag naar elektriciteit, methaan en waterstof als grondstof groeien. De tweede factor is de prognose voor groei in datacenters, met een grote elektriciteitsvraag. 3 GW aan datacenters, zoals voorzien in 2050, zou bij gelijkblijvende efficiëntie meer elektriciteit vragen dan nu de hele regio. Het is in potentie een ‘elektriciteitsverdubbelaar’. Bij jaar op jaar verbeterende efficiëntie blijft de elektriciteitsvraag van datacenters beperkt tot 17 PJ. — Landbouw, ten slotte, vormt een relatief kleine en stabiele factor in de finale vraag.

Finale vraag per energiedrager Wel is er variatie in de energiedragers waaruit de finale vraag is opgebouwd. — De elektriciteitsvraag zal sterk toenemen: van 37 PJ in 2020, naar 57 PJ in 2030, naar 72 PJ tot 89 PJ in 2050. Met name in scenario Regionale Sturing is voor 2050 verdere elektrificatie voorzien, ook in de industrie. — De vraag naar aardgas zal afnemen, maar groengas kan hiervoor in de plaats komen: van 70 PJ in 2020, naar 33 PJ in 2030, naar 6 tot 70 PJ in 2050. De grote variatie hangt

92

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

—

— — —

samen met de vraag naar waterstof. Er is lokaal 4,6 PJ aan biomassa voor groengas beschikbaar, daarboven is import noodzakelijk. In de scenario’s Nationale Sturing en Internationale Waterstofeconomie is waterstof een grote factor. Er is dan minder elektrificatie en nauwelijks vraag naar groengas. Waterstof varieert van nihil in 2020, naar 30 PJ (blauwe) waterstof in 2030, naar nihil tot 76 PJ in 2050. De totale gasvraag (methaan plus waterstof) in de regio is nu 71 PJ, deze daalt in 2030 naar 63 PJ, en in de vier scenario’s voor 2050 is er spreiding tussen 50 en 85 PJ. Biomassa heeft vooral een rol in scenario Internationale Bio-economie: van 7 PJ in 2020, naar 3 PJ in 2030, naar 1 PJ tot 23 PJ in 2050. Warmtelevering aan de gebouwde omgeving zal groeien: naar 3,6 PJ in 2030 en 6,7 PJ in 2050 in scenario Regionale Sturing. In de industrie blijft er behoefte aan hogetemperatuurwarmte, waarbij de vraag is met welke techniek en energiedrager die gegenereerd wordt en of dat centraal gaat met een stoomnet of op afzonderlijke bedrijfslocaties.

Figuur 43 - Finale vraag in alle scenario’s naar energiedrager (e) en naar sector (s) (PJ)

E = Elektriciteit, H2 = Waterstof, GO = Gebouwde omgeving, Mob = Mobiliteit, Ind(en) = Industriële energetische vraag, Ind(gr) = Industriële grondstoffenvraag, Data = Datacenters, Lbw = Landbouw.

Drivers van het energiesysteem Wat zal bepalend zijn in welke richting het energiesysteem in de regio Groningen en Drenthe zal ontwikkelen? Allereerst zijn Rijksbeleid, economische en technische ontwikkelingen en de internationale energiemarkten sterk bepalend. Binnen deze ontwikkelingen kan men vanuit de regio de locatie van specifieke installaties (zon-PV, windenergie, elektrolysers) en de faciliterende infrastructuur beïnvloeden. De regio zal met het stoppen van de gaswinning in eerste instantie een netto importeur van energie worden. De snelle ontwikkeling van zonneparken die al gaande is, kan zorgen voor elektriciteitsproductie vergelijkbaar met de huidige elektriciteitsvraag in de regio (dat is, op jaarbasis – daarbinnen zijn geregeld momenten waar elektriciteitslevering nodig is uit andere bronnen). De ontwikkeling van wind op zee is potentieel een grotere factor en kan ingezet worden voor zowel elektriciteit als conversie naar waterstof.

93

180076 - Systeemstudie energie-infrastructuur Groningen & Drenthe - November 2019

Waterstofvraag kan opkomen in alle sectoren, maar het kan ook zijn dat, wanneer er competitief aanbod is, dan de transitie naar andere opties – elektrificatie, groengas, warmte, biomassa – al is ingezet. Dit is zeker voorstelbaar voor de gebouwde omgeving en mobiliteit, want waterstof is daar niet per se het vooraanstaande alternatief voor fossiel. Waterstof maakt echter deel uit van de processen in de chemische industrie, dus daar is zeker een waterstofvraag. De ontwikkeling van wind op zee en van grootschalige elektrolysecapaciteit zal bepalend zijn voor het tempo van de transitie van methaan naar waterstof. Vooruitlopend kan de SMR in enige waterstofvraag voorzien. Behalve vanuit wind op zee boven de Wadden zal er ook waterstofaanbod opkomen vanuit internationale energiemarkten, met Eemshaven als toegangspoort naar de waterstofvraag in de regio.